Der hochgestaute Muttsee im Kanton Glarus ist Teil des stärksten Schweizer Pumpspeicherwerks © Hp. Guggenbühl

Der hochgestaute Muttsee im Kanton Glarus ist Teil des stärksten Schweizer Pumpspeicherwerks

Grösste Schweizer Strombatterie produziert tiefrote Zahlen

Hanspeter Guggenbühl / 15. Jan 2019 - Das neue Pumpspeicher-Kraftwerk "Linthal 2015" bringt der Axpo und Glarus hohe Verluste. Das bestätigt Infosperber-Prognosen.

Das Pumpspeicher-Kraftwerk "Linthal 2015" ist der neuste und teuerste Teil der "Kraftwerke Linth-Limmern AG", die im hinteren Teil des Glarnerlandes Strom aus Wasserkraft erzeugen. Der Hauptaktionär Axpo und der Kanton Glarus investierten dafür 2,1 Milliarden Franken (über die Vorgeschichte informierte Infosperber hier und hier). Das neue Werk erhöhte die installierte Pump- und Turbinenleistung der Linth-Limmern-Kraftwerke um tausend auf 1540 Megawatt Turbinenleistung. Der neue Pumpspeicher dient dazu, Bandstrom aus Atom-, Kohle- und Windkraftwerken zu Spitzenstrom zu veredeln und ist gleichzeitig die grösste Strombatterie der Schweiz.

Seit 2016 nahm dieses neue Pumpspeicherwerk den Betrieb schrittweise auf. Seit Herbst 2017 sind nach einigen Pannen alle Maschinengruppen in Betrieb. Damit stieg die Stromproduktion aller Linth-Limmern-Kraftwerke gegenüber der Zeit vor der Inbetriebnahme von "Linthal 2015" auf rund das Dreifache; dies vor Abzug des Stromverbrauchs der Speicherpumpen. Der gestern veröffentlichte Geschäftsbericht 2017/18 erfasst damit erstmals den Vollbetrieb und erlaubt einen Vergleich zwischen finanzieller Prognose und Resultat.

Minigewinn auf dem Papier, Maxiverlust für Besitzer

Auf dem Papier verbuchten die Kraftwerke Linth-Limmern AG (KLL) im Geschäftsjahr 2017/18 (per Ende September) einen Umsatz von 177,8 Millionen und einen Jahresgewinn von 5,5 Millionen Franken. Doch dieses positive Ergebnis der "Erfolgsrechnung" täuscht. Denn bei den KLL handelt es sich um ein sogenanntes Partnerwerk, das zu 85 Prozent dem Stromkonzern Axpo mit Sitz in Baden und zu 15 Prozent dem Kanton Glarus gehört. Diese beiden Eigentümer beziehen den dort erzeugten Strom und bezahlen die Jahreskosten.

Relevant in der Erfolgsrechnung sind darum die "Jahreskosten zu Lasten der Partner". Diese Kosten beliefen sich im jüngsten Geschäftsjahr auf 162 Millionen Franken oder auf 11,7 Rappen pro Kilowattstunde (kWh) erzeugten Strom. Die Produktionskosten der KLL pro kWh sind damit rund doppelt so hoch wie die durchschnittlichen Produktionskosten aller Schweizer Wasserkraftwerke. Und vor allem: Sie sind weit höher als die Erlöse aus dem Verkauf dieses Stroms.

Produktionskosten fast doppelt so hoch wie Erlös

Um wieviel genau sie höher sind, hängt von den Vergleichsgrössen ab und lässt sich mit folgenden Annahmen abschätzen:

o Annahme Die Kraftwerke Linth-Limmern mit dem kleinen oberen Speicherbecken Muttsee und dem darunter liegenden grösseren Limmernsee sowie mehreren Kraftwerkzentralen erzeugten im letzten Geschäftsjahr schätzungsweise 80 Prozent Spitzenstrom (Peak werktags zwischen 06 und 22 Uhr) und 20 Prozent Bandstrom (Produktion rund um die Uhr).

o Verkaufserlös Für diesen Strommix betrug der Verkaufserlös auf dem Schweizer Spotmarkt im Zeitraum Oktober 2017 bis September 2018 im Durchschnitt 6,5 Rappen pro kWh; das zeigen die entsprechenden Daten der europäischen Strombörse, die gegenüber den Vorjahren gestiegen sind. Die Produktionskosten der KLL von 11,7 Rappen/kWh waren damit annähernd doppelt so hoch wie der mutmassliche Verkaufserlös.

o Finanzieller Jahresverlust Die KLL-Eigentümer erlitten damit einen Verlust von 5,2 Rappen pro kWh. Multipliziert man diesen spezifischen Verlust mit den 1383 Millionen kWh Strom, welche die Kraftwerke Linth-Limmern im Geschäftsjahr 2017/18 produzierten, so ergibt sich für die Axpo und den Kanton Glarus zusammen ein Jahresverlust von 72 Millionen Franken.

Bandbreite von 70 bis 80 Millionen Jahres-Defizit

Von diesen hier errechneten 72 Millionen kann der wahre Verlust etwas abweichen; dies nach oben oder unten, je nachdem, ob der Hauptaktionär Axpo einen Teil des KLL-Stroms zu tieferen Preisen auf dem Terminmarkt oder zu höheren Spitzen-Stundenpreisen auf dem Spotmarkt absetzte. Zudem können die Tarife der Glarner Verteilwerke für die im Monopol gefangenen Kleinkonsumenten den errechneten Verlust leicht nach unten drücken. Darum gehen wir hier von einer Bandbreite von 70 bis 80 Millionen Defizit aus.

Von diesem Jahresverlust dürften gemäss Aktienanteil 15 Prozent auf den Kanton Glarus entfallen, allenfalls etwas weniger, weil der Pumpstrom nicht nach Kapital sondern nach Strombezugs-Anteil verrechnet wird. 85 Prozent oder etwas mehr des Verlustes trägt die Axpo, die zu hundert Prozent den Nordostschweizer Kantonen gehört.

Mehr Strom verpumpt als produziert

Nicht nur die finanzielle, auch die energetische Bilanz der Kraftwerke Linth-Limmern wurde im jüngsten Betriebsjahr negativ; dies vor allem, weil das neue Pumpspeicherwerk zwischen Mutt- und Limmernsee ab November 2017 erstmals mit tausend Megawatt Leistung voll betrieben werden konnte. Der Gesamtproduktion von 1383 Millionen kWh Strom stand ein Verbrauch von 1452 Millionen kWh Pumpstrom gegenüber; für die KLL ergibt das einen energetischen Verlust von 70 Millionen kWh.

Der – offenbar auf Termin gekaufte – Pumpstrom kostete gemäss KLL-Angaben 3,0 Rappen pro kWh, total also 44 Millionen Franken. Das entspricht rund einem Viertel der gesamten Jahreskosten 2017/18. Der Löwenanteil dieser Jahreskosten entfiel auf Abschreibungs- und Kapitalkosten des neuen Pumpspeicher-Kraftwerks Mutt-Limmernsee, das samt Höherstau des Muttsees wie erwähnt 2,1 Milliarden Investitionsfranken verschlungen hat. Eine Rendite ist darum auch in den nächsten Jahren und Jahrzehnten nicht zu erwarten. Eine Verminderung der jährlichen Verluste ist künftig immerhin möglich, wenn die Marktpreise für Spitzenstrom und die Preisdifferenz zwischen Pump- und Spitzenstrom auf dem Markt stark steigen.

Tiefe Auslastung der installierten Leistung

Für die Betriebsrechnung eines Pumpspeicher-Kraftwerks zählt neben den Kapitalkosten und der Preisdifferenz zwischen eingekauftem Pump- und verkauftem Spitzenstrom auch die Auslastung; diese wiederum hängt von der Nachfrage nach Spitzenstrom ab. Ideal wäre, wenn ein reines Pumpspeicherwerk sich innerhalb der 8760 Stunden pro Jahr mit 4700 Pump- und 4000 Produktionsstunden auslasten liesse.

Davon sind die Kraftwerke Linth-Limmern weit entfernt, obwohl sie neben der Produktion von Strom aus hochgepumptem Wasser auch einen kleinen Teil des Stroms aus natürlichen Wasserzuflüssen erzeugen. Konkret: Im Geschäftsjahr produzierten alle Turbinen der Linth-Limmern AG mit einer installierten Leistung von total 1540 Megawatt respektive 1,540 Millionen Kilowatt installierter Leistung wie erwähnt 1383 Millionen kWh Strom. Das entspricht einer Ausnützung von bloss 900 Volllaststunden oder weniger als einem Viertel der verfügbaren Kapazität. Um diese Kapazität besser auszulasten, braucht es ebenfalls mehr Nachfrage nach speicherbarem Spitzenstrom.

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Linthal 2015 – von Infosperber 2016 scharf berechnet

Am 15. August 2016, wenige Tage vor der Einweihung, errechnete und veröffentlichte Infosperber folgendes Rentabilitäts-Szenario für das Pumpspeicher-Kraftwerk "Linthal 2015":

(hpg) Wie hoch Rendite oder Verlust von Linthal 2015 während der geplanten 80jährigen Laufzeit ausfallen, werden unsere Urenkel 2097 erfahren. Das Resultat hängt von einer Reihe von Unbekannten ab. Die folgende Kalkulation zeigt, wie hoch die Marge zwischen Pump- und Spitzenstrom sein muss, um allein die Strom- und Kapitalkosten zu decken; dies bei folgenden (*optimistischen) Annahmen:

•Die Anlage wird während 80 Jahren amortisiert (*wesentliche Erneuerungen fallen schon früher an).

•Der Kapitalzins beträgt 2 % (*bei der Entschädigung des Netzmonopols rechnet der Bund für 2017 mit 3,8 %).

•Der mittlere Preis für Pumpstrom beträgt 3 Rappen pro kWh.

•Im Betrieb rechnen wir pro Jahr mit 2000 Volllast-Pump- und 1550 Volllast-Produktionsstunden (*bei bestehenden PSW ist die Auslastung tiefer).

Mit diesen optimistischen Annahmen führt die Rechnung zu folgenden Resultaten:

•Zum Pumpen braucht es pro Jahr 2000 Millionen kWh Strom. Bei einem Preis von 3 Rappen/kWh resultieren Jahreskosten von 60 Millionen Franken für den Pumpstrom.

•Um allein die Kosten für den Pumpstrom zu decken, braucht es für die daraus resultierende Produktionsmenge von 1550 Millionen kWh einen mittleren Erlös von 3,9 Rappen/kWh oder eine Marge von 0,9 Rappen/kWh.

•Um mit den 1550 Millionen kWh Spitzenstrom die Kapitalkosten von 55 Millionen Franken/Jahr zu decken, ist ein zusätzlicher Erlös von 3,5 Rappen pro kWh notwendig.

Fazit: Um allein die Kosten von Pumpstrom plus Kapital zu decken, muss der Erlös für den Spitzenstrom im Schnitt 4,4 Rappen/kWh höher sein als die Kosten für den Pumpstrom. Berücksichtigt man auch die übrigen Betriebs-, Unterhalts- sowie die Erneuerungskosten, braucht es eine Marge von 5 bis 6 Rappen/kWh. Zum Vergleich: Im laufenden Jahr beträgt die Differenz zwischen Pumpstrom (off peak) und Spitzenstrom (peak) auf dem europäischen Spotmarkt im Schnitt rund einen Rappen/kWh.

Themenbezogene Interessen (-bindung) der Autorin/des Autors

keine

Weiterführende Informationen

Kraftwerk Linthal 2015 wird auf Kalk gebaut
Die Verantwortlichen des Axpo-Linthal-Debakels
Dossier: Die Politik der Stromkonzerne

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9 Meinungen

Solche Hintergrundinformationen machen das Portal Infosperber wertvoll. Guggenbühl schreibt natürlich nicht erst seit gestern über solche Themen.
Pirmin Meier, am 15. Januar 2019 um 11:55 Uhr
Wasserkraftwerke kann man nach volkswirtschaftlichen Nutzen oder betriebswirtschaftlichen Nutzen beurteilen. Hier wurde der betriebswirtschaftliche Ansatz gewählt. Solange «Irgenwoherstrom» ab Werk für deutlich unter 5Rp/kWh angeboten wird, ist diese Betrachtungsweise über das Ganze gesehen, nicht sehr zielführend. Eines der gössten Probleme beim Solarstrom ist die saisonale Speicherung. Diese kann zur Zeit, halbwegs wirkungsvoll, mit Pumpspeicher-Kraftwerken bewerkstelligt werden. Wenn wir es wirklich ernst meinen sollten mit der sogenannten Energiewende, dann ist dieses Kraftwerk eine unglaublich gute Investition in die Zukunft. Volkswirtschaftlich betrachtet halt. Eben. Mir tun die Aktionäre leid, denen ihr durch Arbeit sauer verdientes Geld, nicht die gewünschte Rendite abwirft. Umsomehr, habt Dank dafür.
Bruno Rütsche, am 15. Januar 2019 um 12:05 Uhr
Diese Zahlen verwundern nicht. Auch in Deutschland rechnet sich kein neu zu bauendes Pumpspeicherkraftwerk mehr finanziell und wirtschaftlich. Neben anderen Gründen, die im Artikel gut beschrieben sind, kommt in Deutschland noch kalkulatorisch der oftmalige Verlust der früheren Einnahmen aus den «Mittagsspitzen» dazu, weil dann öfters gerade mal regional viel Solarstrom verfügbar ist, bei entsprechendem Wetter.

Die «theoretisch» einzige Möglichkeit, mit sowas noch Gewinne zu erzeugen, ist in der Praxis allerdings so einfach aus technischen, physikalischen und auch organisatorischen Gründen, nicht möglich. Dazu müßte nämlich so ein Pumpspeicherkraftwerk immer nur dann Wasser hochpumpen, wenn durch ein Übermass an Windstrom, der aktuelle Wert an der Leipziger Strombörse ins Minus geht und Gross-Abnehmer von Strom damit sogar dafür bezahlt werden, dass sie gerade dann kräftig Strom beziehen, weil sonst die deutschen Netze überlastet werden und man die Wärmekraftwerke nicht endlos risikofrei runterregeln kann. Finanziert wird das durch jeden, auch den ärmsten deutschen Stromkunden, über das EEG-Gesetz als Zwangsabgabe.

Also nicht nur kostenlosen Strom zum Pumpen verwenden und dazu noch Geld gezahlt bekommen, um mit dem hochgepumpten Wasser dann teureren Spitzenstrom zu verkaufen, wäre die theoretisch noch lukrative Variante für heutige Pumpspeicherkraftwerke. In der tatsächlichen Praxis, sind aber da eine Menge Hindernisse und Grenzen vorhanden.

Werner Eisenkopf, Runkel/D.
Werner Eisenkopf, am 15. Januar 2019 um 12:37 Uhr
Danke für den Artikel über das interessante Thema. Analyse ist allerdings etwas zu vereinfacht und verzerrt das Bild unnötig zu Ungunsten der Kraftwerke.
1. Das Pumpspeicherwerk konsumiert nicht zu 'durchschnittlichen' off-peak Kosten, sondern recht genau während Stunden, wo der Strom billiger ist als zu durchschnittlichen off-peak Zeiten.
2. Natürlich produziert es auch nicht einfach bei 'durchschnittlichen' Peak-Zeiten, sondern während denjenigen, wo Preise besonders hoch sind.

Dass das Werk seine Aktivität konzentriert auf die besten Pump- und Produktionszeiten fokussiert, ist ja auch genau der einzige Grund, weshalb es weniger als die vom Autor vorgeschlagenen 4700h pumpt und weniger als 4000h produziert. Und diese Fokussierung erhöht natürlich die Gesamterträge, resp. verringert einen nach Abschreibungen allfällig immer noch bestehenden Verlust.

Somit sind auch die am Schluss erwähnten «im Schnitt rund einen Rappen/kWh» eigentlich weitgehend irrelevant. Da heute insb. deutsche Wind- & Sonnenkraft bedeuten, dass Preisvariabilität (auch bei uns) nicht mehr in erster Linie nur einem peak/off-peak Muster folgen, passen die Pumpspeicherbetreiber ihre Produktion ja im Stunden- und Minutentakt an Marktpreise an, mit sehr beträchtlicher Verbesserung der Wirtschaftlichkeit.

Eine objektivere Analyse würde auf einer stündlichen Jahrespreiskurve basieren, im Idealfall mitsamt Produktionszeitreihe, obwohl letztere auch approximativ aus ersterer abgeleitet werden kann.
Florian Habermacher, am 15. Januar 2019 um 15:22 Uhr
"Linthal 2015» ist ein eklatanter Planungs- und Investitionsflop. Und obwohl die Negativ-Zahlen, wie sie H.P. Guggenbühl, schon mehrmals und jetzt wieder dargestellt hat, Bände sprechen, wird weiterhin vertuscht und aufs Prinzip Hoffnung gesetzt.
Es wäre an der Zeit, dass die Verantwortlichen der AXPO und die Besitzerkantone eine Untersuchungskommission einsetzen und volle Transparenz schaffen.
Mitte 2005 hat der damalige AXPO-CEO Heinz Karrer das Projekt den Medien und der Glarner Bevölkerung u.a. mit folgendem Satz präsentiert: «Beim Projekt Linthal 2015 werden wir für eine Leistungssteigerung von über 800 MW gegen 1 Milliarde CHF investieren.» (Präsentation 24. Mai 2005, Seite 35).
Im gleichen Jahr begann an der europäischen Strombörse EEX eine Boomphase der Stromspitzenpreise. Bis zum Bauentscheid im 2008 nahm diese Tendenz noch zu. Der VR bewilligte ein 1000MW-Projekt für 2,5 Mill. Franken. Karrer belächelte damals die Erneuerbaren und redete von max. 2-3% Solaranteil.
Seither hat sich viel gewandelt, anders als von Karrer prognostiziert. Allein die notwendigen Abschreibungen von mehreren Mio. Franken/Monat, bei 30-50 Jahren Zeithorizont kann z.Z. niemals erreicht werden. In den beiden besten der letzten 12 Monate konnte gemäss den stündlichen Swissix-Zahlen höchstens 1 Million Franken Ertrag pro Monat durch den Pumpspeicherbetrieb generiert werden (vor Abschreibung, Zinsen, Unterhalt, etc.). Als früherer Wasserkraftlieferant ist KLL nun ein Nettostromverbraucher.
Heini Glauser, am 15. Januar 2019 um 23:30 Uhr
Das Kraftwerk wurde exakt in der Übergangsphase fertiggestellt, wo nicht mehr am Mittag die grossen Verbraucherspitzen massgeben sind, weil diese an vielen Tagen vom Sonnenstrom gedeckt werden.

Die Erneuerbaren sind aber längst nicht fertig ausgebaut, sondern stehen noch fast am Anfang. Das gilt insbesondere für die Schweiz.

Natürlich werden mit intelligenten Netzen in Zukunft vermehrt Erzeugerschwankungen abgefangen, indem zum Beispiel Elektroautos nicht im Moment des Einsteckens geladen werden, sondern dann, wenn viel Wind- und Sonnenstrom erzeugt wird.

Trotzdem wird der Bedarf für Speicher in Zukunft deutlich zunehmen. Batterien sind dazu viel zu teuer und verschlingen wertvolle Rohstoffe. Zudem dürfte in Zukunft noch weiterer subventionierter Kohlestrom wegfallen, der das heutig Bild verzerrt.

Ich wage daher auch eine Prognose: Wenn Europa und die Schweiz mit dem Pariserabkommen Ernst macht und die CO2 Bilanz bis 2050 auf Null anpeilt, werden wir in spätestens 10 Jahren im Linthal schwarze Zahlen sehen und in 30 Jahren die visionären Bauherren loben, die eine solche Goldgrube in die Alpen gestellt haben. Noch wichtiger ist der volkswirtschaftliche Nutzen, denn durch solche Anlagen wird die Energiewende erst ermöglicht.

Natürlich kann man kritisieren, dass die Motivation für den Bau eine andere war und man die Situation völlig falsch eingeschätzt hatte. Sonst hätte man bestimmt noch 10 Jahre gewartet. Aber was sind schon 10 Jahre bei einem Jahrhundertbauwerk.
Josef Brusa, am 16. Januar 2019 um 17:27 Uhr
Dass das Kraftwerk Linth-Limmern eine Stromvernichtungsanlage ist war seit Anbeginn bekannt. Alles läuft nur über das Kosten Nutzen Verhältnis. Diese Anlage wird in nächster Zukunft, sprich 20 Jahre, seine positive Seite zeigen denn es ist sicher dass die Stromkosten für den Konsumenten zunehmen werden. Unser kurzfristiges Gewinndenken führt heute vielfach zu negativ gewertet
Ueli Zweifel, am 17. Januar 2019 um 10:47 Uhr
Dass das Kraftwerk Linth-Limmern eine Stromvernichtungsanlage ist war seit Anbeginn bekannt. Alles läuft nur über das Kosten Nutzen Verhältnis. Diese Anlage wird in nächster Zukunft, sprich 20 Jahre, seine positive Seite zeigen denn es ist sicher dass die Stromkosten für den Konsumenten zunehmen werden. Unser kurzfristiges Gewinndenken führt heute vielfach zu negativ gewertet
Ueli Zweifel, am 17. Januar 2019 um 10:47 Uhr
Herr Guggenb�hl, Sie schreiben: Der Gesamtproduktion von 1383 Millionen kWh Strom stand ein Verbrauch von 1452 Millionen kWh Pumpstrom gegen�ber. Das g�be ja einen sensationellen Wirkungsgrad von �ber 95%! s kann doch nicht sein, oder stammt die hohe Zahl von zus�tzlichen nat�rlichen Zufl�ssen, so dass es nicht ein reines Pumpspeicherkraftwerk ist? Wenn ja, wissen Sie oder Herr Glauser wie hoch die Zufl�sse sind, so dass wir den wirklichen Wirkungsgrad berechnen k�nnen?
Antwort an Theo Schmidt: Das Umw�lzwerk Muttsee-Limmernsee ist nicht die einzige Kraftwerkzentrale der Linth-Limmern AG und auch nicht die einzige mit Pumpen. Tats�chlich gibt es aber auch nat�rliche Zufl�sse, wenig in den Muttsee, viel mehr in den Limmernsee, dessen Wasser dann im Tal unten verstromt wird. Die Produktion der einzelnen Zentralen wird im Gesch�ftsbericht nicht aufgeschl�sselt. Der Wirkungsgrad des reinen Umw�lzbetriebs d�rfte zwischen 75 und 82 % lgen.
Hanspeter Guggenb�hl

Theo Schmidt, am 31. Januar 2019 um 17:48 Uhr

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