name: LA.2014-0269 III. Grundlagenbericht Wasserkraftnutzung in Uri

text: \n \n\nKOMMISSION ENERGIEPOLITIK URI \n\n \n\n  \n\n  \n \n\n \n\nWasserkraftnutzung in Uri:  \nEignerstrategie und Lucendro-Kon-\nzession \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nGrundlagenbericht \n\n1. September 2015  \n\nVerabschiedet durch die EPU zuhanden des Regierungsrats \n\n \n\n\n\n \n\n \n\nImpressum \n \n\nEmpfohlene Zitierweise \n\nHerausgeber:  Kanton Uri \n\nTitel:  Wasserkraftnutzung in Uri: Eignerstrategie und Lucendro-Konzession \n\nOrt: Altdorf  \n\nDatum: 1. September 2015 \n \n \n\nKommission Energiepolitik Uri: \n\nMarkus Züst, Präsident \n\nBarbara Bär, Mitglied \n\nJosef Dittli, Mitglied \n\nRoman Balli, Mitglied \n\nScheiber Guido, Mitglied \n\n \n\nProjektgruppe: \n\nRoman Balli, Kanzleidirektor / Landschreiber, Landammanamt \n\nRené Brand, Techn. Sachbearbeiter, Amt für Energie \n\nAlexander Imhof, Amtsvorsteher, Amt für Umweltschutz \n\nRolf Müller, Direktionssekretär, Finanzdirektion \n\nGuido Scheiber, Amtsvorsteher, Amt für Energie \n\nGilbert Schnyder, Schnyder Ingenieure AG \n\nExterne Projektunterstützung: \n\nMichael Merker, energierecht.ch \n\nHeini Sommer, Ecoplan AG \n\nMarcel Buffat, Ecoplan AG \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\n\n Inhaltsübersicht Kommission Energiepolitik Uri \n\n1 \n\nInhaltsübersicht \n\nKurzfassung................................................................................................................. 3 \n\nInhaltsverzeichnis ..................................................................................................... 12 \n\nAbkürzungsverzeichnis ............................................................................................ 16 \n\n1 Einleitung ................................................................................................................... 17 \n\nTeil I – Aktualisierung Eignerstrategie .................................................................... 20 \n\n2 Fragestellungen zur Eignerstrategie ....................................................................... 20 \n\n3 Mögliche Eignerstrategien ....................................................................................... 21 \n\n4 Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten ............................ 40 \n\n5 Beurteilung der Strategien ....................................................................................... 55 \n\n6 Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall \nLucendro .................................................................................................................... 72 \n\nTeil II: Heimfall Lucendro ......................................................................................... 82 \n\n7 Fragestellungen zu den Handlungsoptionen Lucendro ....................................... 82 \n\n8 Handlungsoptionen Lucendro ................................................................................. 83 \n\n9 Beurteilung der Handlungsoptionen ....................................................................... 88 \n\n10 Priorisierung der Handlungsoptionen mit Schlussfolgerungen zum Vorgehen 97 \n\n11 Weiteres Vorgehen .................................................................................................... 98 \n\n12 Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien ....................................... 99 \n\n13 Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro ....... 121 \n\n14 Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung ...................................................... 129 \n\n15 Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag und \nGrundsatzvereinbarung mit Tessin ....................................................................... 138 \n\nLiteraturverzeichnis ................................................................................................ 157 \n\n\n\n Inhaltsübersicht Kommission Energiepolitik Uri \n\n2 \n\n \n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n3 \n\nKurzfassung \n\na) Ausgangslage und Auftrag \n\nDie Wasserkraft ist eine der saubersten Energiequellen und im Kanton Uri reichlich vorhanden. \n\nVor diesem Hintergrund hat der Regierungsrat im Jahr 2008 eine Eignerstrategie zur Wasser-\n\nkraftnutzung beschlossen. Sie sieht eine Erhöhung der Bezugsrechte auf mindestens 30% bei \n\nneuen Konzessionen und eine Anhebung der Bezugsrechte auf 20% bei bestehenden Kon-\n\nzessionen vor. \n\nIn der Zwischenzeit sind verschiedene Entwicklungen eingetreten:  \n\n Die Umsetzung der Strategie ist bei verschiedenen Gesuchen zur Konzessionierung neuer \n\nWasserkraftnutzung auf Schwierigkeiten gestossen. Nur mit grossem politischem Durch-\n\nsetzungswillen scheint es möglich zu sein, die angestrebten Ziele zu erreichen.  \n\n Der Landrat hat den Regierungsrat im November 2013 beauftragt, innerhalb von zwei Jah-\n\nren zu prüfen, ob zur besseren Nutzung der Urner Energiequellen die Gründung einer kan-\n\ntonalen Energiegesellschaft vorzusehen ist.  \n\n Darüber hinaus hat sich die Situation auf den Strommärkten gegenüber dem Jahr 2008 \n\ndramatisch verändert. Die Strommarktpreise haben sich halbiert.  \n\n Mit dem Auslaufen der Lucendro-Konzession zur Nutzung der Gewässer im Gotthard und \n\nSella-Gebiet stellt sich für den Kanton Uri unmittelbar die Frage, wie er seinen Wasseranteil \n\nim Kraftwerk Lucendro in Zukunft nutzen will. \n\nVor diesem Hintergrund hat der Regierungsrat beschlossen, die bestehende Eignerstrategie \n\nzu überprüfen. Zudem sollen auch die Handlungsoptionen im Zusammenhang mit dem Aus-\n\nlaufen der Lucendro-Konzession ausgelotet und beurteilt werden. Konkret sind im Rahmen \n\ndieser Arbeiten die in Abbildung K-1 zusammengestellten Fragen zu klären. \n\nAbbildung K-1: Zu klärende Fragestellungen \n\nAktualisierung der Gesamtenergiestrategie  Heimfall Lucendro \n\n– Welche Instrumente (Wasserzinsen, Bezugs-\n\nrechte, Beteiligungen usw.) soll der Kanton \n\nUri nutzen, um den finanziellen Ertrag aus \n\nder Wasserkraftnutzung zu optimieren? \n\n– Welchen Anteil an der Stromproduktion von \n\nbestehenden und neuen Kraftwerksanlagen \n\nsoll der Kanton Uri für sich sichern? \n\n– Wie soll der Kanton Uri seinen Anteil an der \n\nStromproduktion verwerten (eigene Verwer-\n\ntungsgesellschaft, Übertragung an einen \n\nDritten)? \n\n \n\n– Soll der Kanton Uri die Nord- oder die Südnutzung des \n\nLucendro-Wassers anstreben? \n\n– Welche konkrete Handlungsoption soll der Kanton Uri im \n\nRahmen der Nord- oder der Südnutzung verfolgen? \n\n \n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n4 \n\nb) Aktualisierung der Eignerstrategie \n\nFür die Ausgestaltung einer Eignerstrategie sind verschiedene Elemente festzulegen, für die \n\nsich meist mehrere Ausprägungen anbieten In einem ersten Schritt müssen aus der Vielfalt \n\nder Möglichkeiten konkrete Strategien gebildet werden, um sie anschliessend in einem zweiten \n\nSchritt einer eingehenden Beurteilung unterziehen zu können. Die nachfolgende Abbildung \n\ngibt einen Überblick über das beurteilte Variantenspektrum. Bei dessen Zusammenstellung \n\nwurde darauf geachtet, dass die Varianten ein möglichst breites Spektrum denkbarer Strate-\n\ngieansätze abdecken. \n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n5 \n\nAbbildung K-2: Mögliche Eignerstrategien \n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n A\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n B\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n C\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n D\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n E\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n F\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n G\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n H\n\n1/\nH\n\n2\nS\n\ntr\nat\n\neg\nie\n\n I1\n/I2\n\nke\nin\n\ne \nB\n\nez\nug\n\ns-\n\nre\nch\n\nte\n, k\n\nei\nne\n\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng,\n\n A\nbb\n\nau\n \n\nA\nbg\n\nab\nen\n\nke\nin\n\ne \nB\n\nez\nug\n\ns-\n\nre\nch\n\nte\n, k\n\nei\nne\n\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng,\n\n \n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \nA\n\nbg\nab\n\nen\n\nB\nez\n\nug\nsr\n\nec\nht\n\ne \nun\n\nd \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng \n\n w\nie\n\n \n\nhe\nut\n\ne,\n E\n\nrh\nöh\n\nun\ng \n\nA\nbg\n\nab\nen\n\n \n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng 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\n\nM\nei\n\nst\nbi\n\net\nen\n\nde\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nM\nei\n\nst\nbi\n\net\nen\n\nde\nn\n\nke\nin\n\ne\nke\n\nin\ne\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\n1 \n\nst\nra\n\nte\ngi\n\nsc\nhe\n\nn \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n, \n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn \n\nde\nr \n\nm\nax\n\nim\nal\n\n \n\nm\nög\n\nlic\nhe\n\nn \nA\n\nbg\nab\n\ne\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nnä\n\nre\n m\n\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n in\n\n \n\nU\nrn\n\ner\n H\n\nan\nd \n\n/ \n\nK\nos\n\nte\nnd\n\nec\nke\n\nnd\ne \n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nns\n\n-\n\nab\nga\n\nbe\n\nW\nas\n\nse\nrz\n\nin\nsm\n\nax\nim\n\num\nni\n\nch\nt a\n\nus\nsc\n\nhö\npf\n\nen\nau\n\nss\nch\n\nöp\nfe\n\nn,\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n 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d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nke\nin\n\ne\nG\n\new\nin\n\nns\nte\n\nue\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n 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\nan\n\n \n\nW\nas\n\nse\nrk\n\nra\nftw\n\ner\nke\n\nn \n\n(P\nar\n\ntn\ner\n\nw\ner\n\nke\nn)\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\n40\n%\n\n51\n%\n\n10\n0%\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nB\net\n\nrie\nb \n\nde\nr \n\nK\nra\n\nftw\ner\n\nks\nan\n\nla\nge\n\nn\n\n-\n-\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n m\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n m\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n m\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n m\nit \n\nM\nin\n\nde\nrh\n\nei\nts\n\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nex\nte\n\nrn\nen\n\n \n\nD\nie\n\nns\ntle\n\nis\nte\n\nr\n\n-\nB\n\net\nrie\n\nb \ndu\n\nrc\nh \n\nka\nnt\n\non\nal\n\ne \nE\n\nne\nrg\n\nie\n-\n\nge\nse\n\nlls\nch\n\naf\nt\n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \nan\n\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nve\nrs\n\nor\ngu\n\nng\ns-\n\nun\nte\n\nrn\neh\n\nm\nen\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \nde\n\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng \n\nau\nf \n\nm\nax\n\n 4\n9%\n\n (\nH\n\n1)\n / \n\nm\nin\n\nd.\n 5\n\n1%\n (\n\nH\n2)\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nbe\nzu\n\ngs\nre\n\nch\nte\n\nke\nin\n\ne\nke\n\nin\ne \n\nw\nie\n\n h\neu\n\nte\n \n\ner\nhö\n\nhe\nn \n\nau\nf 2\n\n0%\ner\n\nhö\nhe\n\nn \nau\n\nf 4\n0%\n\ner\nhö\n\nhe\nn \n\nau\nf 5\n\n1%\n10\n\n0%\nke\n\nin\ne\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nV\ner\n\nw\ner\n\ntu\nng\n\n d\ner\n\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nbe\nzu\n\ngs\nre\n\nch\nte\n\n-\n-\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\n-\nD\n\nur\nch\n\n k\nan\n\nto\nna\n\nle\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\n-\n\nge\nse\n\nlls\nch\n\naf\nt\n\nG\nes\n\nch\näf\n\nts\nbe\n\nre\nic\n\nhe\nke\n\nin\ne\n\nke\nin\n\ne\nS\n\ntr\nom\n\npr\nod\n\nuk\ntio\n\nn \n\n(S\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\n**\n)\n\nS\ntr\n\nom\npr\n\nod\nuk\n\ntio\nn \n\n(S\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\n**\n)\n\nS\ntr\n\nom\npr\n\nod\nuk\n\ntio\nn \n\n(S\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\n**\n)\n\nS\ntr\n\nom\npr\n\nod\nuk\n\ntio\nn \n\n(S\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\n**\n)\n\nS\ntr\n\nom\npr\n\nod\nuk\n\ntio\nn\n\n(S\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\n**\n)\n\nS\ntr\n\nom\npr\n\nod\nuk\n\ntio\nn\n\n(S\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\n)\n\nS\ntr\n\nom\nve\n\nrt\nei\n\nlu\nng\n\nE\nne\n\nrg\nie\n\ndi\nen\n\nst\n-\n\nle\nis\n\ntu\nng\n\nen\n\nI1\n: S\n\ntr\nom\n\npr\no-\n\ndu\nkt\n\nio\nn \n\n+\n \n\nS\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\nI2\n: a\n\nlle\n G\n\nes\nch\n\näf\nts\n\n-\n\nbe\nre\n\nic\nhe\n\nD\niv\n\nid\nen\n\nde\nnp\n\nol\niti\n\nk \n\n(G\new\n\nin\nnv\n\ner\nw\n\nen\ndu\n\nng\n)\n\nke\nin\n\ne \n\nE\nin\n\nflu\nss\n\nna\nhm\n\ne\n\nke\nin\n\ne \n\nE\nin\n\nflu\nss\n\nna\nhm\n\ne\n\nke\nin\n\ne \nE\n\nrh\nöh\n\nun\ng \n\nan\nst\n\nre\nbe\n\nn*\n\nke\nin\n\ne \nE\n\nrh\nöh\n\nun\ng \n\nan\nst\n\nre\nbe\n\nn*\n\nke\nin\n\ne \nE\n\nrh\nöh\n\nun\ng \n\nan\nst\n\nre\nbe\n\nn*\n\nm\nin\n\nim\nie\n\nre\nn\n\nm\nin\n\nim\nie\n\nre\nn\n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \n\nan\nst\n\nre\nbe\n\nn*\n\nA\nus\n\nsc\nhü\n\nttu\nng\n\n \n\nei\nne\n\nr \nm\n\nax\nim\n\nal\nen\n\n \n\nD\niv\n\nid\nen\n\nd \nz.\n\nH\n. d\n\ner\n \n\nöf\nfe\n\nnt\nlic\n\nhe\nn \n\nH\nan\n\nd\n\nH\no\n\nh\nei\n\ntl\nic\n\nh\ne \n\nF\nu\n\nn\nkt\n\nio\nn\n\n a\nls\n\n E\nig\n\nn\ner\n\n d\ner\n\n W\nas\n\nse\nrk\n\nra\nft\n\nF\nu\n\nn\nkt\n\nio\nn\n\n a\nls\n\n (\np\n\no\nte\n\nn\nzi\n\nel\nle\n\nr)\n E\n\nig\nen\n\ntü\nm\n\ner\n a\n\nn\n K\n\nra\nft\n\nw\ner\n\nks\nan\n\nla\ng\n\nen\n\n* \nB\n\nei\n B\n\net\nei\n\nlig\nun\n\nge\nn \n\nan\n P\n\nar\ntn\n\ner\nw\n\ner\nke\n\nn \nbr\n\nin\nge\n\nn \nD\n\niv\nid\n\nen\nde\n\nn \nde\n\nm\n K\n\nan\nto\n\nn \nnu\n\nr \nda\n\nnn\n e\n\nin\nen\n\n Z\nuw\n\nac\nhs\n\n a\nm\n\n T\not\n\nal\n d\n\ner\n jä\n\nhr\nlic\n\nhe\nn \n\nE\nrt\n\nrä\nge\n\n, w\nen\n\nn \ner\n\n ü\nbe\n\nr \nke\n\nin\ne \n\nB\nez\n\nug\nsr\n\nec\nht\n\ne \nve\n\nrf\nüg\n\nt\n\n**\n E\n\nvt\nl. \n\nE\nin\n\nbr\nin\n\nge\nn \n\nde\nr \n\nB\nez\n\nug\nsr\n\nec\nht\n\ne \nin\n\n e\nin\n\n e\nig\n\nen\ne \n\nV\ner\n\nm\nar\n\nkt\nun\n\ngs\nge\n\nse\nlls\n\nch\naf\n\nt m\nit \n\nka\nnt\n\non\nal\n\ner\n M\n\neh\nrh\n\nei\nts\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n o\n\nde\nr \n\nV\ner\n\nka\nuf\n\n a\nn \n\nM\nei\n\nst\nbi\n\net\nen\n\nde\nn\n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n6 \n\nFür die Bewertung der verschiedenen Strategievarianten wurde auf das im Jahr 2008 entwi-\n\nckelte Zielsystem zurückgegriffen, welches die unterschiedlichen Interessen des Kantons Uri \n\nim Zusammenhang mit der Wasserkraftnutzung reflektiert. Das damalige Zielsystem wurde mit \n\nwenigen Kriterien ergänzt und die Gewichtung der einzelnen Indikatoren wurde teilweise an-\n\ngepasst. Die neue Version des Zielsystems ist in der nachfolgenden Abbildung K-3 dargestellt. \n\nAbbildung K-3: Zielsystem für die Beurteilung der Eignerstrategien \n\n \n\n \n\nDie Bewertung der Eignerstrategien zeigt, dass sich ein Quintett von Massnahmen als Spit-\n\nzengruppe abhebt (vgl. Abbildung K-4)  \n\n Am besten schneiden die beiden Strategien F (Bezugsrechte von mindestens 51%) und G \n\n(Eigennutzung) ab. \n\n In geringem Abstand dazu folgen die beiden Strategien H2 (Mehrheitsbeteiligung am EWA) \n\nund I1 (Kantonale Energiegesellschaft zur Produktion und Bewertung).  \n\n Nochmals leicht abgesetzt, rangiert die Strategie I2 (eine alle Geschäftsbereiche umfas-\n\nsende kantonale Energiegesellschaft) auf dem letzten Platz des Spitzenquintetts.  \n\nWettbewerbs- und Ordnungspolitik 20%\n\nSicherung Grundversorgung (Netz) 20%\n\nErhalt Handlungspielraum des Kantons 50%\n\nBetriebswirtschaftliche Effizienz der Stromproduktion 20%\n\nMarkteingriffe minimieren bezüglich 10%\n\n  - Preisgestaltung 20%\n\n  - Abgaben 20%\n\n  - Unternehmerisches Engagement\n\n     der öffentlichen Hand 60%\n\nFinanzen 50%\n\nErträge maximieren 50%\n\nKontinuität der Einnahmen sichern 5%\n\nFinanzielle Risiken minimieren 30%\n\nTechnische und operative Risiken minimieren 15%\n\nEnergie und Umwelt 20%\n\nEnergieeffizienz fördern 60%\n\nNachhaltige Energieproduktion fördern 40%\n\nVolkswirtschaft 10%\n\nArbeitsplätze sichern 50%\n\nGünstiger Strom als Standortfaktor 30%\n\nSichere Versorgung (Energie) 10%\n\nGleiche Preise im Kantonsgebiet 10%\n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n7 \n\nDie eingehende Auseinandersetzung mit den finanziellen Risiken und der Umsetzbarkeit der \n\nStrategien zeigt, dass die Strategien F und G im Vordergrund stehen. Die anderen drei Strate-\n\ngien kommen auf folgenden Gründen zum jetzigen Zeitpunkt nicht in Frage: \n\n Die Erhöhung des Anteils am Aktienkapital des EWA auf 51% in der Strategie H2 würde \n\ngemäss dem steueramtlichen Wert rund 36 Mio. CHF kosten. Die steueramtliche Schätzung \n\nbzw. die Bewertung des EWA könnte sich ändern, wenn mit dem Auslaufen der Bürgler-\n\nKonzession das EWA nicht mehr über die gleichen Stromproduktionsmöglichkeiten verfügt \n\nwie heute. In diesem Sinne sollte die Umsetzung der Strategie H2 im Vorfeld des Auslau-\n\nfens der Reuss- und Bürgler-Konzession (2043 bzw. 2045) nochmals geprüft werden. Die \n\nCKW als Haupteigener des EWA könnte dannzumal an einer Lösung interessiert sein, bei \n\nwelcher der Kanton Uri die EWA-Aktienmehrheit zu einem deutlich günstigeren Preis er-\n\nwerben könnte als die heutige steueramtliche Bewertung.  \n\n Die Strategie I1 sieht nebst der Stromproduktion vor allem auch eine eigenständige Ver-\n\nwertung der erzeugten Energie durch die kantonale Energiegesellschaft vor. Ein erfolgrei-\n\nches Agieren am Strommarkt erfordert erstens ein sehr grosses Knowhow und zweitens ist \n\neine kritische Mindestenergiemenge erforderlich, um die Kosten decken zu können. Ent-\n\nsprechend lässt sich dieser Geschäftszweig erst entwickeln, wenn der Kanton über genü-\n\ngend Energie aus Beteiligungen verfügt. Dies dürfte frühestens mit dem Heimfall der Reuss-\n\nkonzessionen oder auf Initiative eines anderen EVU in Betracht kommen. Zum heutigen \n\nZeitpunkt ist es allerdings noch nicht erforderlich, bereits abschliessend festzulegen, wer \n\ndie Verwertung der Energie dannzumal vornehmen wird. \n\n Die Strategie I2 umfasst nebst den Geschäftsbereichen der Strategie I1 zusätzlich die Ener-\n\ngiedienstleistungen und vor allem die Stromverteilung zu den Endkonsumenten. Diese Stra-\n\ntegie ist somit nur realisierbar, wenn die Verteilnetze von EWA, EWU und EWE übernom-\n\nmen werden können. Eine konkrete Abklärung ist zwar noch offen. Erste Rückmeldungen \n\naus unverbindlichen Gesprächen zeigen allerdings eine gewisse Zurückhaltung. Ein käufli-\n\ncher Erwerb der Verteilnetze von EWA, EWU und EWE wäre in jedem Fall mit einem gros-\n\nsen Kapitelbedarf verbunden.  \n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n8 \n\nAbbildung K-4: Bewertung der Eignerstrategien \n\n \n\nStrategie \n\nA\n\nStrategie\n\nB\n\nStrategie \n\nC\n\nStrategie \n\nD\n\nStrategie \n\nE\n\nStrategie \n\nF\n\nStrategie \n\nG\n\nStrategie\n\n H1\n\nStrategie\n\n H2\n\nStrategie\n\n I1\n\nStrategie \n\nI2\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, Abbau \n\nAbgaben\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, \n\nErhöhung Abgaben\n\nBezugsrechte und \n\nBeteiligung  wie \n\nheute, Erhöhung \n\nAbgaben \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte auf \n\n20% ohne \n\nErhöhung \n\nBeteiligung\n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte (30-\n\n49%) mit evtl. \n\nMinderheits-\n\nbeteiligung \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte \n\n(>51%), allenfalls \n\nmit Mehrheits-\n\nbeteiligung \n\nEigennutzung Erhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n < 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nErhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n > 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft zur \n\nProduktion und \n\nVerwertung von \n\nStrom aus \n\nWasserkraft\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft aktiv in \n\nsämtlichen \n\nBereichen des \n\nStrommarktes\n\nWettbewerbs- und Ordnungspolitik\n\nSicherung der Grundversorgung (Netz) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0\n\nHandlungsspielraum des Kantons -2 -1 0 0 1 2 3 -1 2 2 2\n\nBetriebswirtschaftliche Effizienz der \n\nStromproduktion\n0 0 0 0 0 0 -1 0 0 -1 -2\n\nMarkteingriff minimieren 0.6 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -1 -0.2 -1\n\n- Vorgaben zur Preisgestaltung 0 0 0 0 0 0 0 0 -1 0 -1\n\n- Eingriffe in Form von Abgaben 3 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1\n\n- Unternehmerisches Engagement der \n\nöffentlichen Hand\n0 0 0 0 0 0 0 0 -1 0 -1\n\nZwischentotal -0.94 -0.52 -0.02 -0.02 0.48 0.98 1.28 -0.52 0.9 0.78 0.5\n\nFinanzen\n\nErträge maximieren -3.00 -1.00 1.00 1.81 2.14 2.29 3.00 2.01 2.28 3.00 3.00\n\nKontinuitiät der Einnahmen sichern 0 0 0 -1 -2 -3 -3 -1 -2 -3 -2\n\nFinanzielle Risiken minimieren 1 1 0 0 -1 -1 -2 -1 -2 -2 -3\n\nTechnische und operative Risiken \n\nminimieren\n1 1 0 -1 -1 -1 -2 -1 -2 -2 -2\n\nZwischentotal -1 -0.1 0.5 0.7 0.5 0.55 0.45 0.5 0.1 0.5 0.2\n\nEnergie und Umwelt\n\nEnergieeffizienz fördern 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1\n\nNachhaltige Energieproduktion fördern 0 0 0 0 0 1 1 0 1 1 1\n\nZwischentotal 0 0 0 0 0 0.4 0.4 0 1 0.4 1\n\nVolkswirtschaft\n\nArbeitsplätze sichern 0 0 0 0 0 1 1 0 1 1 1\n\nGünstiger Strom als Standortfaktor 1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1\n\nSichere Versorgung (Energie) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0\n\nGleiche Preise im Kantonsgebiet 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2\n\nZwischentotal 0.3 -0.3 -0.3 -0.3 -0.3 0.2 0.2 -0.3 0.2 0.2 0.4\n\nGesamttotal -0.68 -0.16 0.22 0.32 0.32 0.57 0.58 0.12 0.47 0.48 0.44\n\nRang 11 10 8 7 6 2 1 9 4 3 5\n\nHinweis: Die Zwischentotale und das Gesamttotal ergeben sich aus der Gewichtung gemäss Abbildung 4-5 S. 52 \nLegende: - 3 Sehr negative Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo; 0 Keine Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo, + 3 Sehr positive Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\n \n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n9 \n\nBei der Entscheidung zwischen der Strategie F und G kann folgendes in die Erwägung einbe-\n\nzogen werden: \n\n Die Strategie G lässt ein vergleichsweise grösseres Gewinnpotenzial erwarten als die Stra-\n\ntegie F. Gleichzeitig muss aber bei der Strategie G mit dem erhöhten finanziellen Engage-\n\nment auch ein grösseres Risiko übernommen werden.  \n\n Darüber hinaus erfordert die Strategie G ein grösseres Fachwissen, das für die Begleitung \n\nvon Planung, Bau und Betrieb der Kraftwerksanlagen aufgebaut werden müsste. Bei der \n\nStrategie F könnte diese Aufgabe einem starken Partner aus der Strombranche übergeben \n\nwerden, der seine langjährige Erfahrung in das Projekt einbringen kann und aufgrund seiner \n\nBeteiligung ebenfalls hohe Anreize für einen effizienten Betrieb hat. \n\nBasierend auf den obigen Überlegungen empfiehlt die Kommission Energiepolitik Uri dem Re-\n\ngierungsrat folgende Festlegungen zur Eignerstrategie Wasserkraft: \n\n Der Regierungsrat des Kantons Uri strebt eine angemessene Beteiligung der Urner Bevöl-\n\nkerung an den Erträgen aus der Wasserkraftnutzung an. Vor diesem Hintergrund setzt sich \n\nder Kanton Uri folgende Ziele: \n\n– Bei Heimfällen bestehender Kraftwerksanlagen strebt der Kanton Uri mindestens eine \n\nMehrheitsbeteiligung an der zukünftigen Nutzung der Wasserkraft an, sofern die Umset-\n\nzung des Projekts aus Sicht des Kantons Uri wirtschaftlich ist. Ob eine Mehrheitsbeteili-\n\ngung oder die Eigennutzung des Wassers im Hoheitsgebiet des Kantons Uri angestrebt \n\nwird, hängt von der Beurteilung der Chancen und Risiken im Einzelfall ab. \n\n– Bei neuen Kraftwerksanlagen strebt der Kanton Uri mindestens eine Mehrheitsbeteili-\n\ngung an, sofern die Umsetzung des Projekts aus Sicht von Uri wirtschaftlich ist. Falls \n\neine Mehrheitsbeteiligung nicht möglich ist, behält sich der Kanton Uri die Eigennutzung \n\nvor und verzichtet auf die Vergabe einer Konzession. Von diesem Grundsatz kann nur \n\ndann abgewichen werden, wenn bei einer neuen Konzession der Verzicht auf die kan-\n\ntonale Mehrheitsbeteiligung vom Konzessionspartner mit anderen, gleichwertigen volks-\n\nwirtschaftlichen Vorteilen für den Kanton Uri kompensiert wird. \n\nEin Vergleich mit den benachbarten Gebirgskantonen zeigt, dass diese mit dem Ausbau der \n\nBeteiligung an der Wasserkraftproduktion eine ähnliche strategische Richtung verfolgen, wie \n\nsie von der EPU empfohlen wird. \n\nc) Heimfall Lucendro \n\nDie Abbildung K-5 zeigt die möglichen Handlungsoptionen, die der Kanton Uri bezogen auf \n\ndas Kraftwerk Lucendro verfolgen kann. Ausgehend von der vorangehenden „Weichenstel-\n\nlung“ bei der Eignerstrategie wurden folgende Handlungsoptionen eingehender geprüft: \n\n Nord- oder Südnutzung des Lucendro-Wassers \n\n Eigennutzung der Kantone Tessin und Uri (entspricht Strategie G) sowie Partnerwerk Tes-\n\nsin und Uri mit Beteiligung eines Dritten (entspricht Strategie F). \n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n10 \n\nAbbildung K-5: Überblick über die Handlungsoptionen \n\n \n\n \n\nDie Beurteilung der Nord- und der Südnutzung zeigt, dass die Südableitung des Lucendro-\n\nWasser besser abschneidet. Einzig beim „Kriterium Arbeitsplätze im Elektrizitätsbereich si-\n\nchern“ würde die Nordableitung aus Urner Sicht grosse Vorteile aufweisen. Bei allen übrigen \n\nKriterien schneidet sie aber deutlich schlechter ab. Als eigentliches No-Go in der aktuellen \n\nStrommarktsituation müssen die hohen Investitionskosten betrachtet werden, die einen Aus-\n\nbau der Reuss-Kaskade in der heutigen Situation nicht empfehlenswert machen.  \n\nBezüglich der Handlungsoptionen bei der Südableitung zeigt die Bewertung, dass die Strategie \n\nG (Eigennutzung Uri/Tessin) zu favorisieren ist. Folgende Gründe sprechen für diese Wahl: \n\n Die „Eigennutzung Uri/Tessin“ schneidet bezüglich der Maximierung der Erträge besser ab, \n\nweil diese nicht noch mit einem Dritten geteilt werden müssen.  \n\n Der Verzicht auf die Beteiligung eines Dritten am Hoheitsanteil des Kantons Uri führt auch \n\ndazu, dass sich weniger Schnittstellen und ein geringeres Konfliktpotenzial bei den Ver-\n\nhandlungen mit dem Kanton Tessin ergeben.  \n\nDemgegenüber bietet die Beteiligung eines Dritten bezüglich der Risikoexposition kaum Vor-\n\nteile. Einerseits kann das Risiko bereits mit dem Kanton Tessin geteilt werden und andererseits \n\nAufgabe der \n\nWasserkraftnutzung\n\nSüdableitung\n\nEigennutzung \n\nKantone Uri / Tessin\n\nPartnerwerk UR / TI \n\nmit Dritten\n\nKonzessions-\n\nvergabe an AET\n\nKonzessions-\n\nvergabe an Dritten \n\n(z.B. EWA) \n\nNutzung ohne \n\nselbständige \n\nGesellschaft\n\nNutzung mit \n\nselbständiger \n\nGesellschaft\n\nMit Minderheits-\n\nbeteiligung an AET\n\nOhne Beteiligung \n\nan AET\n\nNordableitung\n\n\n\n Kurzfassung Kommission Energiepolitik Uri \n\n11 \n\nist es eher unwahrscheinlich, dass die Strommarktpreise langfristig unter die Gestehungskos-\n\nten abzüglich der Wasserzinsen des Kraftwerks Lucendro fallen. \n\nBasierend auf dieser Einschätzung empfiehlt die Kommission Energiepolitik Uri dem Regie-\n\nrungsrat, sich auf die Eigennutzung des KW Lucendro gemeinsam mit dem Kanton Tessin zu \n\nkonzentrieren, ohne einen weiteren, dritten Partner beizuziehen. Für die Umsetzung ist mit \n\ndem Kanton Tessin resp. mit der AET ein Partnerwerk zu gründen. \n\n\n\n Inhaltsverzeichnis Kommission Energiepolitik Uri \n\n12 \n\nInhaltsverzeichnis \n\nKurzfassung................................................................................................................. 3 \n\nInhaltsverzeichnis ..................................................................................................... 12 \n\nAbkürzungsverzeichnis ............................................................................................ 16 \n\n1 Einleitung ................................................................................................................... 17 \n\n1.1 Ausgangslage.............................................................................................................. 17 \n\n1.2 Zu klärende Fragestellungen ...................................................................................... 18 \n\n1.3 Ziel und Zweck des vorliegenden Berichts ................................................................. 18 \n\n1.4 Aufbau des Berichts .................................................................................................... 19 \n\nTeil I – Aktualisierung Eignerstrategie .................................................................... 20 \n\n2 Fragestellungen zur Eignerstrategie ....................................................................... 20 \n\n3 Mögliche Eignerstrategien ....................................................................................... 21 \n\n3.1 Einleitende Bemerkungen ........................................................................................... 21 \n\n3.2 Ausgestaltungelemente der Strategien ....................................................................... 22 \n3.2.1 Elemente der hoheitlichen Funktion ............................................................................ 23 \n3.2.2 Direkte Beteiligung an Wasserkraftwerken ................................................................. 26 \n3.2.3 Betrieb der Kraftwerksanlagen und Verwertung der Energie aus Bezugsrechten ..... 27 \n\n3.3 Überblick über die möglichen Eignerstrategien .......................................................... 29 \n\n3.4 Mögliche Eignerstrategien im Detail ........................................................................... 32 \n\n4 Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten ............................ 40 \n\n4.1 Einleitende Bemerkungen ........................................................................................... 40 \n\n4.2 Überblick über das Zielsystem .................................................................................... 40 \n4.2.1 Wettbewerbs- und Ordnungspolitik ............................................................................. 42 \n4.2.2 Finanzen ...................................................................................................................... 46 \n4.2.3 Energie und Umwelt .................................................................................................... 50 \n4.2.4 Volkswirtschaft ............................................................................................................ 50 \n\n4.3 Die Gewichtung der Ziele ............................................................................................ 51 \n\n5 Beurteilung der Strategien ....................................................................................... 55 \n\n5.1 Wettbewerbs- und Ordnungspolitik ............................................................................. 56 \n5.1.1 Sicherung der Grundversorgung ................................................................................. 58 \n5.1.2 Handlungsspielraum des Kantons Uri ......................................................................... 58 \n5.1.3 Betriebswirtschaftliche Effizienz der Stromproduktion ................................................ 59 \n5.1.4 Markteingriffe minimieren ............................................................................................ 59 \n\n\n\n Inhaltsverzeichnis Kommission Energiepolitik Uri \n\n13 \n\n5.2 Finanzen ...................................................................................................................... 61 \n\n5.3 Energie und Umwelt .................................................................................................... 65 \n\n5.4 Volkswirtschaft ............................................................................................................ 68 \n5.4.1 Arbeitsplätze im Kanton Uri sichern ............................................................................ 70 \n5.4.2 Günstiger Strom als Standortfaktor ............................................................................. 70 \n5.4.3 Sichere Versorgung (Energie)..................................................................................... 70 \n5.4.4 Gleiche Preise im Kantonsgebiet ................................................................................ 71 \n\n6 Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall \nLucendro .................................................................................................................... 72 \n\n6.1 Ergebnis der Beurteilung der Strategievarianten ........................................................ 72 \n\n6.2 Empfehlungen in Bezug auf das Spitzenquintett (F, G, H2, I1 und I2) ....................... 74 \n\n6.3 Vergleich der empfohlenen Eignerstrategie mit den Strategien anderer \nGebirgskantone ........................................................................................................... 78 \n\nTeil II: Heimfall Lucendro ......................................................................................... 82 \n\n7 Fragestellungen zu den Handlungsoptionen Lucendro ....................................... 82 \n\n8 Handlungsoptionen Lucendro ................................................................................. 83 \n\n8.1 Überblick über die mögliche Handlungsoptionen........................................................ 83 \n\n8.2 Nordableitung .............................................................................................................. 84 \n\n8.3 Südableitung ............................................................................................................... 86 \n\n9 Beurteilung der Handlungsoptionen ....................................................................... 88 \n\n9.1 Nordableitung vs. Südableitung (1. Beurteilungsebene) ............................................ 88 \n9.1.1 Einleitende Bemerkungen und Vorgehen für die Beurteilung ..................................... 89 \n9.1.2 Ergebnis der Beurteilung ............................................................................................. 89 \n\n9.2 Beurteilung der einzelnen Handlungsoptionen der Südableitung (2. \nBeurteilungsebene) ..................................................................................................... 92 \n\n9.2.1 Einleitende Bemerkungen ........................................................................................... 92 \n9.2.2 Ergebnis der Beurteilung ............................................................................................. 93 \n\n10 Priorisierung der Handlungsoptionen mit Schlussfolgerungen zum Vorgehen 97 \n\n11 Weiteres Vorgehen .................................................................................................... 98 \n\n12 Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien ....................................... 99 \n\n12.1 Bewertungsmethode ................................................................................................... 99 \n\n12.2 Ertragselemente und Basisannahmen ...................................................................... 100 \n12.2.1 Erträge aus der Wasserkraftnutzung ........................................................................ 100 \n12.2.2 Erträge aus der Beteiligung am EWA ....................................................................... 104 \n12.2.3 Weitere Annahmen zu den Rahmenbedingungen .................................................... 105 \n\n\n\n Inhaltsverzeichnis Kommission Energiepolitik Uri \n\n14 \n\n12.3 Umsetzung der Eignerstrategien in den Berechnungen ........................................... 107 \n12.3.1 Unterschiedliche Annahmen zur Höhe der einzelnen Parameter ............................. 107 \n12.3.2 Unterschiedlicher Handlungsspielraum im Zeitverlauf .............................................. 109 \n\n12.4 Geschätztes Ertragspotenzial pro Strategie ............................................................. 110 \n12.4.1 Nettobarwert 2015 bis 2085 ...................................................................................... 110 \n12.4.2 Geschätzte Nettoerträge für einzelnen Jahre ........................................................... 113 \n\n12.5 Auswirkungen einer Reduktion der Wasserzinsen auf das Ertragspotenzial ........... 118 \n\n12.6 Fazit zu den finanziellen Ergebnissen ...................................................................... 119 \n\n13 Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro ....... 121 \n\n13.1 Bewertung der Nord- und der Südableitung ohne Ausbauten .................................. 121 \n13.1.1 Bewertungsansatz ..................................................................................................... 121 \n13.1.2 Bewertungsgrundlagen ............................................................................................. 121 \n13.1.3 Fazit zu den finanziellen Ergebnissen ...................................................................... 124 \n\n13.2 Bewertung des Ausbaus der Nordableitung ............................................................. 125 \n13.2.1 Einleitende Bemerkungen und Bewertungsansatz ................................................... 125 \n13.2.2 Bewertungsgrundlagen ............................................................................................. 125 \n\n13.3 Ergebnis der Bewertung ............................................................................................ 128 \n\n14 Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung ...................................................... 129 \n\n14.1 Höhere Gewichtung der finanziellen Risiken ............................................................ 129 \n\n14.2 Risikoexposition bei erodierenden Wasserzinsen .................................................... 132 \n14.2.1 Zukunft der Wasserzinsen ........................................................................................ 132 \n14.2.2 Auswirkungen einer Reduktion der Wasserzinsen auf die Einnahmen des Kantons \n\nUri aus der Wasserkraft ............................................................................................ 133 \n14.2.3 Ertragspotenziale und finanzielle Risiken beim KW Lucendro ................................. 135 \n\n14.3 Fazit: Risikosituation bei Umsetzung der Eignerstrategie F in den nächsten \nJahren ....................................................................................................................... 136 \n\n15 Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag und \nGrundsatzvereinbarung mit Tessin ....................................................................... 138 \n\n15.1 Ausgangslage und Fragestellung.............................................................................. 138 \n\n15.2 Zusammenfassung der Ergebnisse .......................................................................... 139 \n15.2.1 Konzessionsverhältnis mit der AHT .......................................................................... 139 \n15.2.2 Vereinbarungen mit dem Kanton Uri ......................................................................... 140 \n15.2.3 Fristen und Vorgehen im Zusammenhang mit dem Heimfall .................................... 140 \n15.2.4 Handlungsspielraum aus rechtlicher Sicht ................................................................ 140 \n15.2.5 Handlungsoptionen ................................................................................................... 141 \n\n15.3 Detaillierte Herleitung ................................................................................................ 141 \n15.3.1 Beurteilung der im Zusammenhang mit der Konzessionsverlängerung \n\nabgeschlossenen Vereinbarungen ........................................................................... 141 \n15.3.2 Gesetzliche und vertragliche Fristen im Zusammenhang mit einem Heimfall der \n\nAnlagen ..................................................................................................................... 150 \n15.3.3 Handlungsspielraum des Kantons Uri aus rechtlicher Sicht ..................................... 151 \n\n\n\n Inhaltsverzeichnis Kommission Energiepolitik Uri \n\n15 \n\nLiteraturverzeichnis ................................................................................................ 157 \n\n\n\n Abkürzungsverzeichnis Kommission Energiepolitik Uri \n\n16 \n\nAbkürzungsverzeichnis \n\nAET Azienda Elettrica Ticinese \n\nAHT Alpiq Hydro Ticino SA \n\nATEL Aare-Tessin AG \n\nBFE Bundesamt für Energie \n\nBGr Bundesgericht \n\nCKW Centralschweizerische Kraftwerke AG \n\nEEX European Energy Exchange \n\nElCom Eidgenössischen Elektrizitätskommission \n\nEVU Energieversorgungsunternehmen \n\nEWA Elektrizitätswerk Altdorf AG \n\nEWE Gemeindewerke Erstfeld \n\nEWU Elektrizitätswerk Ursern  \n\nGNG Gewässernutzungsgesetz \n\nKW Kraftwerk \n\nkWh Kilowattstunde \n\nRKGK Regierungskonferenz der Gebirgskantone \n\nSBB Schweizerische Bundesbahnen \n\nSR Systematische Rechtssammlung \n\nStromVG Bundesgesetz über die Stromversorgung (Stromversorgungsgesetz) \n\nUR Urner Rechtssammlung \n\nUREK-N Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrates \n\nUVEK Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation \nUVEK \n\nWRG Wasserrechtsgesetz \n\n \n\n \n\n\n\n 1. Einleitung Kommission Energiepolitik Uri \n\n17 \n\n1 Einleitung \n\n1.1 Ausgangslage \n\nDie Wasserkraft gilt als eine der saubersten Energiequellen und ist eine in der Schweiz reich-\n\nlich vorhandene natürliche Ressource. Die Ressource Wasserkraft im Kanton Uri gehört ab-\n\nhängig vom Hoheitsgebiet den Urnerinnen und Urner sowie den Kooperationsbürgern der Ko-\n\noperationen Uri und Ursern. Die Einnahmen aus der Nutzung der Wasserkraft belaufen sich \n\nim Jahr 2013 auf knapp 21.9 Mio. CHF in Form von Wasserzinsen und Entschädigungen für \n\nBezugsrechte, was im Vergleich zu den gesamten Steuereinnahmen des Kantons (80.9 Mio. \n\nCHF) einen Anteil von rund 27 % entspricht. Aus diesen Gründen kommt der Nutzung der \n\nzukünftigen Urner Wasserkraft eine besondere Bedeutung zu. Mit der Eignerstrategie von 2008 \n\nwurde die Stossrichtung verfolgt, die Bezugsrechte und Beteiligungen des Kantons Uri auszu-\n\nbauen, um den finanziellen Ertrag aus der Wasserkraftnutzung zu optimieren.  \n\nBei der Aktualisierung der Gesamtenergiestrategie Uri im Sommer 2013 wurde erkannt, dass \n\ndie Erhöhung der Energiebezugsrechte bei bestehenden Konzessionen und die bessere Ver-\n\nmarktung auf Schwierigkeiten stossen. Die Interessenslage zwischen dem Kanton und den \n\nKraftwerkbetreibern ist in gewissen Bereichen so unterschiedlich, dass die Erreichung der Stra-\n\ntegieziele zum ersten einen erheblichen politischen Umsetzungswillen erfordert, der Umset-\n\nzung zum zweiten aber auch rechtliche Grenzen gesetzt waren. Aufgrund dieser Situation und \n\nder jüngsten Entwicklungen im energiepolitischen Umfeld (Energiestrategie 2050 des Bundes, \n\ndramatischer und unerwarteter Rückgang der Strommarktpreise mit erheblichen Auswirkungen \n\nauf die Stromproduktion aus Wasserkraft) will der Regierungsrat die Verwertung bzw. den Um-\n\ngang mit den bisherigen und zukünftigen Bezugsrechten und Beteiligungen an Kraftwerkanla-\n\ngen nochmals überprüfen und klären, ob die Stossrichtungen der Eignerstrategie 2008 immer \n\nnoch stimmen. Die Umwälzungen der letzten Jahre (mit einer Halbierung des Strompreises \n\nzwischen 2008 und 2014) und die Nuklearkatastrophe von Fukushima (Höchststufe 7) im Früh-\n\nling 2011 und die damit in Zusammenhang stehende Energiestrategie 2050 des Bundes sowie \n\ndie Bestrebungen die Wasserzinse zumindest teilweise abzuschaffen respektive zu reduzieren \n\nmachen eine Neubeurteilung notwendig. \n\nIm Juli 2013 hat zudem Landrat Alf Arnold Rosenkranz mit weiteren Motionären eine Motion \n\nzur Gründung einer kantonalen Energiegesellschaft eingereicht. Die Motion wurde vom Land-\n\nrat in der November-Session 2013 behandelt und in ein Postulat umgewandelt. Der Regie-\n\nrungsrat erhielt den Auftrag, innerhalb von zwei Jahren einen Bericht zuhanden des Landrats \n\nvorzulegen.  \n\nIm Jahr 2024 laufen die beiden beständigen Konzessionen zwischen den Kantonen Uri bzw. \n\nTessin und der ALPIQ (früher ATEL, genauer der AHT SA, heute im Eigentum der Azienda \n\nElettrica Ticinese (AET)) zur Nutzung der Gewässer im Gotthard- und Sella-Gebiet aus. Mit \n\ndem Auslaufen der Konzession stellt sich für Uri die Frage, wie der Urner Wasseranteil im \n\nKraftwerk Lucendro in Zukunft in optimaler Weise genutzt werden soll. Dabei ist zu beachten, \n\ndass der Kanton Tessin gesetzlich verpflichtet ist, den Heimfall geltend zu machen und die \n\n\n\n 1. Einleitung Kommission Energiepolitik Uri \n\n18 \n\nNutzung der Gewässer der (AET) zu überlassen. Die AET befindet sich zu 100 Prozent im \n\nBesitz des Kantons. \n\n1.2 Zu klärende Fragestellungen \n\nAngesichts dieser Ausgangslage hat der Regierungsrat die Kommission Energiepolitik Uri res-\n\npektive die Baudirektion und die eingesetzte Projektgruppe beauftragt, die Eignerstrategie zu \n\nüberprüfen sowie eine Auslegordnung und Bewertung zu den Handlungsoptionen beim Heim-\n\nfall der Lucendro-Konzession1 vorzunehmen. Im Rahmen dieser Arbeiten sind insbesondere \n\ndie folgenden Fragestellungen zu klären:  \n\n Überprüfung der bestehenden Eignerstrategie mit Empfehlung zur Positionierung des Kan-\n\ntons Uri in Bezug auf \n\n– Beteiligung an Kraftwerkanlagen und / oder Energieversorgungsunternehmen (keine \n\nBeteiligung, Minderheitsbeteiligung, Mehrheitsbeteiligung, kantonseigenes EVU), \n\n– Vergabe von Konzessionen (Eigennutzung, Fremdnutzung ohne Kantonsbeteiligung, \n\ngemischtwirtschaftlicher Ansatz mit Kantonsbeteiligung usw.), \n\n– Höhe der angestrebten Energiebezugsrechte bei Fremdnutzung oder gemischtwirt-\n\nschaftlichem Ansatz, \n\n– Vermarktung der Energie aus Bezugsrechten. \n\n Auslegeordnung zu den Handlungsoptionen beim Ablauf der Lucendro-Konzession und \n\nEmpfehlung zum weiterzuverfolgenden Ansatz. \n\nDie Überprüfung und allenfalls Ergänzung der bestehenden Eignerstrategie sollen zudem als \n\nGrundlage für die Beantwortung des Postulats „Gründung einer kantonalen Energiegesell-\n\nschaft“ dienen. \n\n1.3 Ziel und Zweck des vorliegenden Berichts \n\nDer Grundlagenbericht bildet die Grundlage für die Diskussion im Regierungsrat und die An-\n\nträge an den Regierungsrat zur Aktualisierung der Eignerstrategie sowie zum weiterzuverfol-\n\ngenden Ansatz. Voraussetzung für den Richtungsentscheid des Regierungsrates sind die Be-\n\nantwortung der in Abschnitt 1.2 aufgeworfenen Fragestellungen. Ziel des Berichtes ist es folg-\n\nlich die Fragen übersichtlich und nachvollziehbar zu beantworten. Zudem sollen die Grundla-\n\ngen, die zu den entsprechenden Antworten geführt haben systematisch und nachvollziehbar \n\naufbereitet werden, sodass der Bericht als Grundlage für die Diskussion verwendet werden \n\nkann und den erarbeiteten Wissenstand gut reflektiert. \n\n                                                      \n\n1  Wasserrechtsverleihung des Kantons Uri vom 12. März 1942 an die Aare-Tessin Aktiengesellschaft für Elektrizität \n\n(Atel), Olten, für die Nutzbarmachung der Gotthardreuss durch Ableitung der Abflüsse aus dem Gebiete der Gott-\n\nhardreuss oberhalb der Kote 2134.50 m. ü. M. in das Tessinflussgebiet. \n\n\n\n 1. Einleitung Kommission Energiepolitik Uri \n\n19 \n\n1.4 Aufbau des Berichts \n\nDer vorliegende Grundlagenbericht zur Wasserkraftnutzung in Uri ist in zwei Teile geteilt:  \n\n Das Schwerpunkthema von Teil I ist die Aktualisierung der Eignerstrategie von 2008. Dazu \n\nerhält der Teil I folgende Inhalte:  \n\n– Die relevanten Fragestelllungen, die in Teil I zu beantworten sind, werden in Kapitel 2 \n\ngestellt. \n\n– Kapitel 3 enthält eine Auslegeordnung zu den möglichen Eignerstrategien. \n\n– In Kapitel 4 wird das für die Beurteilung der Eignerstrategien verwendete Zielsystem \n\nvorgestellt. \n\n– Die Beurteilung der Eignerstrategien ist in Kapitel 5 enthalten.  \n\n– Im Kapitel 6 werden die Eignerstrategien anschliessend priorisiert und es werden \n\nSchlussfolgerungen für den Heimfall Lucendro gezogen. Darüber hinaus wird die emp-\n\nfohlene Eignerstrategie mit den Strategien von anderen Gebirgskantonen verglichen. \n\n Ausgehend von den Erkenntnissen aus Teil I, liegt der inhaltliche Schwerpunkt von Teil II \n\nauf dem Heimfall Lucendro. Für die Auseinandersetzung mit dem Heimfall Lucendro enthält \n\nder Teil II folgende Inhalte: \n\n– In Kapitel 7 werden die relevanten Fragestellungen aufgeführt, die in Teil II zu beantwor-\n\nten sind. \n\n– In Kapitel 8 werden die Handlungsoptionen, die dem Kanton Uri zur Verfügung stehen, \n\nerläutert. \n\n– Die Beurteilung dieser Handlungsoptionen wird im Kapitel 9 vorgenommen.  \n\n– Basierend auf der Beurteilung werden die Handlungsoptionen in Kapitel 10 priorisiert. \n\nDarüber hinaus werden Schlussfolgerungen für das weitere Vorgehen gezogen.  \n\n– Im Kapitel 11 wird anschliessend ein Vorgehensvorschlag für das weitere Vorgehen for-\n\nmuliert. \n\n Die Anhänge A und B dienen der vertieften Auseinandersetzung mit der finanziellen Bewer-\n\ntung der Eignerstrategien (Anhang A, Kapitel 12) und den Handlungsoptionen für den Heim-\n\nfall Lucendro (Anhang B, Kapitel 13). In (Anhang C, Kapitel 14) werden die mit den emp-\n\nfohlen Strategien verbundenen Risiken eingehend analysiert und diskutiert. Darüber hinaus \n\nist im Anhang D (Kapitel 15) die rechtliche Analyse enthalten, die zur Definition der Hand-\n\nlungsoptionen für den Heimfall Lucendro führte. \n\n\n\n 2. Fragestellungen zur Eignerstrategie Kommission Energiepolitik Uri \n\n20 \n\nTeil I – Aktualisierung Eignerstrategie \n\n2 Fragestellungen zur Eignerstrategie \n\nDas Ziel der Eignerstrategie zur Urner Wasserkraftnutzung ist die Optimierung der Erträge aus \n\nder Wasserkraftnutzung unter Berücksichtigung der Risiken. Dabei stellen sich insbesondere \n\ndie folgenden Fragen: \n\n Welche Instrumente (Steuereinnahmen, Wasserzinse, Dividenden aus Beteiligungen, Er-\n\nträge aus dem Stromverkauf) soll der Kanton Uri nutzen, um den finanziellen Ertrag aus der \n\nWasserkraftnutzung zu optimieren? \n\n Welchen Anteil an der Stromproduktion von bestehenden und neuen Kraftwerksanlagen \n\nsoll der Kanton Uri für sich sichern? \n\n– Soll er sich an Kraftwerksanlagen beteiligen?  \n\n– Soll er die Wasserkräfte selber nutzen? \n\n– Soll er Energiebezugsrechte aushandeln? \n\n Wie soll der Kanton Uri seinen Anteil an der Stromproduktion verwerten? \n\n– Soll der Kanton Uri die Energiebezugsrechte selber verwerten?  \n\n– Soll der Kanton Uri die Energiebezugsrechte an einen Dritten abgeben? Soll dabei der \n\nMeistbietende berücksichtigt werden oder sollen andere Kriterien für den Zuschlag mas-\n\nsgebend sein? \n\nDie Eignerstrategie aus dem Jahr 2008 hat diese Fragestellungen wie folgt beantwortet:  \n\n Die Erträge aus der Wasserkraftnutzung sind zu optimieren werden, indem höhere Steuer-\n\neinnahmen und höhere Wasserzinseinnahmen realisiert werden.  \n\n Gleichzeitig hat sich der Kanton Uri im Rahmen von Minderheitsbeteiligungen stärker an \n\nden Kraftwerksanlagen zu beteiligen und es sind Energiebezugsrechte anzustreben, die \n\nüber die finanzielle Beteiligung am Aktienkapital der Kraftwerksanlagen hinausgehen.  \n\n Bezüglich der Verwertung der Energiebezugsrechte wurde die Idee einer UrElectra ange-\n\ndacht für die Verwertung der Energie. Zurzeit werden die Energiebezugsrechte vom Elekt-\n\nrizitätswerk Altdorf und der SBB verwertet. \n\nIm Rahmen der Aktualisierung der Eignerstrategie gilt es zu klären, ob die aktuelle Ausrichtung \n\nder Eignerstrategie immer noch richtig ist. Dazu sind insbesondere folgende Fragen zu prüfen:  \n\n Ist das damals untersuchte Variantenspektrum an möglichen Eignerstrategien immer noch \n\nvollständig oder sind aufgrund neuer Entwicklungen Ergänzungen vorzunehmen? \n\n Kann zur Auswahl der Bestvariante weiterhin vom damals verwendeten Zielsystem ausge-\n\ngangen werden oder drängen sich aufgrund geänderter Einschätzungen Anpassungen im \n\nZielsystem oder der Gewichtung der einzelnen Kriterien auf? \n\n \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n21 \n\n3 Mögliche Eignerstrategien \n\n3.1 Einleitende Bemerkungen \n\nDie Festlegung einer Eignerstrategie ist eine komplexe Fragestellung. Einerseits sind bei der \n\nDefinition der Eignerstrategie unterschiedliche Zielsetzungen zu berücksichtigten (vgl. dazu \n\ndie Ausführungen in Kapitel 4). Andererseits gibt es auch eine Vielzahl von möglichen Instru-\n\nmenten sowie unterschiedliche Optionen für deren Ausgestaltung. Bezüglich der Instrumente \n\nist zu unterscheiden zwischen Instrumente, die dem Kanton Uri aufgrund seiner hoheitlichen \n\nFunktion zur Verfügung stehen und Instrumenten, die dem Kanton Uri wegen seiner Rolle als \n\nMiteigentümer einer Kraftwerksanlage bzw. eines Energieversorgungsunternehmens zur Ver-\n\nfügung stehen. \n\nVoraussetzung, um die für den Kanton Uri richtige Eignerstrategie zu entwickeln, ist ein breites \n\nVariantenspektrum, das die denkbaren Handlungsoptionen möglichst vollständig abdeckt. und \n\nauch die in der politischen Debatte diskutierten Ideen berücksichtigt. \n\nFür die Erarbeitung der Eignerstrategie 2008 wurden insgesamt sieben mögliche Strategieva-\n\nrianten untersucht.2 Eine kritische Überprüfung dieser Auslegeordnung hat gezeigt, dass das \n\ndamals entwickelte Variantenspektrum für die Akutlaisierung der Eignerstrategie weiterhin \n\nnutzbar ist. Jedoch sind zwischenzeitlich in der politischen Diskussion zwei Ideen entwickelt \n\nworden, welche eine Ergänzung des Variantenspektrums erfordern: \n\n Im Juni 2013 hat Landrat Alf Arnold eine Motion zur Gründung einer kantonalen Energie-\n\ngesellschaft eingereicht, welche vom Landrat als Postulat überwiesen wurde.3 Das in der \n\nMotion skizzierte Kantonswerk umfasst nicht „nur“ die Geschäftsbereiche Stromproduktion \n\nund Stromhandel, sondern auch die Stromverteilung bis zum Endkunden sowie Energie-\n\ndienstleistungen4 \n\n Im Rahmen der Aktualisierung der Gesamtenergiestrategie wurde eine Stossrichtung skiz-\n\nziert, die einen Rückzug aus den Bezugsrechten- und Beteiligungen an Kraftwerksanlagen \n\nzugunsten einer stärkeren Beteiligung am Elektrizitätswerk Altdorf (EWA) vorsieht. \n\nIm Unterschied zu den bisherigen Strategievarianten, die sich auf Geschäftsbereiche „Strom-\n\nproduktion“ und „Verwertung der produzierten Energie konzentrieren (vgl. zu den Geschäfts-\n\nbereichen im Strommarkt die Abbildung 3-1), erweitern die neu vorgeschlagenen Strategieva-\n\nrianten den Fokus auf die weiteren Geschäftsbereiche im Strommarkt: \n\n Das in der Motion skizzierte Kantonswerk soll sich auch in den Bereichen Handel, Verteil-\n\nnetz sowie Energiedienstleistungen engagieren. \n\n                                                      \n\n2  Vgl. Baudirektion Kanton Uri (2008), Eignerstrategie für die Urner Wasserkraftnutzung, S. 41 ff.  \n\n3  Motion Alf Arnold Rosenkranz, Altdorf zu Schaffung einer kantonalen Energiegesellschaft, 22. Mai 2014, LA. 2013-\n\n0405. \n\n4  Motion Alf Arnold Rosenkranz, Altdorf zu Schaffung einer kantonalen Energiegesellschaft, 22. Mai 2014, LA. 2013-\n\n0405. \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n22 \n\n Die angestrebte höhere Beteiligung am EWA führt dazu, dass sich der Kanton Uri stärker \n\nin den Geschäftsbereichen Stromhandel, Stromverteilung und Energiedienstleistungen en-\n\ngagiert. \n\nAbbildung 3-1: Geschäftsbereiche im Strommarkt \n\n \n\n \n\n3.2 Ausgestaltungelemente der Strategien \n\nDie Eignerstrategie zur Wasserkraftnutzung ergibt sich aus der Festlegung verschiedener Ein-\n\nzelelemente. Diese lassen sich im Wesentlichen nach der hoheitlichen Funktion des Kantons \n\neinerseits und seiner möglichen Rolle als Miteigentümer an Kraftwerksanlagen gliedern:  \n\n Bei der hoheitlichen Funktion geht es in erster Linie um die Elemente Konzessionsdauer, \n\nKonzessionsabgabe, Wasserzins, Steuern, Leistungsaufträge und Heimfall, die der Kanton \n\nfestlegen muss.  \n\n Bei der Rolle als (Mit-)Eigentümer der Kraftwerksanlagen kann unterschieden werden \n\nzwischen der Festlegung der Form der Beteiligung an den Wasserkraftwerken und der Aus-\n\ngestaltung des Betriebs der Kraftwerksanlagen sowie der Verwertung der Energiebezugs-\n\nrechte. \n\nInnerhalb dieser Elemente hat der Kanton Uri einen grossen Gestaltungsspielraum, wobei \n\nnicht jede Ausprägung in jedem Fall sinnvoll ist. Beispielsweise würde sich der Aufbau einer \n\neigenen Verwertungsgesellschaft für die bestehenden Energiebezugsrechte kaum lohnen.  \n\nIn den nachfolgenden Abschnitten werden die Elemente sowie deren mögliche Ausgestaltung \n\nbeschrieben. Dabei wird gleichzeitig auch auf deren Umsetzbarkeit eingegangen. Bezüglich \n\nder Umsetzung spielt insbesondere die zeitliche Dimension eine entscheidende Rolle.  \n\nStromerzeugung Stromhandel Stromverteilung\nEnergie-\n\ndienstleistungen\n\nStromproduktion \n\nin Kraftwerken\n\n- Verwertung von \n\nStrom aus den \n\nEnergie-\n\nbezugsrechten\n\n- Zukauf von Strom \n\nzur Deckung des \n\nStrombedarfs der \n\nEndkunden\n\n- Bau, Unterhalt und \n\nBetrieb der \n\nVerteilnetze\n\n- Erhöhung der \n\nEnergieeffizienz\n\n- Energiecontracting\n\nFokus der Eignerstrategie 2008\n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n23 \n\n3.2.1 Elemente der hoheitlichen Funktion \n\na) Konzessionsdauer \n\nDie Konzessionsdauer wird bei Abschluss der Konzession festgelegt. Handlungsspielraum bei \n\nder Festlegung der Konzessionsdauer besteht, von Ausnahmen abgesehen (Konzessionsver-\n\nzicht, Konzessionsverwirkung, Konzessionsrückkauf)5, nur bei der Neukonzessionierung eines \n\nWasserkraftwerks. Die Konzessionsdauer ist Verhandlungssache, allerdings begrenzt durch \n\neine bundesrechtliche Höchstdauer von 80 Jahren (Art. 58 WRG). Während einer laufenden \n\nKonzession ist eine Verkürzung der Konzessionsdauer nur möglich, wenn der Konzessions-\n\nnehmer dieser Änderung zustimmt; das wird er regelmässig nur dann tun, wenn die Wasser-\n\nkraftanlage nicht rentiert oder im Rahmen des Rückkaufs (Art. 63 WRG i.V.m. Art. 34 GNG); \n\nim letzteren Fall ist er aber voll zu entschädigen (Art. 34 GNG), was schon daraus folgt, dass \n\nmit der Konzession dem Konzessionär nach Massgabe des Verleihungsaktes ein wohlerwor-\n\nbenes Recht auf die Benutzung des Gewässers eingeräumt wird, das nur aus Gründen des \n\nöffentlichen Wohl und gegen volle Entschädigung wieder entzogen werden kann (Art. 43 \n\nWRG). Eine Verlängerung der Konzession nach Ablauf der bundesrechtlichen Höchstdauer ist \n\nnicht möglich, wohl aber eine Neukonzessionierung. \n\nb) Konzessionsabgabe \n\nDie Höhe der Konzessionsabgabe wird entsprechend dem verliehenen Recht bestimmt.6 Die \n\nBestimmung ist relativ offen formuliert. Es kann sich daher die Frage stellen, ob sie als gesetz-\n\nliche Grundlage genügt. In Art. 48 WRG ist die Gebühr ebenfalls vorgesehen; sie wird in Art. \n\n21 GNG dahingehend konkretisiert, dass es sich um eine einmalige Gebühr handelt. Die Re-\n\ngelungen zur Höhe der Gebühr sind schweizweit unterschiedlich und oft nicht bekannt. Im \n\nGrundsatz sollte die Gebühr etwas mit dem Aufwand, der im Rahmen des Konzessionsverfah-\n\nrens anfällt, zu tun haben. Das Ermessen bei der Erhebung der Gebühr ist allerdings erheblich. \n\nArt. 21 GNG verpflichtet lediglich, dass eine einmalige Gebühr erhoben wird.  \n\nc) Wasserzinsen \n\nDie Wasserzinsen stellen die wichtigste Abgabe für die Wasserkraftnutzung in der Schweiz \n\ndar. Die maximale Höhe der Wasserzinsen wird vom Bund festgelegt (Art. 49 WRG). Eine \n\nErhöhung des Wasserzinsmaximums benötigt einen Beschluss der Bundesversammlung. Der \n\nKanton Uri kann seine Interessen durch Lobbying oder im Rahmen der Einreichung einer Stan-\n\ndesinitiative geltend machen. Dieser beschränkte Einfluss des Kantons Uri sowie das gegen-\n\nwärtige Umfeld führen dazu, dass eine weitere Erhöhung der Wasserzinsen politisch im Mo-\n\nment keine Mehrheiten finden wird. Eher gehen die Diskussionen in Richtung einer Flexibili-\n\nsierung der Wasserzinsen, was nur im Interesse von Uri ist, wenn sie auch eine erhebliche \n\n                                                      \n\n5  Vgl. Art. 63 ff. WRG; Art. 34 ff. GNG. \n\n6  Vgl. Art. 21 GNG. \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n24 \n\nBeteiligung an zukünftigen Gewinnen ermöglichen würden. Die Strategien B bis I sind daher \n\nbezüglich dieser Zielsetzung nur schwer umsetzbar und jedenfalls nicht aus eigener Kraft zu \n\nerreichen (vgl. Strategien B bis I). Einen gegenüber dem Wasserzinsmaximum tieferen Was-\n\nserzins zu verlangen ist grundsätzlich jederzeit möglich (vgl. Strategie A), bedarf allerdings \n\neiner Anpassung des Gewässernutzungsgesetzes, das die Ausschöpfung des bundesrechtli-\n\nchen Wasserzinsmaximums vorsieht.7 \n\nd) Steuern \n\nDie Unternehmenssteuern im Kanton Uri werden basierend auf dem steuerbaren Reingewinn \n\nund dem steuerbaren Kapital bemessen. Bezogen auf Wasserkraft stellt sich für die Standort-\n\nkantone das Problem, dass viele Wasserkraftwerke nach dem Partnerwerkprinzip betrieben \n\nwerden. Dabei wird die Stromproduktion zu den Gestehungskosten entnommen, sodass der \n\nsteuerbare Reingewinn des Partnerwerks im Prinzip nur der zwischen den Partnern vereinbar-\n\nten Dividende des Partnerwerks entspricht. Der tatsächliche Gewinn, der aus dem Handel mit \n\ndem im Kraftwerk produzierten Strom erzielt wird, wird in diesem Fall nicht in den Standortkan-\n\ntonen der Wasserkraftwerke versteuert. Die Lösung für dieses Problem aus Sicht der Stand-\n\nortkantone bietet eine marktabhängige Bewertung der Energie für die Ermittlung des steuer-\n\nbaren Reingewinns. Für die Umsetzung ist allerdings sicherzustellen, dass sich die Kantone \n\nbezüglich des Anteils an der Steuersubstanz einigen. Für die Beibehaltung der heutigen Re-\n\ngelung, wie dies in der Strategie A vorgesehen ist, stellt sich die Frage nach der Umsetzbarkeit \n\nnicht. \n\ne) Leistungsaufträge \n\nUnter dem Stichwort Leistungsaufträgen werden weitere Anforderungen und Bedingungen an \n\nden Konzessionsnehmer zusammengefasst, auch die Gratislieferungen von Strom zur De-\n\nckung des Eigenkonsums des Kantons. Während der Verzicht auf zusätzliche Leistungen des \n\nKonzessionsnehmers jederzeit möglich ist (vgl. Strategie A und G), ist die die Vereinbarung \n\nsolcher Leistungsaufträge nur entweder im Einverständnis mit dem Konzessionär oder dann \n\nnach Ablauf der Konzessionsdauer mit dem neuen/bestehenden Konzessionär möglich (vgl. \n\nStrategien B bis F sowie H und I). Der Umfang der Leistungsaufträge ist Verhandlungssache \n\nzwischen dem Hoheitsträger des Gewässers und dem Konzessionsnehmer im Rahmen der \n\nKonzessionsvergabe;. während bestehender Konzession können zusätzliche Leistungsauf-\n\nträge nur realisiert werden, wenn der Konzessionär zustimmt, was er, wenn überhaupt, nur \n\ngegen Entschädigung machen wird. \n\n                                                      \n\n7  Art. 22 Abs. 1 GNG: Für die Wasserkraftnutzung ist ein jährlicher Wasserzins zu leisten, der dem jeweiligen Höch-\n\nstansatz nach der Bundesgesetzgebung entspricht.  \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n25 \n\nf) Heimfall \n\nBeim Heimfall ist zu unterscheiden zwischen der Konkretisierung der Heimfallregelungen im \n\nRahmen der Konzessionsvereinbarung (Neukonzessionierung) und der Ausübung des Heim-\n\nfallrechts: \n\n Der Heimfall richtet sich nach den Bestimmungen der im Zeitpunkt des Inkrafttretens der \n\nKonzession geltenden Gesetzgebung von Bund und Kanton. Der Heimfall ist wirtschaftlich \n\nvon erheblicher Bedeutung und bundesrechtlich in Art. 67 WRG normiert. Die Regelung ist \n\ndispositiv und kann durch vertragliche Absprachen in der Konzession anders gestaltet wer-\n\nden. Auch abweichendes kantonales Recht ist gestützt auf Art. 67 WRG zulässig. Gestützt \n\nauf Art. 67 lit. b WRG ist das Gemeinwesen heute befugt, Anlagen zur Erzeugung und \n\nFortleitung von elektrischer Energie gegen eine billige Entschädigung zu übernehmen – \n\nund zwar auch gegen den Willen des diese Anlageteile besitzenden Konzessionärs. In Art. \n\n37 GNG wird die bundesrechtliche Heimfallregelung durch Verweisung in das kantonale \n\nRecht übernommen, es gilt mithin die Regelung gemäss WRG. In Art. 37 Abs. 3 ist vorge-\n\nsehen, dass der Konzedent auf das Heimfallsrecht gegen Entschädigung verzichten kann \n\n(aber nicht muss). Grundsätzlich kann der Kanton ohnehin auf den Heimfall verzichten und \n\nvom Konzessionär verlangen, dass er die Anlagen von den öffentlichen Grundstücken ent-\n\nfernt.   \n\nIm Rahmen der Ausübung des Heimfalls besteht Handlungsspielraum, der vor allem die \n\nEntschädigung für die elektrischen Anlageteile (Art. 67 Abs. 1 lit. b WRG) betriff. Diese \n\nkönnen heute dispositiv gegen billige Entschädigung übernommen werden (Art. 67 Abs. 2 \n\nWRG i.V.m. Art. 37 Abs. 1 GNG). Historisch ist relativ klar, was mit dem Begriff der billigen \n\nEntschädigung gemeint war. Der Bundesgesetzgeber war der Auffassung, dass auf den \n\nKonzessionär bei der Beendigung des Konzessionsverhältnisses keine allzu grosse Rück-\n\nsicht genommen werden darf, zumal "die guten Erfolge des Betriebes nicht allein den An-\n\nlagen zuzuschreiben wären, sondern der Zusammenwirkung von Konzession und Anlagen. \n\nDie Anlagen allein haben nach Ablauf der Konzession nur den Bauwert der noch zu redu-\n\nzieren ist durch eine angemessene Amortisation in Folge der Abnutzung" (so Nationalrat \n\nVital anlässlich der Nationalratsverhandlungen im September 1915).   \n\nBei Neukonzessionierungen lassen sich für die Entschädigung des Heimfalls auch andere \n\nRegelungen treffen, so könnte z.B. ein kostenloser Heimfall auch für die trockenen Teile \n\nvorgesehen werden. Insgesamt besteht bei Neukonzessionen bezüglich der Heimfallrege-\n\nlung ein grosser Handlungsspielraum. \n\nExkurs: Sonderfall Kraftwerksanlagen der SBB \n\nDas Heimfallrecht bei den Kraftwerken, die vollständig oder teilweise im Eigentum der SBB sind, stellt \n\neine rechtlich umstrittene Frage dar. Grundsätzlich hat der Bund das Recht kantonale und kommunale \n\nGewässer für die Erfüllung der ihm obliegenden Aufgaben zu beanspruchen (vgl. Art. 12, 13 und 14 \n\nWRG). Dafür muss er die betroffenen Hoheitsträger der Gewässer allerdings schadloshalten. Für \n\ndiesen Bericht wird davon ausgegangen, dass der Kanton Uri den Heimfall geltend machen kann. \n\nSchadlosgehalten ist der Kanton Uri dann, wenn die Entschädigung gleichwertig ist, wie die erwarte-\n\nten Erlöse. Aus diesem Grund wird bei der Beurteilung der Kraftwerksanlagen nicht zwischen Werken \n\nim Eigentum der SBB und übrigen Werken unterschieden. \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n26 \n\n Der Heimfall bei Ablauf der Konzession richtet sich nach den zwingenden gesetzlichen \n\nBestimmungen im WRG und GNG und den Bestimmungen in der Konzession. Der „vorzei-\n\ntige“ Heimfall ist eine Frage der Konzessionsdauer; erfolgt keine Verwirkung oder kein Ver-\n\nzicht durch den Konzessionär, kann das Konzessionsende (und damit der Heimfall) nur \n\ngegen volle Entschädigung des Konzessionärs herbeigeführt werden. Dies gilt auch für den \n\nin Art. 34 vorgesehenen Rückkauf der Anlagen, der frühestens nach einem Drittel der Kon-\n\nzessionsdauer möglich ist und auch nur dann gilt, wenn die Regelung bereits bei Abschluss \n\nder jeweiligen Konzession bestand oder in der Konzessionsurkunde selbst vorgesehen war. \n\nDer Rückkauf ist von der Enteignung einer Konzession zu unterscheiden, weil er die Vo-\n\nraussetzungen der Enteignung nicht erfüllen muss. \n\nMit der Heimfallregelung lässt sich heute deshalb kaum Einfluss nehmen auf bestehende Kon-\n\nzessionsverhältnisse, sondern die Bestimmungen werden erst bei Ablauf der Konzessions-\n\ndauer relevant. \n\n3.2.2 Direkte Beteiligung an Wasserkraftwerken \n\na) Direkte Beteiligungen an den Wasserkraftanlagen und Dividenden \n\nDer Konzessionsnehmer hat gemäss dem Urner Gewässernutzungsgesetz dem Konzessions-\n\ngeber eine „erhebliche Beteiligung und eine entsprechende Vertretung in den Organen der \n\nWasserkraftunternehmen zu ermöglichen“. Die direkte Beteiligung an den Wasserkraftanlagen \n\nkann bei der Neukonzessionierung vereinbart werden. Deren Höhe ist Verhandlungssache. \n\nEine nachträgliche Beteiligung kann ebenfalls im Rahmen von Verhandlungen erzielt werden, \n\nsetzt aber das Einverständnis des Betroffenen voraus, insbesondere über den Preis; der \n\nzwangsweise Erwerb ist mit Blick auf die Eigentumsgarantie kaum denkbar, da die Vorausset-\n\nzungen einer Enteignung fehlen.  \n\nDer Abbau der bestehenden Beteiligungen ist jederzeit möglich. Drei Abbauvarianten sind da-\n\nbei denkbar: \n\n Verkauf an den Meistbietenden \n\n Verkauf an ein Urner Energieversorgungsunternehmen \n\nDie Frage nach der Höhe der Dividende der Partnerwerke muss im Rahmen der vertraglichen \n\nVereinbarungen bei Gründung des jeweiligen Partnerwerks beantwortet werden.  \n\n \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n27 \n\nb) Beteiligung an Energieversorgungsunternehmen und Dividenden \n\nDie Beteiligungen an Energieversorgungsunternehmen werden wie die Beteiligungen an den \n\nWasserkraftanlagen dem Verwaltungsvermögen zugerechnet.8 Eine Erhöhung der Beteiligun-\n\ngen an Energieversorgungsunternehmen ist durch einen Beschluss des Landrates möglich. \n\nVoraussetzung für die erfolgreiche Erhöhung der Beteiligung ist die Verkaufsbereitschaft eines \n\nmöglichen Vertragspartners. \n\nc) Energiebezugsrechte \n\nHandlungsspielraum bezüglich der Vereinbarung von Energiebezugsrechten besteht bei der \n\nNeukonzessionierung eines Werkes. Die bisherigen Verhandlungen haben gezeigt, dass die \n\nDurchsetzung eines Energiebezugsrechts ohne Bezugspflicht und ohne eine gleichzeitige Be-\n\nteiligung an der Kraftwerksanlage nur sehr schwer möglich ist (vgl. Strategie D). Ein Energie-\n\nbezugsrecht mit gleichzeitiger Beteiligung hat sich bei den geführten Verhandlungen als einfa-\n\ncher zu erzielendes Verhandlungsergebnis erwiesen (vgl. Strategie E). Ob bei Neukonzessio-\n\nnierung erreicht werden kann, dass der Kanton eine Mehrheitsbeteiligung mit Energiebezugs-\n\nrechts ohne Bezugspflicht, bleibt abzuwarten \n\nWährend einer laufenden Konzession können Energiebezugsrechte grundsätzlich auf dem \n\nVerhandlungsweg erlangt werden. Bei diesen müssten allerdings die zukünftigen erwarteten \n\nGewinne dem Verkäufer entschädigt werden, sodass sich dies für den Kanton nicht lohnen \n\nwürde. Ein Verzicht auf Energiebezugsrechte (Strategie A und B) ist jederzeit möglich. Für den \n\nAbbau der bestehenden Beteiligungen gibt es grundsätzlich drei verschiedene Möglichkeiten:  \n\n Verkauf an den Meistbietenden \n\n Verkauf an ein Urner Energieversorgungsunternehmen \n\n3.2.3 Betrieb der Kraftwerksanlagen und Verwertung der Energie aus Bezugsrechten \n\na) Bau und Betrieb der Wasserkraftanlagen \n\nDer Bau der Wasserkraftanlagen umfasst die Planung und die Konstruktion der Wasserkraft-\n\nanlagen. Der Betrieb der Wasserkraftanlage umfasst einerseits die Steuerung und Überwa-\n\nchung der Anlagen. Andererseits gehört zum Betrieb auch die Instandhaltung der Kraftwerks-\n\nanlagen. Ersteres muss dabei nicht zwingend am Kraftwerkstandort selbst erfolgen, da sich \n\ndie Anlagen auch fernsteuern lassen. \n\nFür Bau und Betrieb der Wasserkraftanlagen können grundsätzlich drei verschiedene Modelle \n\nmit zwei Untervarianten unterschieden werden: \n\n                                                      \n\n8  Das Verwaltungsvermögen umfasst jene Vermögenswerte, die unmittelbar der öffentlichen Aufgabenerfüllung die-\n\nnen. im Lichte der Liberalisierung des Strommarktes wäre eigentlich eine Zuordnung zum Finanzvermögen ange-\n\nzeigt. Das Finanzvermögen umfasst jene Vermögenswerte, die ohne Beeinträchtigung der öffentlichen Aufgaben-\n\nerfüllung veräussert werden könnten. \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n28 \n\n Vergabe von Bau und Betrieb an einen Dritten \n\n Eigenständiger Bau und Betrieb der Kraftwerke durch den Kanton Uri (als Verwaltungsein-\n\nheit, in einer eigenständigen Gesellschaft) \n\n Bei einem Partnerwerk ist es auch möglich den Bau und den Betrieb dem Partner zu über-\n\nlassen \n\nVergabe von Bau und Betrieb an einen Dritten \n\nBei der Vergabe des Betriebes an einen Dritten werden entsprechende Offerten eingeholt. \n\nAnschliessend wird der Betrieb an den Anbieter mit dem wirtschaftlich besten Angebot verge-\n\nben. Diese Variante kommt im Prinzip nur dann infrage, wenn der Kanton eine Mehrheitsbe-\n\nteiligung an der Kraftwerksanlage besitzt. Bei einer Minderheitsbeteiligung steht eher der Be-\n\ntrieb der Kraftwerke durch den Partner im Partnerwerk im Vordergrund. \n\nEigenständiger Bau und Betrieb der Kraftwerke durch den Kanton Uri \n\nBei einer Mehrheitsbeteiligung an den Kraftwerksanlagen ist ebenfalls denkbar, dass der Kan-\n\nton das entsprechende Wissen und die Fähigkeiten für den Betrieb von Kraftwerksanlagen \n\naufbaut. Dies kann er entweder innerhalb der Verwaltung oder in einem eigenständigen Unter-\n\nnehmen tun. Bei einer Minderheitsbeteiligung an den Kraftwerksanlagen steht diese Variante \n\neher nicht im Vordergrund, sondern der Betrieb durch den Partner im Partnerwerk. \n\nBau und Betrieb des Partnerwerks durch den Partner im Partnerwerk \n\nDer Betrieb der Kraftwerksanlage wird durch das Energieversorgungsunternehmen sicherge-\n\nstellt, mit welchem der Kanton Uri das Partnerwerk gebaut hat. Diese Variante steht insbeson-\n\ndere dann im Vordergrund, wenn der Kanton eine Minderheitsbeteiligung an einem Partner-\n\nwerk eingeht. \n\nb) Verwertung der Energiebezugsrechte \n\nDie Vermarktung der Energiebezugsrechte beinhaltet den Verkauf der Energiebezugsrechte \n\nam Markt. Für die Verwertung der Energiebezugsrechte sind drei verschiedene Varianten \n\ndenkbar: \n\n Vermarktung der Energiebezugsrechte durch den meistbietenden Dritten \n\n Vermarktung der Energiebezugsrechte durch ein Urner Unternehmen \n\n Vermarktung der Energiebezugsrechte durch den Kanton Uri \n\nVermarktung der Energiebezugsrechte durch den meistbietenden Dritten \n\nIm Gegensatz zur Variante „Vermarktung der Energiebezugsrechte durch den Kanton Uri“ wür-\n\nden die Energiebezugsrechte des Kantons gebündelt und an den meistbietenden Dritten zur \n\nVermarktung abgegeben. Der Kanton würde folglich nicht selbständig an der europäischen \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n29 \n\nEnergiebörse als Händler auftreten. Bei der Vermarktung durch einen Dritten sind in der kon-\n\nkreten Ausgestaltung grundsätzlich folgende Abgeltungsmöglichkeiten denkbar: \n\n Jährlicher Pauschalbetrag der im Voraus festgelegt wird \n\n Jährlicher Betrag, der im Nachhinein bezahlt wird und die tatsächlichen Erträge wiederspie-\n\ngelt, abzüglich einer Gebühr für die Vermarktung der Energiebezugsrechte. \n\nDenkbar wäre auch eine Mischvariante, welche das Risiko für den Vermarktungserfolg auf \n\nzwischen dem Kanton Uri und dem Partner für die Vermarktung der Energiebezugsrechte auf-\n\nteilt. \n\nVermarktung der Energiebezugsrechte durch ein Urner Energieversorgungsunterneh-\nmen \n\nAnstelle einer Vermarktung durch den meistbietenden Dritten könnte die Verwertung der Ener-\n\ngie auch einem Urner Unternehmen übertragen werden. Der Grund für die Wahl eines Urner \n\nUnternehmens anstelle des meistbietenden könnte die Hoffnung sein, damit den Erhalt von \n\nArbeitsplätzen im Kanton Uri zu sichern. \n\nVermarktung der Energiebezugsrechte durch den Kanton Uri \n\nDer Kanton Uri könnte die Vermarktung der Energiebezugsrechte auch selbst in die Hand neh-\n\nmen und eigenständig am Strommarkt als Stromhändler auftreten. Dazu müsste der Kanton \n\naber das entsprechende Wissen und die Fähigkeiten aufbauen, was mit einem erheblichen \n\nAufwand verbunden wäre. Gleichzeitig müsste sichergestellt werden, dass sich der Kanton \n\nausschliesslich auf die bestmögliche Verwertung der Energie konzentriert. \n\n3.3 Überblick über die möglichen Eignerstrategien \n\nAus den oben beschriebenen Elementen und ihren Ausprägungen lassen sich unterschiedliche \n\nEignerstrategien zusammenstellen. Für die konkrete Ausgestaltung der einzelnen Strategien \n\nwurde wie erwähnt darauf geachtet, dass die resultierenden Strategien insgesamt das die \n\ndenkbaren Handlungsoptionen möglichst vollständig abdecken und auch die politische Diskus-\n\nsion im Kanton Uri reflektieren.  \n\nDie Zusammenstellung in Abbildung 3-2 gibt einen Überblick über die einzelnen Strategievari-\n\nanten. Die Kurzbeschreibung des Variantenspektrums ist nach der hoheitlichen Funktion und \n\nder Funktion als Eigentümer differenziert: \n\n Instrumente, die dem Kanton Uri aufgrund seiner hoheitlichen Funktion zustehen: Bei \n\ndiesen Instrumenten muss der Staat gemäss Gesetz die konkrete Ausgestaltung festlegen: \n\nDazu zählen insbesondere folgende Fragen: \n\n– Konzessionsdauer: Welche Konzessionsdauer wird festgelegt? Wird an der bestehen-\n\nden Usanz einer Konzessionsdauer von 60 bis 80 Jahren festgehalten? Oder wird die \n\nKonzessionsdauer zugunsten eines grösseren Handlungsspielraums zum Beispiel auf \n\n40 Jahre gekürzt?  \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n30 \n\n– Konzessionserteilung: Werden Konzessionen erteilt oder wird die Wasserkraft durch \n\nden Kanton selber genutzt? Unter welchen Bedingungen erfolgt die Konzessionsertei-\n\nlung? Wie hoch wird die einmalige Konzessionsgebühr festgelegt? \n\n– Wasserzinsen (Ausschöpfen des Maximums und Erhöhung): Soll der maximal zulässige \n\nWasserzins ausgeschöpft werden? Soll sich der Kanton Uri für eine Erhöhung des Was-\n\nserzinsmaximums einsetzen? \n\n– Steuern: Wie sollen die Partnerwerke besteuert werden? Soll eine Gewinnsteuer ge-\n\nmäss Market-to-Market-Bewertung erhoben werden? \n\n– Leistungsaufträge: Sollen mit der Konzession zusätzliche Leistungen eingefordert wer-\n\nden, welche die Unternehmen ohne die Vorgabe in der Konzession nicht erfüllen würden \n\n(Einhaltung bestimmter Tarifgrundsätze, Lieferung von Gratisenergie für staatliche Ein-\n\nrichtungen)? \n\n– Heimfall: Soll der Kanton Uri das Heimfallrecht ausüben? Zu welchem Preis sollen die \n\nAnlagen an den Kanton übergehen? \n\n Instrumenten, die der Staat in der Rolle als Miteigentümer an einer Kraftwerksanlage \n\nbzw. eines Energieversorgungsunternehmen einsetzen kann. Es handelt sich hierbei um \n\nInstrumente, die dem Staat neben Konzessionsabgaben, Wasserzinsen und Steuern zu-\n\nsätzliche Möglichkeiten zum Beispiel zur Ertragsmaximierung geben.  \n\n– Beteiligungen: Bis zu welcher Höhe soll der Kanton Beteiligungen an einer Kraftwerks-\n\nanlage oder an einem Energieversorgungsunternehmen eingehen? \n\n– Energiebezugsrechte [Umfang und Verwertung der Energie]: In welchem Ausmass soll \n\nder Kanton Energiebezugsrechte aushandeln? Sollen die Energiebezugsrechte an die \n\nBeteiligung gekoppelt sein? Soll der Kanton Uri mit den Energiebezugsrechten selber \n\nam Strommarkt aktiv werden oder soll er die Verwertung der Energiebezugsrechte Drit-\n\nten überlassen? \n\n– Geschäftsbereiche: In welchen Geschäftsbereichen soll der Kanton Uri aktiv sein? \n\n– Dividendenpolitik: Soll der Kanton Uri auf die Dividendenpolitik beziehungsweise die \n\nAusgestaltung der Gewinnverwendung im Unternehmen Einfluss nehmen, um höhere \n\nDividendenausschüttungen durchzusetzen? \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n31 \n\nAbbildung 3-2: Mögliche Eignerstrategien \n\n \n\nIn Anlehnung an Kanton Uri (2008), Tabelle 4-8, S. 54 \n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n A\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n B\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n C\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n D\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n E\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n F\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n G\n\nS\ntr\n\nat\neg\n\nie\n H\n\n1/\nH\n\n2\nS\n\ntr\nat\n\neg\nie\n\n I1\n/I2\n\nke\nin\n\ne \nB\n\nez\nug\n\ns-\n\nre\nch\n\nte\n, k\n\nei\nne\n\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng,\n\n A\nbb\n\nau\n \n\nA\nbg\n\nab\nen\n\nke\nin\n\ne \nB\n\nez\nug\n\ns-\n\nre\nch\n\nte\n, k\n\nei\nne\n\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng,\n\n \n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \nA\n\nbg\nab\n\nen\n\nB\nez\n\nug\nsr\n\nec\nht\n\ne \nun\n\nd \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng \n\n w\nie\n\n \n\nhe\nut\n\ne,\n E\n\nrh\nöh\n\nun\ng \n\nA\nbg\n\nab\nen\n\n \n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \nB\n\ne-\n\nzu\ngs\n\nre\nch\n\nte\n a\n\nuf\n \n\n20\n%\n\n o\nhn\n\ne \n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng\n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \nB\n\ne-\n\nzu\ngs\n\nre\nch\n\nte\n (\n\n30\n-\n\n49\n%\n\n) \nm\n\nit \nev\n\ntl.\n \n\nM\nin\n\nde\nrh\n\nei\nts\n\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n \n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \nB\n\ne-\n\nzu\ngs\n\nre\nch\n\nte\n \n\n(>\n51\n\n%\n),\n\n a\nlle\n\nnf\nal\n\nls\n \n\nm\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n \n\nE\nig\n\nen\nnu\n\ntz\nun\n\ng\nE\n\nrh\nöh\n\nun\ng \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng \n\nE\nW\n\nA\n / \n\nR\nüc\n\nkz\nug\n\n a\nus\n\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \nan\n\n \n\nK\nra\n\nftw\ner\n\nks\n-\n\nan\nla\n\nge\nn\n\nS\nch\n\naf\nfu\n\nng\n e\n\nin\ner\n\n \n\nka\nnt\n\non\nal\n\nen\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nge\n-\n\nse\nlls\n\nch\naf\n\nt\n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nns\n\nda\nue\n\nr\nre\n\ndu\nzi\n\ner\nen\n\n, a\nuf\n\n \n\nz.\nB\n\n. 4\n0 \n\nJa\nhr\n\ne\n\nre\ndu\n\nzi\ner\n\nen\n, a\n\nuf\n \n\nz.\nB\n\n. 4\n0 \n\nJa\nhr\n\ne\n\nre\ndu\n\nzi\ner\n\nen\n, a\n\nuf\n \n\nz.\nB\n\n. 4\n0 \n\nJa\nhr\n\ne\n\nre\ndu\n\nzi\ner\n\nen\n, a\n\nuf\n \n\nz.\nB\n\n. 4\n0 \n\nJa\nhr\n\ne\n\nre\ndu\n\nzi\ner\n\nen\n, a\n\nuf\n \n\nz.\nB\n\n. 4\n0 \n\nJa\nhr\n\ne\n\nre\ndu\n\nzi\ner\n\nen\n, a\n\nuf\n \n\nz.\nB\n\n. 4\n0 \n\nJa\nhr\n\ne\n\nre\ndu\n\nzi\ner\n\nen\n, a\n\nuf\n \n\nz.\nB\n\n. 4\n0 \n\nJa\nhr\n\ne\n\nre\ndu\n\nzi\ner\n\nen\n, a\n\nuf\n \n\nz.\nB\n\n. 4\n0 \n\nJa\nhr\n\ne\n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nns\n\ner\nte\n\nilu\nng\n\n u\nnd\n\n \n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nns\n\nge\nbü\n\nhr\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n m\nit \n\nei\nne\n\nr \n\nko\nst\n\nen\nde\n\nck\nen\n\nde\nn \n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nns\n\n-\n\nge\nbü\n\nhr\n a\n\nn \n\nbe\nlie\n\nbi\nge\n\nn \n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nns\n\n-\n\nne\nhm\n\ner\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nM\nei\n\nst\nbi\n\net\nen\n\nde\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nM\nei\n\nst\nbi\n\net\nen\n\nde\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nM\nei\n\nst\nbi\n\net\nen\n\nde\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nM\nei\n\nst\nbi\n\net\nen\n\nde\nn\n\nke\nin\n\ne\nke\n\nin\ne\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\n1 \n\nst\nra\n\nte\ngi\n\nsc\nhe\n\nn \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n, \n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn \n\nde\nr \n\nm\nax\n\nim\nal\n\n \n\nm\nög\n\nlic\nhe\n\nn \nA\n\nbg\nab\n\ne\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nnä\n\nre\n m\n\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n in\n\n \n\nU\nrn\n\ner\n H\n\nan\nd \n\n/ \n\nK\nos\n\nte\nnd\n\nec\nke\n\nnd\ne \n\nK\non\n\nze\nss\n\nio\nns\n\n-\n\nab\nga\n\nbe\n\nW\nas\n\nse\nrz\n\nin\nsm\n\nax\nim\n\num\nni\n\nch\nt a\n\nus\nsc\n\nhö\npf\n\nen\nau\n\nss\nch\n\nöp\nfe\n\nn,\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nke\nin\n\n W\nas\n\nse\nrz\n\nin\ns\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nau\nss\n\nch\nöp\n\nfe\nn,\n\n \n\nw\nen\n\nn \nm\n\nög\nlic\n\nh\n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \n\nW\nas\n\nse\nrz\n\nin\nsm\n\nax\niu\n\nm\n\nni\nch\n\nt a\nns\n\ntr\neb\n\nen\nan\n\nst\nre\n\nbe\nn\n\nan\nst\n\nre\nbe\n\nn\nan\n\nst\nre\n\nbe\nn\n\nan\nst\n\nre\nbe\n\nn\nan\n\nst\nre\n\nbe\nn\n\nke\nin\n\n W\nas\n\nse\nrz\n\nin\ns\n\nan\nst\n\nre\nbe\n\nn\nbe\n\nla\nss\n\nen\n w\n\nie\n \n\nhe\nut\n\ne\n\nS\nte\n\nue\nrn\n\nB\nes\n\nte\nue\n\nru\nng\n\n \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nU\nnt\n\ner\nne\n\nhm\ns-\n\nge\nw\n\nin\nn\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nke\nin\n\ne\nG\n\new\nin\n\nns\nte\n\nue\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nG\new\n\nin\nns\n\nte\nue\n\nr \n\nm\nin\n\nde\nst\n\nen\ns \n\nge\nm\n\näs\ns \n\nm\nar\n\nkt\nm\n\näs\nsi\n\nge\nr \n\nB\new\n\ner\ntu\n\nng\n d\n\ner\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nLe\nis\n\ntu\nng\n\nsa\nuf\n\ntr\näg\n\ne\nke\n\nin\ne\n\nR\nab\n\nat\nte\n\n a\nuf\n\n E\nig\n\nen\n-\n\nko\nns\n\num\n u\n\nnd\n \n\nan\nde\n\nre\n V\n\nor\nga\n\nbe\nn\n\nR\nab\n\nat\nte\n\n a\nuf\n\n E\nig\n\nen\n-\n\nko\nns\n\num\n u\n\nnd\n \n\nan\nde\n\nre\n V\n\nor\nga\n\nbe\nn\n\nR\nab\n\nat\nte\n\n a\nuf\n\n E\nig\n\nen\n-\n\nko\nns\n\num\n u\n\nnd\n \n\nan\nde\n\nre\n V\n\nor\nga\n\nbe\nn\n\nR\nab\n\nat\nte\n\n a\nuf\n\n E\nig\n\nen\n-\n\nko\nns\n\num\n u\n\nnd\n \n\nan\nde\n\nre\n V\n\nor\nga\n\nbe\nn\n\nke\nin\n\ne \nV\n\nor\nga\n\nbe\nn\n\nke\nin\n\ne\nR\n\nab\nat\n\nte\n a\n\nuf\n \n\nE\nig\n\nen\nko\n\nns\num\n\ns \n\nV\ner\n\nso\nrg\n\nun\ngs\n\n-\n\nsi\nch\n\ner\nhe\n\nit\n\nH\nei\n\nm\nfa\n\nll\nvo\n\nrs\neh\n\nen\nvo\n\nrs\neh\n\nen\nvo\n\nrs\neh\n\nen\nvo\n\nrs\neh\n\nen\nvo\n\nrs\neh\n\nen\nvo\n\nrs\neh\n\nen\nni\n\nch\nt r\n\nel\nev\n\nan\nt\n\nvo\nrs\n\neh\nen\n\nvo\nrs\n\neh\nen\n\nD\nire\n\nkt\ne \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \nan\n\n \n\nW\nas\n\nse\nrk\n\nra\nftw\n\ner\nke\n\nn \n\n(P\nar\n\ntn\ner\n\nw\ner\n\nke\nn)\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\n \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\n40\n%\n\n51\n%\n\n10\n0%\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nB\net\n\nrie\nb \n\nde\nr \n\nK\nra\n\nftw\ner\n\nks\nan\n\nla\nge\n\nn\n\n-\n-\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n m\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n m\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n m\nit \n\nM\neh\n\nrh\nei\n\nts\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nP\nar\n\ntn\ner\n\n m\nit \n\nM\nin\n\nde\nrh\n\nei\nts\n\n-\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n\nB\net\n\nrie\nb \n\ndu\nrc\n\nh \n\nex\nte\n\nrn\nen\n\n \n\nD\nie\n\nns\ntle\n\nis\nte\n\nr\n\n-\nB\n\net\nrie\n\nb \ndu\n\nrc\nh \n\nka\nnt\n\non\nal\n\ne \nE\n\nne\nrg\n\nie\n-\n\nge\nse\n\nlls\nch\n\naf\nt\n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \nan\n\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nve\nrs\n\nor\ngu\n\nng\ns-\n\nun\nte\n\nrn\neh\n\nm\nen\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nE\nrh\n\nöh\nun\n\ng \nde\n\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\ng \n\nau\nf \n\nm\nax\n\n 4\n9%\n\n (\nH\n\n1)\n / \n\nm\nin\n\nd.\n 5\n\n1%\n (\n\nH\n2)\n\nB\nei\n\nbe\nha\n\nlte\nn \n\nde\nr \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn \n\nE\nW\n\nA\n 2\n\n9%\n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nbe\nzu\n\ngs\nre\n\nch\nte\n\nke\nin\n\ne\nke\n\nin\ne \n\nw\nie\n\n h\neu\n\nte\n \n\ner\nhö\n\nhe\nn \n\nau\nf 2\n\n0%\ner\n\nhö\nhe\n\nn \nau\n\nf 4\n0%\n\ner\nhö\n\nhe\nn \n\nau\nf 5\n\n1%\n10\n\n0%\nke\n\nin\ne\n\nke\nin\n\ne \n/ A\n\nbb\nau\n\n d\ner\n\n \n\nbe\nst\n\neh\nen\n\nde\nn \n\nB\net\n\nei\nlig\n\nun\nge\n\nn\n\nV\ner\n\nw\ner\n\ntu\nng\n\n d\ner\n\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\nbe\nzu\n\ngs\nre\n\nch\nte\n\n-\n-\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\nV\ner\n\nga\nbe\n\n a\nn \n\nD\nrit\n\nte\nn\n\n-\nD\n\nur\nch\n\n k\nan\n\nto\nna\n\nle\n \n\nE\nne\n\nrg\nie\n\n-\n\nge\nse\n\nlls\nch\n\naf\nt\n\nG\nes\n\nch\näf\n\nts\nbe\n\nre\nic\n\nhe\nke\n\nin\ne\n\nke\nin\n\ne\nS\n\ntr\nom\n\npr\nod\n\nuk\ntio\n\nn \n\n(S\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\n**\n)\n\nS\ntr\n\nom\npr\n\nod\nuk\n\ntio\nn \n\n(S\ntr\n\nom\nha\n\nnd\nel\n\n**\n)\n\nS\ntr\n\nom\npr\n\nod\nuk\n\ntio\nn 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\nin\n\n e\nin\n\n e\nig\n\nen\ne \n\nV\ner\n\nm\nar\n\nkt\nun\n\ngs\nge\n\nse\nlls\n\nch\naf\n\nt m\nit \n\nka\nnt\n\non\nal\n\ner\n M\n\neh\nrh\n\nei\nts\n\nbe\nte\n\nili\ngu\n\nng\n o\n\nde\nr \n\nV\ner\n\nka\nuf\n\n a\nn \n\nM\nei\n\nst\nbi\n\net\nen\n\nde\nn\n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n32 \n\n3.4 Mögliche Eignerstrategien im Detail \n\nIn den nachfolgenden Abschnitten werden die zentralen Elemente sowie die Grundidee der \n\nStrategien A bis I erläutert. \n\na) Strategie A \n\nStrategie A  \n\nZentrale  \nMerkmale \n\n– Keine Energiebezugsrechte \n\n– Keine Beteiligungen \n\n– Abbau der Abgaben \n\nInhalt Diese Strategie repräsentiert die (Extrem-) Position einer liberalen ordnungspoliti-\nschen Grundhaltung:  \n\n– Der Kanton verzichtet auf jegliche eigentumsrechtliche Ansprüche im Bereich \n\nder Wasserkraftnutzung.  \n\n– Die Abgaben auf der Wasserkraftnutzung in Form von Wasserzinsen und die \n\nBesteuerung der Kraftwerksanlagen sollen möglichst tief gehalten werden.  \n\nDer potenzielle Gewinn aus der Wasserkraftnutzung soll also soweit wie möglich \nund gesetzlich zulässig den Konzessionären bzw. den Elektrizitätsunternehmen \nzustehen. Der Kanton verzichtet auf jegliche Erträge aus der Wasserkraftnutzung, \ndie über das Mass der ordentlichen Gewinn- und Kapitalbesteuerung hinausge-\nhen.  \n\nDie Umsetzung der Strategie bedeutet Folgendes: \n\n– Die bisherigen Energiebezugsrechte und Beteiligungen werden (bestmöglich) \n\nverkauft \n\n– Bei Konzessionsende wird der Heimfall ausgeübt und die Anlagen dem neuen \n\nKonzessionär kostenlos überlassen; ist der neue Konzessionär auch der alte \n\nKonzessionär, kann dies durch (kostenlosen) Heimfallverzicht erfolgen. \n\n– Bei Neukonzessionen werden keine Energiebezugsrechte oder Beteiligungen \n\nverlangt.  \n\n– Steuerbelastungen für die Wasserkraftnutzung werden gesenkt \n\n– Das Wasserzinsmaximum wird nicht ausgeschöpft \n\n– Die Höhe der Konzessionsabgabe bemisst sich am tatsächlich angefallenen \n\nAufwand für die Konzessionsvergabe (kostendeckend) \n\nVerringerung der Konzessionsdauer gegenüber der bisherigen Usanz von 80 auf \n40 Jahre, um den Handlungsspielraum für zukünftige Generationen zu erhöhen, \nsofern man für diese Dauer einen Konzessionär findet. \n\n \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n33 \n\nb) Strategie B  \n\nStrategie B  \n\nZentrale  \nMerkmale \n\n– Keine Energiebezugsrechte \n\n– Keine Beteiligung \n\n– Erhöhung der Abgaben \n\nBeschreibung In der Strategie B soll, wie bei Strategie A auf Eigentumsrechte an Kraftwerksan-\nlagen verzichte werden. Die hoheitlichen Instrumente sollen jedoch soweit wie \nmöglich ausgeschöpft werden, um aus der Wasserkraftnutzung Einnahmen für die \nöffentliche Hand zu generieren. \n\nDie Umsetzung der Strategie hat folglich folgende Auswirkungen: \n\n– Ausschöpfen des zulässigen Wasserzinsmaximums soweit möglich9 sowie An-\n\nstreben einer Erhöhung der maximalen bundesrechtlich festgelegten Wass-\n\nerzinse.  \n\n– Besteuerung der Partnerwerke nach dem Wert der produzierten Energie \n\n– Vergabe der Konzessionen an den Meistbietenden \n\n– Leistungsaufträge oder Konzessionsbedingungen zur Deckung von weiteren \n\nAnforderungen (z.B. Gratislieferungen10 oder tiefere Strompreise für Eigenkon-\n\nsum des Kantons) \n\n \n\nc) Strategie C \n\nStrategie C  \n\nZentrale  \nMerkmale \n\n– Heutige Höhe der Energiebezugsrechte und Beteiligungen an Kraftwerksanla-\n\ngen beibehalten \n\n– Erhöhung der Abgaben \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\nBeschreibung Im Gegensatz zu den Strategien A und B wird die gegenwärtige Ausgestaltung \nder eigentumsrechtlichen Instrumente (Energiebezugsrechte, Beteiligungen) auf \ndem Niveau von 2008 belassen. Um zusätzliche Erträge generieren zu können, \nwerden aber die hoheitlichen Instrumente (Reduktion der Konzessionsdauer, Er-\nhöhung der Wasserzinsen, Besteuerung gemäss marktmässiger Bewertung der \nEnergie) wie bei der vorangehenden Strategie B ausgebaut. Darüber hinaus wird \nangestrebt, die Vermarktung der bestehenden Energiebezugsrechte zu verbes-\nsern, um mit der gleichen Energie höhere Einnahmen zu erzielen (beispielsweise \nkann dies erreicht werden, indem die Vermarktung der Energiebezugsrechte dem \nmeistbietenden Dritten überlassen wird). \n\n \n\n                                                      \n\n9  Liegt ein Wasserkraftwerkprojekt an der Rentabilitätsschwelle bzw. ist dieses Projekt bei Ausschöpfung des Was-\n\nserzinsmaximums nicht rentabel, so kann es unter dem Aspekt der Ertragsoptimierung aus Sicht der öffentlichen \n\nHand sinnvoll sein, den Wasserzins unter dem Maximum anzusetzen. Dafür müsste aber zunächst das GNG ge-\n\nändert werden, welches den bundesrechtlichen Höchstwasserzinssatz übernimmt. \n\n10  Sofern dies neben dem Wasserzinsmaximum überhaupt zulässig ist. \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n34 \n\nd) Strategie D \n\nStrategie D  \n\nZentrale  \nMerkmale \n\n– Energiebezugsrechte auf 20% erhöhen, aber ohne entsprechende Erhöhung \n\nder Minderheitsbeteiligungen \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\nBeschreibung Die Grundidee der Strategie lässt sich wie folgt zusammenfassen: Die Wasser-\nkraft stellt für Uri und die anderen Gebirgskantone eine einzigartige natürliche \nRessource. Von den Erträgen aus der Nutzung der Ressourcen sollen nicht nur \neinzelne Energiewirtschaftsunternehmen bzw. ihre Aktionärinnen profitieren (bei \ndenen es sich meist um die öffentliche Hand, das heisst andere Kantone, han-\ndelt), sondern in einem angemessenen Ausmass mittelbar auch die gesamte Ur-\nner Bevölkerung. Der Wert der Wasserkraft widerspiegelt sich in erster Linie im \nPreis, der für den produzierten Strom bezahlt wird. Um davon anteilsmässig profi-\ntieren zu können, soll der Kanton über entsprechende Energiebezugsrechte verfü-\ngen. \n\nDie Umsetzung der Strategie bedeutet Folgendes: \n\n– Die Energiebezugsrechte von rund 10% sollen beschränkt ausgebaut werden \n\nauf durchschnittlich 20%.Im Unterschied zur nachfolgenden Strategie soll die \n\nErhöhung der Energiebezugsrechte ohne eine Erhöhung der Beteiligung erfol-\n\ngen. \n\n– Bezüglich der hoheitlichen Instrumente (Wasserzins, Konzessionsabgabe, Be-\n\nsteuerung) werden die gleichen Grundsätze wie in den vorangehenden Strate-\n\ngien B und C verfolgt. Eine Ertragssteigerung soll über einen erhöhten Wasser-\n\nzins und eine bessere Vermarktung der Energiebezugsrechte erreicht werden. \n\nDazu werden die Energiebezugsrechte dem Anbieter mit dem besten Angebot \n\nzur Vermarktung überlassen. \n\nDie Umsetzung der Strategie unterscheidet sich bei bestehenden und neuen Kon-\n\nzessionen: \n\n– Im ersten Fall müsste ein höheres Energiebezugsrecht käuflich erworben wer-\n\nden, was gegen den Willen des Konzessionärs und Anlagenbetreiber nicht \n\nmöglich ist. Zudem ist damit ein höheres Risiko verbunden, zumal evtl. auch \n\neine Erhöhung der Beteiligung eingegangen werden muss.11 \n\n– Bei Neukonzessionierungen ist das höhere Energiebezugsrecht im Rahmen der \n\nKonzessionsverhandlungen und entsprechender Ausgestaltung der Konzessi-\n\nonsbedingungen zu erreichen. \n\n \n\n                                                      \n\n11  Der käufliche Erwerb von zusätzlichen Energiebezugsrechten im Rahmen einer bestehenden Konzession ist aus \n\nfolgenden Überlegungen meist nicht zu empfehlen: Der Verkäufer wird seinen Verkaufspreis im Normalfall so fest-\n\nlegen, dass seine Gewinnerwartung auf dem veräusserten Teil der Energiebezugsrechte aus seiner Sicht voll ab-\n\ngedeckt ist. Bei korrekter Abschätzung des erwarteten Gewinns verbleibt für den Käufer (hier der Kanton Uri) nur \n\ndann ein Gewinnpotenzial, wenn er mit dem erworbenen Teil grosse Synergieeffekte erzielen könnte (z.B. Zusam-\n\nmenlegung von Steuerungs- oder Produktionsanlagen) oder wenn unterschiedliche Ansprüche zur Rentabilität des \n\neingesetzten Kapitels bestehen.  \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n35 \n\ne) Strategie E \n\nStrategie E  \n\nZentrale  \nMerkmale \n\n– Anstreben von Energiebezugsrechte zwischen 30% bis 49% \n\n– Sofern erforderlich auch eine Minderheitsbeteiligung bis maximal zur Höhe des \n\njeweiligen Energiebezugsrechts. \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\nBeschreibung Die Grundidee der Strategie E ist die gleiche wie bei Strategie D. Allerdings wird \nein höheres Energiebezugsrecht zwischen minimal 30% bis 49% angestrebt. So-\nfern erforderlich wird dazu auch die Minderheitsbeteiligung bis maximal zur Höhe \ndes jeweiligen Energiebezugsrechtes ausgebaut. \n\n \n\nf) Strategie F \n\nStrategie F  \n\nZentrale  \nMerkmale \n\n– Erhöhung Energiebezugsrechte auf mindestens 51% \n\n– Mehrheitsbeteiligung an Kraftwerksanlagen \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\nBeschreibung Die Grundidee der Strategie F besteht darin, dass ein möglichst grosser Ertrags-\nanteil aus der Wasserkraftnutzung in Uri verbleibt. Es wird aber bewusst kein voll-\nständiges Eigentum angestrebt, andere öffentliche Körperschaften, Kantone oder \nevtl. auch privatwirtschaftliche Unternehmen können an den Partnerwerken betei-\nligt sein. Damit sollen einerseits Knowhow und Erfahrung der bisherigen Betreiber \nsoweit wie möglich genutzt werden. Andererseits sollen mit der Beteiligung der \nbisherigen Betreiber und allenfalls neuer privatwirtschaftlicher Unternehmen auch \ndie potenziellen Risiken vermindert bzw. gemeinsam getragen werden.12 Für die \noperative Führung der Kraftwerke im allfälligen Mehrheitsbesitz der öffentlichen \nHand sind unterschiedliche Modelle denkbar (z.B. operative Führung durch bishe-\nrige Kraftwerkbetreiber oder durch neue starke Partner aus den schweizerischen \nStromunternehmen, Zusammenführung der Beteiligungen in einer Holding usw.), \nwelche in der Umsetzungsphase noch vertieft zu prüfen gewesen wären. Klar ist, \ndass aufgrund des Knowhow-Bedarfs und der notwendigen unternehmerischen \nFlexibilität die Kraftwerke wie bisher als eigenständige Gesellschaften losgelöst \nvon der kantonalen Verwaltung betrieben werden müssen. \n\nIm Rahmen der Umsetzung der Strategie ist daher Folgendes vorgesehen: \n\n– Die Energiebezugsrechte sollen mindestens auf 51% erhöht werden. Gleichzei-\n\ntig wird auch bis zur maximalen Höhe des jeweiligen Energiebezugsrechtes \n\neine Mehrheitsbeteiligung eingegangen.  \n\n– Die hoheitlichen Instrumente werden ähnlich, wie in den Strategien B bis E aus-\n\ngestaltet. \n\n– Die Vermarktung soll verbessert werden in dem ein Dritter mit der Vermarktung \n\nder Energiebezugsrechte beauftragt wird.  \n\n– Der Betrieb der Kraftwerksanlagen wird vom beteiligten Partner mit Minderheits-\n\nbeteiligung sichergestellt. \n\n \n\n                                                      \n\n12  Die Beteiligung der bisherigen Betreiber und allenfalls der Privatwirtschaft soll auch bei einer allfälligen Mehrheits-\n\nbeteiligung Uris die unternehmerische Entscheidfindung fördern, so dass wie bisher nur Investitionen getätigt wer-\n\nden, die auch bei unternehmerischer Risikobeurteilung sinnvoll sind. \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n36 \n\ng) Strategie G \n\nStrategie G  \n\nZentrale  \nMerkmale \n\nEigennutzung der Wasserkraft durch Kanton ohne Konzessionserteilung an Unter-\nnehmen \n\nBeschreibung Bei dieser Strategie erfolgt die Nutzung der Urner Wasserkraft durch deren Eigner \n(Kanton, Korporationen und evtl. Gemeinden). Diese Strategie stellt ähnlich wie \ndie Strategie A eine Extremposition dar: \n\n– Es werden keine Konzessionen an Dritte erteilt, sondern die Nutzung der Was-\n\nserkraft erfolgt ausschliesslich durch die öffentliche Hand selbst. \n\n– Die Festlegung von Konzessionsdauer, Wasserzins und Konzessionsgebühr \n\nentfällt,, weil das Gemeinwesen mit Gewässerhoheit auch selbst das Wasser \n\nnutzt und es nicht an ein anderes Gemeinwesen konzessioniert wird. \n\n– Die Vermarktung der Energiebezugsrechte erfolgt durch einen Dritten, dabei \n\nwird die Wirtschaftlichkeit des Vermarktungsangebots von zentraler Bedeutung \n\nsein.  \n\n– Der Betrieb der Kraftwerksanlagen wird ebenfalls durch einen externen Dienst-\n\nleister sichergestellt. Die Vergabe erfolgt basierend auf dem wirtschaftlich bes-\n\nten Angebot. \n\nh) Strategie H1 und H2 \n\nErhöhung Beteiligung EWA, Rückzug aus direkten Beteiligungen an Kraftwerkanlagen \n\nZentrale  \nMerkmale \n\n– Festlegung eines strategischen Partners (EWA) für die Nutzung der Urner Was-\n\nserkraft \n\n– Erhöhung der Minderheitsbeteiligung des Kantons am strategischen Partner \n\nEWA auf max. 49% (Strategie H1) respektive Erhöhung der Beteiligung auf \n\nmind. 51% (Strategie H2) \n\n– Keine direkten Beteiligungen des Kantons an Partnerwerken. Die bestehenden \n\nBeteiligungen und Energiebezugsrechte werden dem strategischen Partner ab-\n\ngetreten. Das EWA entschädigt den Wert der Bezugsrechte und Beteiligungen \n\nmit EWA-Aktien. \n\n– Bei Neukonzessionierungen wird der strategischen Partner Konzessionär (aus-\n\nser bei Kraftwerken für die Produktion von Bahnstrom). \n\nBeschreibung Die Grundidee geht davon aus dass die strategische Zielsetzung zur Höhe der \nEnergiebezugsrechte (30%) zu scheitern droht. Die bisherigen Erfahrungen bei \nneuen Konzessionsgesuchen hätten – gemäss dieser Einschätzung – gezeigt, \ndass die angestrebten Energiebezugsrechte teilweise nicht oder nur unter gewis-\nsen Bedingungen zu erreichen sind, weil die Verhandlungsposition des Kantons \nzu schwach sei.13  \n\nBasierend auf dieser Einschätzung soll mit der Strategie H ein Strategiewechsel \ngeprüft werden, der anstelle von Beteiligungen an einzelnen Partnerwerken bzw. \nKraftwerksanlagen eine Minderheitsbeteiligung (Strategie H1) oder eine Mehr-\nheitsbeteiligung (Strategie H2) am strategischen Partner EWA vorsieht. Die bishe-\nrigen, direkten Beteiligungen sowie die Energiebezugsrechte sollen an das EWA \nverkauft werden. Die Entschädigung wird mit EWA-Aktien abgegolten. Zudem sol-\nlen allfällige neue Konzessionen oder auslaufende Konzessionen für bestehende \nNutzungen in Zukunft ausschliesslich an den strategischen Partner EWA verge-\nben werden.  \n\n \n\n \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n37 \n\ni) Strategie I1 und I2 \n\nKantonale Energiegesellschaft \n\nZentrale  \nMerkmale \n\nSchaffung einer kantonalen Energiegesellschaft. Abhängig von der Strategievari-\nante unterschieden sich die Aufgaben. Im Rahmen der Strategie I1 übernimmt die \nkantonale Energiegesellschaft folgende Aufgaben: \n\n– Produktion von Strom aus Wasserkraft im Kanton Uri sowie Übernahme der \n\nMehrheit von heimfallenden Kraftwerken und Verzicht auf die Vergabe von Kon-\n\nzessionen an Gesellschaften, die sich mehrheitlich in privatem Besitz befinden. 14 \n\n– Verwertung des produzierten Stroms \n\nZusätzlich übernimmt die kantonale Energiegesellschaft im Rahmen der Strategie I2 \n\nfolgende Aufgaben: \n\n– Produktion von Strom aus sämtlichen im Kanton Uri zur Verfügung stehenden \n\nEnergieressourcen (Wasser, Wind, Sonne, Erdwärme, Biomasse, Tunnelab-\n\nwärme etc.) \n\n– Übernahme der Mehrheit von neuen und bestehenden Energieunternehmen \n\n– Betrieb eines eigenen Netzes wenn nötig (Netzebene 3 bis 7) \n\n– Betrieb von Energiecontracting und ähnlichen Geschäften \n\n \n\nBeschreibung Der Vorschlag für die Gründung einer kantonalen Energiegesellschaft basiert auf \nder Überlegung, dass die Wertschöpfung im Kanton Uri aus der Wasserkraftnut-\nzung und Energieversorgung zu tief ist und der Kanton Uri mehr profitieren könnte, \nwenn er die vorhandenen Ressourcen selber ausbeutet.  \n\nDazu soll eine kantonale Energiegesellschaft gegründet werden. Für die Bewertung \nwerden zwei unterschiedliche Ausprägungen der kantonalen Energiestrategie skiz-\nziert.  \n\n \n\nStrategie I1: Die Strategie I1 stellt eine reduzierte Variante der kantonalen Ener-\n\ngiegesellschaft (vgl. Strategie I2) dar, die sich im Wesentlichen auf die Strompro-\nduktion aus Wasserkraft und die Verwertung der produzierten Energie konzentriert. \nSie unterschiedet sich wie folgt von der Strategie I2: \n\n– Eigentümer: Kein Unterschied \n\n– Tätigkeitsbereiche: Nur Stromproduktion aus Wasserkraft und die Verwertung \n\nder damit produzierten Energie. Kein Engagement in den Geschäftsbereichen \n\nStromverteilung oder Energiedienstleistungen \n\nBeteiligungen: Die kantonale Energiegesellschaft kann sich nur an heimfallenden \nKraftwerksanlagen beteiligen. Eine Beteiligung an Energieversorgungsunterneh-\nmen im Kanton Uri ist nicht vorgesehen. \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n                                                      \n\n13  Wir teilen diese generelle Einschätzung zur Verhandlungsposition des Kantons Uri nicht. Sie ist - insbesondere mit \n\nBlick auf den Heimfall der Lucendro-Konzession und in Bezug auf das Auslaufen verschiedener grosser Konzes-\n\nsionen im Jahr 2043 bzw. 2045 – wesentlich differenzierter vorzunehmen. Vorliegend geht es aber nicht um eine \n\nBeurteilung der Strategie – diese wird in Kapitel 5 vorgenommen –, sondern ausschliesslich um eine Beschreibung \n\nder jeweiligen strategischen Stossrichtung.  \n\n14  Aufgrund der Begründung im der Motion geht das Projektteam davon aus, dass der Motionär Gesellschaften meint, \n\ndie sich mehrheitlich nicht in Urner Hand befinden. Er unterliegt damit dem Irrtum, dass das EWA eine Unterneh-\n\nmen im Privatbesitz ist. Dies ist nicht der Fall, wie die Ausführungen im Exkurs zeigen. \n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n38 \n\nStrategie I2: Die Strategie I2 stellt die umfassende Variante der kantonale Energie-\ngesellschaft dargestellt, wie sie in der Motion skizziert wird (vgl. die Abbildung 3-3): \n\n– Eigentümer: Die kantonale Energiegesellschaft ist zu 100% im Besitz der öffentli-\n\nchen Hand (Kanton, Korporationen, Gemeinden) des Kantons Uri. Gemäss der \n\nMotion steht es den Korporationen sowie den Gemeinden frei, ihre Beteiligungen \n\nund Energiebezugsrechte gegen einen Anteil am Aktienkapital in die kantonale \n\nEnergiegesellschaft einzubringen.  \n\n– Tätigkeitsbereiche: Die kantonale Energiegesellschaft ist in sämtlichen Ge-\n\nschäftsbereichen des Strommarktes aktiv: \n\no Stromerzeugung: Stromproduktion aus den im Kanton Uri vorhandenen \nEnergieressourcen \n\no Stromhandel: Verwertung des produzierten Stroms \no Stromverteilung: Falls die Korporation Ursern das EWU und die Gemeinde-\n\nwerke das EWE in die kantonale Energiegesellschaft einbringen, ist die kan-\ntonale Energiegesellschaft auch im Bereich Stromverteilung aktiv. Der Auf-\nbau eines eigenen Netzes in Konkurrenz zu dem bestehenden Netzen der \nNetzebene 7 dürfte unwirtschaftlich und tendenziell unzulässig sein; der Auf-\nbau eines Netzes auf den Netzebenen 5 bis 3, teilweise in Konkurrenz zu \nden Netzen ausserkantonaler Eigentümer, ist eine Möglichkeit, die wegen \nder kantonalen Zuständigkeit zur Festsetzung der Netzgebietszuweisung \nnicht völlig ausgeschlossen ist. \n\no Energiedienstleistungen: Die kantonale Energiegesellschaft betreibt Ener-\ngiecontracting. \n\n– Beteiligungen: Die kantonale Energiegesellschaft kann die Mehrheit von neuen \n\nund bestehenden Energieversorgungsunternehmen sowie von heimfallenden \n\nKraftwerken übernehmen. \n\nAbbildung 3-3: Kantonale Energiegesellschaft \n\n \n\nStromerzeugung\n\nStromhandel\n\nStromverteilung\n\nEnergie-\n\ndienstleistungen\n\nKantonale \n\nEnergiegesellschaft\n\nKanton Uri\n\n(Energiebezugsrechte \n\nund Beteiligungen)\n\nKorporation Ursern\n\n(EWU)\n\nGemeinde \n\nErstfeld (EWE)\n\nKorporation Uri\n\n(Energiebezugsrechte \n\nund Beteiligungen)\n\nPartnerwerk \n\nA\n\nEVU 1\n\nPartnerwerk \n\nC\n\nBeteiligung\n\n> 50%\n\nBeteiligung\n\n> 50%\n\nBeteiligung\n\n> 50%\n\n100% des Kapitals\n\n- Andere Kantone\n\n- EWA\n\n- Private Investoren\n\nBeteiligung\n\n< 50%\n\n\n\n 3. Mögliche Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n39 \n\nDie nachfolgende Abbildung vergleicht die Tätigkeitsbereiche verschiedener Ener-\ngieversorgungsunternehmen. Die Darstellung zeigt, dass die kantonale Energiege-\nsellschaft das gleiche Tätigkeitsfeld, wie das EWA aufweist. Insofern kann davon \nausgegangen werden, dass der Motionär ein ähnliches Modell vorsieht, wie der \nKanton Graubünden mit der REpower (mit Minderheitsbeteiligung der Axpo) umge-\nsetzt hat. \n\n \n\nAbbildung 3-4: Geschäftsbereiche verschiedener Unternehmen im Energiebereich \n\n EWA EWU CKW Repower/AXPO Grische-\n\nlectra \n\nKant.  \n\nEnergiege-\n\nsellschaft \n\nStromerzeugung       \n\nVerwertung von  \nEnergiebezugsrechten \n\n      \n\nStromhandel        \n\nStromverteilung (End-\nversorgung) \n\n     () \n\nEnergiedienstleistungen  \n(Contracting, Energieef-\nfizienz) \n\n      \n\n \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n40 \n\n4 Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten \n\n4.1 Einleitende Bemerkungen \n\nDas Zielsystem dient zur Bewertung der verschiedenen Eignerstrategien und soll entspre-\n\nchend die Interessen des Kantons Uri im Zusammenhang mit der Stromproduktion und Strom-\n\nversorgung reflektieren. \n\nIm Rahmen der Aktualisierung der Eigenerstrategie 2008 hat sich die Frage gestellt, ob sich \n\nVeränderungen in der Interessenlage des Kantons Uri eingestellt haben. Die Überprüfung hat \n\ngezeigt, dass sich zwar keine grundsätzlichen Änderungen ergeben haben, aber dennoch ein-\n\nzelne Anpassungen aufgrund der zwischenzeitlich eingetretenen Entwicklungen notwendig \n\nsind:  \n\n Innerhalb des Ziels „Wettbewerbs- und Ordnungspolitik“ wurde das Kriterium „Betriebswirt-\n\nschaftliche Effizienz der Stromproduktion“ ergänzt, um dem Aspekt der Nutzung von Syner-\n\ngien bei der Stromproduktion und der Verwertung der Energiebezugsrechte Rechnung zu \n\ntragen. Zudem wurde das Kriterium Handlungsspielraum für zukünftige Generationen er-\n\nweitert. Neu wird der Handlungsspielraum des Kantons Uri abgebildet, sodass auch der \n\nHandlungsspielraum des Kantons während laufenden Konzessionen berücksichtigt wird \n\nund nicht nur der Gestaltungsspielraum von zukünftigen Generationen. \n\n Die Gewichtung der einzelnen Kriterien der Zielsetzung „Wettbewerbs- und Ordnungspoli-\n\ntik“ wurden entsprechend angepasst, wobei der Schwerpunkt auf dem Handlungsspielraum \n\ndes Kantons Uri liegt. Gegenüber dem Zielsystem für die Eignerstrategie 2008 wurde das \n\nKriterium „Markteingriffe minimieren“ deutlich schwächer gewichtet. Der Grund dafür ist, \n\ndass der Strommarkt im Wesentlichen in öffentlicher Hand ist und daher durch ein verstärk-\n\ntes Engagement des Kantons Uri kaum zu einem grösseren Markteingriff der öffentlichen \n\nHand führen kann.  \n\nEbenfalls wurde die Gewichtung innerhalb der Zielsetzung „Volkswirtschaft“ angepasst. Die \n\nSicherung der Arbeitsplätze für die Energieproduktion erhält ein deutlich stärkeres Gewicht. \n\nDafür wurde das Gewicht des Kriteriums „Sichere Versorgung (Energie)“ reduziert, weil die \n\nVersorgungssicherheit durch das Stromversorgungsgesetz gewährleistet ist.15 \n\nDer nachfolgenden Abschnitt 4.2 zeigt das aktualisierte Zielsystem mit den Zielsetzungen und \n\nKriterien. In Abschnitt 4.3 ist dann die aktualisierte Gewichtung der Kriterien und Zielsetzungen \n\ndargestellt. \n\n4.2 Überblick über das Zielsystem \n\nIm Rahmen der Erstellung der Eignerstrategie für die Urner Wasserkraftnutzung im Jahr 2008 \n\nwurde ein erstes Zielsystem entwickelt. Dieses wurde im Rahmen der Aktualisierung der Eig-\n\n                                                      \n\n15  Vgl. dazu auch die Ausführungen in Abschnitt 4.3 S. 49 \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n41 \n\nnerstrategie überprüft und aktualisiert. Dieses in der Abbildung 4-1 dargestellte Zielsystem re-\n\nflektiert die wesentlichen Interessen Uris im Zusammenhang mit der Stromproduktion und \n\nEnergieversorgung im Kanton Uri. Gleichzeitig lassen sich dem Zielsystem auch sämtliche in \n\nden politischen Diskussionen genannten Zielsetzungen zuordnen. In den folgenden Ausfüh-\n\nrungen gehen wir kurz auf die einzelnen Zielaspekte ein. In Abschnitt 4.3 wird dann die Ge-\n\nwichtung der Einzelziele vorgestellt. \n\nAbbildung 4-1: Zielsystem aus der Eignerstrategie für die Urner Wasserkraftnutzung \n\n \n\n \n\nFinanzen Energie und Volkswirt-\n\nUmwelt schaft\n\n- Sicherung Grund- - Erträge maximieren - Energieeffizienz för- - Arbeitsplätze im \n\n  versorgung (Netz)   (Erlöse aus Betrieb, Be-   dern   Elektrizitätsbereich\n\n  teiligung, Bezugsrecht,   sichern und ausbauen\n\n- Erhalt Handlungs-   Sonderentschädigung, - Förderung der Nutzung \n\n  spielraum des  Kantons   Konzessionsabgabe)   erneuerbarer Energien - Günstiger Strom als\n\n  Standortfaktor\n\n- Betriebswirtschaftliche - Kontinuität der Ein- - Nachhaltige Energie-\n\n  Effizienz der Strom-   nahmen sichern   produktion mit möglichst - Sichere Versorgung\n\n  produktion   geringem Eingriff in\n\n- Finanzielle Risiken   Landschaft, Natur und - Gleiche Preise im\n\n- Markteingriff mini-   minimieren   Gewässer    Kantonsgebiet (Netz)\n\n  mieren bezüglich\n\n  - Preisgestaltung - Technische und - Hochwasserschutz\n\n  - Abgaben    operative Risiken\n\n  - Unternehmerisches    minimieren\n\n    Engagement der \n\n    öffentlichen Hand\n\nWettbewerbs- u. \n\nOrdnungspolitik\n\nErträge für die öffentliche Hand \naus der Stromproduktion und der \nStromverteilung\n\nMöglichst günstige \nPreise für die \nEndkunden\n\nMöglichst günstige \nNetzgebühren\n\nVersorgungs-\nsicherheit\n\nEnergiesparen\n\nEnergieproduktion \naus erneuerbaren \nRessourcen/ \nAtomausstieg\n\nSicherung von \nArbeitsplätzen\n\nZiele aus der politischen Diskussion\n\nMinimierung der finanziellen \nBeteiligungen\n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n42 \n\n4.2.1 Wettbewerbs- und Ordnungspolitik \n\nStrategien zur zukünftigen Nutzung der Urner Wasserkraft sind nebst den Auswirkungen auf \n\nFinanzen, Energie und Umwelt sowie Volkswirtschaft auch generell anhand von wettbewerbs- \n\nund ordnungspolitischen Grundsätzen zu beurteilen. Im Zusammenhang mit der Stromversor-\n\ngung sind dabei vor allem folgende Aspekte bedeutsam: \n\n a) die Vorgaben zur Grundversorgung \n\n b) der Erhalt des Handlungsspielraums für zukünftige Generationen  \n\n d) das Ausmass des staatlichen Eingriffs in den Markt \n\na) Sicherung der Grundversorgung im Netzbereich \n\nIm Zusammenhang mit der Sicherung der Grundversorgung wird von den Energieversorgungs-\n\nunternehmen als Netzbetreiber verlangt, dass sie in ihrem Netzgebiet (durch Verfügung fest-\n\ngelegte Netzgebietszuweisung) alle Endverbraucher innerhalb der Bauzone und ganzjährig \n\nbewohnte Liegenschaften und Siedlungen ausserhalb der Bauzone sowie alle Elektrizitätser-\n\nzeuger an das Elektrizitätsnetz anschliessen (Art. 5 Abs. 2 StromVG). Die Netzbetreiber sind \n\nüberdies verpflichtet, unter gewissen Voraussetzungen diskriminierungsfrei Netzzugang zu ge-\n\nwähren (Art. 13 StromVG). Sie sind zudem verpflichtet, die erforderlichen Massnahmen zu \n\ntreffen, damit sie in ihrem Netzgebiet den festen Endverbrauchern und den Endverbrauchern, \n\ndie auf den Netzzugang verzichten, jederzeit die gewünschte Menge an Elektrizität mit der \n\nerforderlichen Qualität und zu angemessenen Tarifen liefern können; als feste Endverbraucher \n\nim Sinne dieses Artikels gelten die Haushalte und die anderen Endverbraucher mit einem Jah-\n\nresverbrauch von weniger als 100 MWh pro Verbrauchsstätte (Art. 6 StromVG). \n\nOrdnungspolitisch kann die Sicherung der Grundversorgung als ein Bestandteil des Service \n\nPublic betrachtet werden. Die Regelung ist durch den Kanton Uri nicht beeinflussbar, da es \n\nsich um zwingendes Bundesrecht handelt. \n\nb) Handlungsspielraum des Kantons Uri \n\nUm seine Interessen in der Wasserkraft wahrzunehmen, ist es wichtig, dass der Kanton Uri \n\nüber Handlungsspielraum verfügt. Im Zusammenhang mit der Konzessionierung von Wasser-\n\nkraftanlagen sind die Bestimmung der Konzessionsdauer (Verkürzung), die weiterem Konzes-\n\nsionsbedingungen, ,Anpassungsvorbehalte (vor allem mit Blick auf Umweltbelange), die For-\n\nmulierung aus Sicht des Kantons vorteilhafter Heimfallklauseln sowie die Möglichkeit des vor-\n\nzeitigen Rückkaufs der Wasserkraftanlagen. Möglichkeiten, die ansonsten unter dem Schutz \n\nder Eigentumsgarantie stehenden Wasserrechtskonzessionen zu „flexibilisieren“. \n\nEs kann aber auch die Position vertreten werden, dass zum Erhalt des Handlungsspielraums, \n\ndie Nutzung der Wasserkraft und die Energieversorgungsunternehmen (als Netzbetreiber) in \n\nUrner Hand bleiben oder soweit wie möglich zurückkehren sollen. \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n43 \n\nc) Betriebswirtschaftliche Effizienz der Stromproduktion \n\nBei der Stromproduktion, beim Handel und bei der Stromverteilung können Synergien genutzt \n\nwerden. Diese sogenannten Skaleneffekte senken die Kosten der Leistungserbringung. Da \n\nverschiedene Varianten einen Ausbau des staatlichen Engagements fordern, ist es wichtig, \n\ndass auch dieser Aspekt im Zielsystem berücksichtig wird. \n\nd) Markteingriff minimieren \n\nAus einer liberalen ordnungspolitischen Sicht kann der Standpunkt vertreten werden, dass der \n\nStaat sich auf die Festlegung der Rahmenbedingungen beschränken soll, um das privatwirt-\n\nschaftliche Handeln so zu lenken, dass insgesamt ein Maximum an Wohlstand erzielt wird. Bei \n\nden Markteingriffen kann unterschieden werden zwischen: \n\n d1) Vorgaben zur Preisgestaltung \n\n d2) Eingriffe in Form von Abgaben (Steuern, Konzessionsentgelte, Gebühren usw.) \n\n d3) Direktem unternehmerischem Engagement der öffentlichen Hand \n\nDabei wird zu berücksichtigen sein, dass der Netzbetrieb bundesrechtlich durchreguliert und \n\nder Gestaltungsspielraum des Kantons Uri in dieser Hinsicht damit klein ist. \n\n \n\nd1) Vorgaben zur Preisgestaltung \n\nAus ordnungspolitischer Sicht sind die Preisbildung und –gestaltung dem Markt zu überlassen. \n\nDie „unsichtbare Hand“ des Marktes sorgt dafür, dass sich durch das Zusammenspiel von An-\n\ngebot und Nachfrage ein Preis einstellt, der zu einer optimalen Versorgung von Wirtschaft und \n\nBevölkerung führt. Die öffentliche Hand hat im Normfall nicht in diese Marktkräfte einzugreifen \n\nund dementsprechend auch keine Vorgaben zur Preisgestaltung zu machen.  \n\nNur wenn ein sogenanntes „Marktversagen“ vorliegt, besteht ein Bedarf zu staatlichen Eingrif-\n\nfen. Von Marktversagen spricht man zum Beispiel beim Vorliegen von externen Kosten oder \n\nbei einem natürlichen Monopol. \n\n Externe – also nicht vom Verursacher getragene – Kosten führen zu Fehlanreizen, indem \n\nvon einer bestimmten Aktivität mehr konsumiert wird als aus ökonomischer Sicht optimal \n\nist. Ein klassisches Beispiel für externe Kosten liegt zum Beispiel beim Strassenverkehr vor, \n\nwo die Verursacher nicht für alle Folgekosten von Lärm, Luftverschmutzung und Unfällen \n\naufkommen müssen.  \n\n Bei natürlichen Monopolen wie zum Beispiel beim Schienennetz oder bei Stromnetzen kön-\n\nnen grosse Monopolrenten zugunsten des Anbieters entstehen, da die Kosten einer zusätz-\n\nlichen Einheit ständig abnehmen, der Monopolist aber aufgrund des fehlenden Wettbe-\n\nwerbs grundsätzlich keinen Anreiz hat, diesen Vorteil an die Kunden weiterzugeben.  \n\nIn diesen Fällen ist notwendig, dass die öffentliche Hand korrigierend in die Preisgestaltung \n\neingreift, um sicherzustellen, dass eine optimale Versorgung erreicht wird. Die Vorgaben zum \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n44 \n\nfreien Netzzugang und zum Netznutzungsentgelt im Bundesgesetz über die Stromversorgung \n\nsind typische Beispiele für solche regulatorischen Massnahmen der öffentlichen Hand.  \n\nVon der Regulierung des Netzzugangs und des Netznutzungsentgelts klar zu trennen ist der \n\nEnergiekonsum bzw. die Gestaltung des Strompreises (zurzeit allerdings nur bei Kunden im \n\nfreien Markt). Sobald die Strommarktliberalisierung in Kraft tritt und das Versorgungsmonopol \n\naufgehoben ist, hat die öffentliche Hand aus energiepolitischer Sicht grundsätzlich nicht mehr \n\nin die Strompreisbildung einzugreifen.16  \n\n \n\nd2) Abgaben auf der Wasserkraftnutzung \n\nZu den Abgaben auf der Wasserkraftnutzung zählen die Wasserzinsen, die Besteuerung der \n\nPartnerwerke sowie allfällige Sonderleistungen der Partnerwerke an die öffentliche Hand (z.B. \n\nRabatte auf Energiebezug, Gratislieferung von Strom zur Strassenbeleuchtung usw.). Aus ord-\n\nnungspolitischer Sicht sind diese Abgaben als Markteingriff zu interpretieren, die je nach kon-\n\nkreter Ausgestaltung zu einer kleineren oder grösseren Marktverzerrung führen, so zum Bei-\n\nspiel, wenn ein Energieträger wesentlich weniger stärker mit Abgaben belastet wird als ein \n\nanderer Energieträger. Der mit Abgaben verbundene Markteingriff hängt nebst der konkreten \n\nAusgestaltung selbstverständlich auch von der Höhe der Abgabe ab. \n\n \n\nd3) Direktes unternehmerisches Engagement der öffentlichen Hand  \n\nUnter direktem unternehmerischem Engagement der öffentlichen Hand verstehen wir das Tä-\n\ntigwerden des Staates als Anbieter oder Produzent einer Leistung in einem Bereich, in dem \n\nauch die Privatwirtschaft tätig ist bzw. tätig sein kann.  \n\nAus ordnungspolitischer Sicht hat der Staat grundsätzlich nicht als Konkurrent zur Privatwirt-\n\nschaft aufzutreten. Aufgaben, welche von der Privatwirtschaft wahrgenommen werden können, \n\nsind dieser zu überlassen. Ein direktes Engagement des Staates in der Privatwirtschaft ist da-\n\nher nur in Ausnahmefällen angezeigt. Ob dieser Ausnahmefall bei der Nutzung natürlicher \n\nRessourcen wie der Wasserkraft gerechtfertigt ist, bleibt letztlich ein Werturteil. Zu diskutieren \n\nist auch, ob das Engagement primär oder ausschliesslich über hoheitliche Instrumente oder \n\nüber die Eigentümerfunktion erfolgen soll. Die meisten RKGK-Kantone haben mit ihren Strate-\n\ngien bzw. Instrumenten (Kantonswerke17, bzw. Mehrheitsbeteiligung der öffentlichen Hand an \n\nProduktions- und Handelsunternehmen18) explizit einen solchen Grundsatzentscheid für ein \n\nstaatliches Engagement getroffen. \n\n                                                      \n\n16  Mögliche Vorgaben zur Ausgestaltung von Preissystemen, welche die Energieeffizienz fördern, müssten dann über \n\neinen umweltpolitischen Handlungsbedarf (z.B. Vorliegen von externen Kosten bei der Energieproduktion oder \n\nbeim Energiekonsum) begründbar sein.  \n\n17  Nidwalden und Obwalden. \n\n18  Graubünden: Grischelectra, Rätia Energie; Tessin: AET; Wallis: WEG/FM. \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n45 \n\nBemerkenswert ist zudem, dass sich die grossen schweizerischen Elektrizitätswerkgesell-\n\nschaften mehrheitlich im Besitz der öffentlichen Hand bzw. der Kantone befinden. Das gilt auch \n\nfür die Urner Wasserkraftwerke. Über das EWA und die CKW besitzen die nordostschweizeri-\n\nschen Kantone eine Mehrheit an verschiedenen Wasserkraftwerken im Urnerland.19  \n\nDie Besitzverhältnisse führen zu folgender Erkenntnis: Wenn Uri aus ordnungspolitischen \n\nÜberlegungen auf ein (verstärktes) Engagement in der Wasserkraft verzichten sollte, so führt \n\ndies nicht in erster Linie zum verstärkten Engagement der Privatwirtschaft, sondern zur Nut-\n\nzung der Urner Wasserkraft durch Kraftwerkgesellschaften im Mehrheitsbesitz anderer \n\nSchweizer Kantone oder der SBB.  \n\n \n\nExkurs: Eigentumsverhältnisse beim EWA \n\nDas EWA ist, wie die nachfolgende Darstellung zeigt, eine Tochtergesellschaft der CKW und diese wie-\n\nderum eine Gesellschaft, die mehrheitlich der Axpo Holding AG mit Hauptsitz in Baden gehört. \n\nDas EWA gehört zur CKW-Gruppe. Diese hält am EWA eine Mehrheitsbeteiligung von 62%. Mit einer \n\nMinderheitsbeteiligung von 37% ist die öffentliche Hand in Uri (Kanton Uri, Korporation Uri und Gemeinde \n\nAltdorf) am EWA beteiligt. Die restlichen 1% der Aktien sind im Besitz von Kleinaktionären. \n\nDie CKW-Gruppe wiederum gehört zur Axpo-Holding. Diese hält eine Mehrheitsbeteiligung von 81% am \n\nAktienkapital. Grösster Minderheitsaktionär ist der Kanton Luzern. Daneben hält auch der Kanton Uri eine \n\nkleine Beteiligung. \n\nAbbildung 4-2: Eigentumsverhältnisse beim EWA \n\n \n\nQuelle: Centralschweizerische Kraftwerke AG \n\n \n\n                                                      \n\n19  Vgl. hierzu auch die ausführlichen Erläuterungen im Grundlagenbericht zur Eignerstrategie. Kanton Uri (2008), \n\nEignerstrategie für die Urner Wasserkraftnutzung S. 22ff sowie den nachfolgenden Exkurs  \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n46 \n\nDie Axpo Holding AG ist vollständig im Besitz der Nordostschweizer Kantone oder deren Kantonswerke \n\n(vgl. nachfolgende Abbildung). \n\nAbbildung 4-3: Aktionäre der Axpo Holding AG \n\n \n\nQuelle: Axpo Holding AG \n\nFazit: Das EWA gehört als Unternehmen der CKW-Gruppe der Axpo Holding AG und damit mehrheitlich \n\nden Nordostschweizer Kantone Zürich, Aargau, St. Gallen, Thurgau und Schaffhausen. Die Axpo Holding \n\nist Volksvermögen dieser Kantone und die Axpo wirtschaftet, wie dies auch der Jubiläumsschrift zu ent-\n\nnehmen ist „immer zugunsten ihrer Besitzer, der Kantone“.20  \n\n \n\n4.2.2 Finanzen \n\na) Erträge maximieren \n\nUnter diesem Aspekt sind die gesamten finanziellen Erträge aus dem Energiebereich zu beur-\n\nteilen. Dabei sind verschiedene Einnahmequellen von Bedeutung, die sich entweder aus den \n\nspezifischen Abgaben und Leistungen der Wasserkraftnutzung ergeben, oder die im Zusam-\n\nmenhang mit der normalen Unternehmensbesteuerung sowie Unternehmensbeteiligungen \n\nstehen (vgl. Abbildung 4-4). Das finanzpolitische Ziel dabei ist, die Erträge langfristig zu maxi-\n\nmieren.21 \n\n                                                      \n\n20  Vgl. Axpo Holding AG (2014), 100 Jahre Axpo. Im Internet: http://www.axpo.com/axpo/ch/de/axpo-erleben/100-\n\njahre-axpo.html [18.06.2014] \n\n21  Selbstverständlich hat diese Maximierung unter Beachtung der (veränderbaren) gesetzlichen Rahmenbedingun-\n\ngen (z.B. Vorgaben zum Wasserzinsmaximum oder zur Restwassermenge) zu erfolgen.  \n\nhttp://www.axpo.com/axpo/ch/de/axpo-erleben/100-jahre-axpo.html\nhttp://www.axpo.com/axpo/ch/de/axpo-erleben/100-jahre-axpo.html\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n47 \n\nAbbildung 4-4:  Erträge aus dem Energiebereich \n\n  \n\nErträge aus den Energie-\nversorgungsunternehmen \nim Kanton Uri (z.B. EWA) \n\n– Dividenden aus Beteiligungen \n\n– Steuererträge aus der Besteuerung der EVU \n\no Gewinnsteuer \n\no Kapitalsteuer \n\nErträge aus der Wasser-\nkraftnutzung \n\n– Jährliche Abgaben / Leistungen  \n\no Erlöse aus Wasserzins \n\no Energiebezugsrechte: Erlös aus verkaufter Energie (oder Abgel-\n\ntung für das nichtausgeübte oder abgetretene Bezugsrecht) \n\no Dividenden aus Beteiligung  \n\no Sonderentschädigungen (Gratisenergie oder Rabatte für Strombe-\n\nzug der öffentlichen Hand, Einnahmen aus Inkonvenienzentschä-\n\ndigungen) \n\n– Einmalige Erlöse  \n\no Konzessionsentschädigung \n\no Verkaufserlös bei einer allfälligen Veräusserung der Beteiligungen \n\nund Energiebezugsrechte \n\n– Steuererträge aus der Besteuerung der Kraftwerksgesellschaften \n\no Gewinnsteuer \n\no Kapitalsteuer \n\n \n\nb) Kontinuität der Einnahmen sichern \n\nNebst der langfristigen Maximierung der Erträge spielt auch der Einnahmenverlauf eine Rolle. \n\nFür die langfristige Budget- und Finanzplanung werden kontinuierliche Einnahmenströme nor-\n\nmalerweise schwankenden Einnahmequellen vorgezogen: \n\n Dies spricht im Grundsatz dafür, die Entschädigung der Wasserkraftnutzung möglichst fix \n\nund auf lange Frist festzulegen. Klassische Beispiele hierfür sind etwa die aktuelle Ausge-\n\nstaltung des Wasserzinsmaximums oder die fixen Entschädigungen für Energiebezugs-\n\nrechte. \n\n Dem Vorteil der Kontinuität steht meist die geringere Ausschöpfung des Ertragspotenzials \n\ngegenüber. Hätte sich die Entschädigung der Wasserkraftnutzung zwischen 2004 und 2008 \n\nstärker an der tatsächlichen Strompreisentwicklung orientiert, so wären die Erträge seit \n\n2004 markant gestiegen. Beispielsweise haben sich die deutschen Grosshandelspreise an \n\nder EEX für die Lieferung eines Jahresbandes von 5.4 Rp./kWh Baseload (bzw. 8.9 Rp. / \n\nkWh Peakload) im Jahr 2004 auf rund 10.4 Rp./kWh (12.6 Rp./kWh) im Jahr 2008 erhöht, \n\nwas einer Zunahme von 94% (49%) entspricht.  \n\nHätte sich die Strompreisentwicklung im Jahr 2013 stärker an der Strompreisentwicklung \n\norientiert, wären die Erträge deutlich weniger stark gestiegen. Im Jahr 2013 hat die Liefe-\n\nrung eines Jahresbandes Baseload-Energie nur noch rund 6.3 Rp./kWh gekostet. Dies ent-\n\nspricht noch einer Zunahme von 16% gegenüber dem Jahr 2004. Die Lieferung eines \n\nPeakloadbandes hätte nur noch einen Ertrag von (6.3 Rp./kWh) eingebracht, was 26% ge-\n\nringer ist als im Jahr 2004. \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n48 \n\nLetztlich muss eine Abwägung vorgenommen werden, ob zugunsten möglichst geringer Ein-\n\nnahmenschwankungen und eines tiefen Verlustrisikos auf ein allenfalls grösseres Einnahmen-\n\npotenzial verzichtet werden soll. Bei dieser Abwägung gilt es zu beachten, dass zum Beispiel \n\nbei den Steuereinnahmen (konjunkturell bedingte) Schwankungen akzeptiert werden (müs-\n\nsen). Zudem könnten mit der Einrichtung einer Fondlösung die Einnahmenschwankungen aus-\n\ngeglichen oder stark vermindert werden. Hierzu würden die schwankenden Einnahmen aus \n\nder Wasserkraftnutzung in einen Fonds eingezahlt, aus dem anschliessend ein konstanter \n\nbzw. nur über längere Zeitperioden angepasster Zahlungsstrom zu Gunsten des allgemeinen \n\nStaatshaushaltes oder eines anderen, durch die Politik zu bestimmenden Zwecks, finanziert \n\nwird.  \n\nc) Finanzielle Risiken minimieren \n\nBei Entscheiden über mögliche Strategien zur Ertragsmaximierung sind auch immer die damit \n\nverbundenen finanziellen Risiken zu berücksichtigen. Bezogen auf die Eignerstrategien kön-\n\nnen folgende Risiken unterschieden werden: \n\n Im Vordergrund stehen die Risiken bei einem stärkeren Engagement im Strommarkt. Die \n\nRentabilität der Wasserkraftanlagen wird massgeblich beeinflusst von der Energiepreisent-\n\nwicklung. Je nachdem, ob die Strompreise auf dem heutigen Niveau bleiben, weiter sinken \n\noder aber in Zukunft wieder ansteigen, hat dies einen massgeblichen Einfluss auf die Ren-\n\ntabilität einer Wasserkraftanlage und damit auch auf die Höhe der erzielbaren Erträge aus \n\nder Wasserkraftnutzung (Ertrag aus Stromverkauf und Dividenden). Darüber hinaus stellt \n\ndie Entwicklung des Zinssatzes für so langfristige Investitionen wie Wasserkraftwerke ein \n\nerhebliches Risiko dar.   \n\nDie finanziellen Risiken sind eng gekoppelt mit dem Eigentumsanteil und der Verbindlichkeit \n\ndes Engagements in der Wasserkraftnutzung (z.B. Energiebezugsrechte mit einer Ver-\n\npflichtung zum Bezug der Energie auch bei tiefen Strommarktpreisen). Mit anderen Worten: \n\nEine grössere Beteiligung der öffentlichen Hand an den Wasserkraftwerken erhöht zwar \n\ndas Ertragspotenzial, führt aber auch dazu, dass die finanziellen Folgen eingetretener Risi-\n\nken die öffentliche Hand stärker treffen können. \n\n Daneben gilt es aber auch, das Risiko sinkender Wasserzinsen zu beachten. Eine solche \n\nEntwicklung könnte eintreten, wenn die Strommarktpreise langfristig auf dem heutigen tie-\n\nfen Niveau bleiben oder sogar weiter sinken werden. Die Rentabilität vieler bestehender \n\nWasserkraftanlagen und / oder kürzlich erneuerter Werke würde in einem solchen Fall wei-\n\nter unter Druck geraten. Zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für die Wasserkraft \n\nkönnten in diesem Fall über eine Senkung der heutigen Wasserzinsmaxima oder eine Fle-\n\nxibilisierung der Wasserzinsansätze diskutiert werden, um auf die Nutzung der Wasserkraft \n\nnicht vollständig verzichten zu müssen. Vorschläge zu einem Verzicht auf die Wasserzinsen \n\nliegen bereits für die Förderung des Baus von neuen Wasserkraftwerken vor.22 Neben dem \n\n                                                      \n\n22  Angesichts der aktuell schwierigen Lage für Wasserkraftwerke auf dem europäischen Markt hat die Kommission \n\nfür Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrates (UREK-N) dem BFE den Auftrag erteilt, die Rentabilität \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n49 \n\nRisiko auf politischer Ebene die Wasserzinseinahmen zu verlieren ist nicht völlig ausge-\n\nschlossen, dass ein Kraftwerkbetreiber mit dem rechtlichen Einwand Erfolg hätte, dass die \n\nunreflektierte Übernahme des bundesrechtlichen Höchstwasserzinssatzes durch das kan-\n\ntonale Recht, ohne auf den konkreten Einzelfall zu fokussieren, gegen das Verhältnismäs-\n\nsigkeitsprinzip verstosse und zu einer Absenkung des Wasserzinses im konkreten Fall füh-\n\nren müsse. Dies muss auch vor dem Hintergrund gesehen werden, dass mit einer Reduk-\n\ntion der Wasserzinsen die Gestehungskosten des Stroms gesenkt werden können und sich \n\ndamit die Rahmenbedingungen für die Wasserkraftnutzung aus Sicht der Anlagenbetreiber \n\nverbessern würden, was einem gesamtschweizerischen Interesse entspricht. Je nachdem \n\nwie hoch die jährlichen Abschreibungen der Anlagen sind, kann ein vollständiger Verzicht \n\nauf Wasserzinsen die Gestehungskosten der Kraftwerksanlagen massgeblich reduzieren. \n\n  \n\nEine solche Entwicklung könnte die Einnahmen der Kantone aus der Wasserkraftnutzung \n\nmassiv tangieren. Für Uri, dessen Einnahmen aus den Wasserzinsen rund 25% der Steu-\n\nereinnahmen ausmachen23, stellt diese – potenziell mögliche –Entwicklung ein beträchtli-\n\nches Risiko dar. Das Risiko kann (je nach Strompreisentwicklung zumindest teilweise) kom-\n\npensiert werden, wenn der Kanton Uri die Wasserkraft selber nützt. In diesem Fall führt eine \n\nSenkung der Wasserzinsen vorwiegend zu einer Verschiebung der Einnahmen, indem zwar \n\nder Anteil aus den Wasserzinsen sinkt, aber nun dank den tieferen Gestehungskosten die \n\nEinnahmen aus dem Stromverkauf gesteigert werden können. Ist die Wasserkraftnutzung \n\nnicht in der Hand des Kantons Uri, kann ein Einnahmenverlust aus sinkenden Wasserzin-\n\nsen nicht kompensiert werden.24 \n\n Die Risiken bezüglich der Steuererträge und Konzessionsgebühren sind vergleichsweise \n\ngering, weil aus diesen Gefässen im Prinzip keine negativen Erträge resultieren können. \n\nd) Technische und operative Risiken minimieren \n\nIm Zusammenhang mit der Wasserkraftnutzung sind vor allem folgende technische und ope-\n\nrative Risiken zu nennen: \n\n Technische Risiken: Dazu gehören zum Beispiel die Risiken, welche mit dem Bau von \n\nStauanlagen oder Druckleitungen verbunden sind. Beispiele aus den letzten Jahren \n\n(Cleuson-Dixence: Bruch der Druckleitung; Ruppoldingen: Lagerprobleme an Turbine; KW \n\n                                                      \nder bestehenden Wasserkraftanlagen zu untersuchen, um eine Grundlage für allfällige Unterstützungsmassnah-\n\nmen zu erhalten. Als Unterstützungsmassnahmen wurde neben Darlehen und Bürgschaften auch eine Reduktion \n\nder Wasserzinsen vorgeschlagen (vgl. BFE (2014), Rentabilität der bestehenden Wasserkraft. Bericht zuhanden \n\nder UREK-N, S 2 und 10). Im Bericht für die UREK-N zur Förderung neuer Wasserkraftwerke (Gross- und Klein-\n\nwasserkraft) hat das BFE unter anderem vorgeschlagen, dass die Kantone während 10 Jahren vollständig oder \n\nteilweise auf das Erheben von Wasserzinsen – für die durch den Neu- bzw. Ausbau erzielte zusätzliche Produktion \n\n– verzichten (vgl. BFE [2014], Neues Fördermodell Wasserkraft. Bericht zuhanden der UREK-N, S. 10.). \n\n23  Berechnungsbasis: Kantonsrechnung 2013, Konto 2150.4120.02 Wasserzinse und Entschädigungen (21.9 Mio. \n\nCHF) und Konto 40 Fiskalertrag (86.0 Mio. CHF) \n\n24  Für eine ausführliche Erläuterung dieser Zusammenhänge vgl. die Ausführungen in Anhang C, Abschnitt 14.2. \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n50 \n\nAmsteg: Dichtungsprobleme an Düsen) zeigen, dass die Kostenfolgen zur Behebung allfäl-\n\nliger Schäden oder zu Sanierung bestehender Anlagen gross sein können. Zudem besteht \n\ndie Gefahr, dass die Stauanlagen, Druckleitungen und die Kraftwerksanlagen durch Natur-\n\ngefahren (Erdbeben, Erdrutsche, Überschwemmungen etc.) beschädigt werden.25 Diese \n\nRisiken können zumindest teilweise durch Versicherungen gedeckt werden. Der Kanton Uri \n\nsieht im Unterschied etwa zum Kanton Wallis allerdings keinen obligatorischen Versiche-\n\nrungsschutz vor. \n\n Operative Risiken: Hierzu zählen wir alle Risiken, die sich aus dem eigentlichen Betrieb \n\nund der Steuerung der Anlagen ergeben können. Dazu gehört etwa die richtige Einschät-\n\nzung des Wasseranfalls und der Verbrauchsentwicklung im Tages-, Monats- und Jahres-\n\nablauf, um daraus die ertragsoptimale Produktion festlegen zu können (Zielkonflikte: Opti-\n\nmierung Bahnstrom/Allgemeinstrom; Einfluss der Witterung: Schneefall, Gewitter, Wärme-\n\neinbrüche im Winter).  \n\nDie technischen und operativen Risiken sind – bei geeigneter Organisation der Kraftwerksun-\n\nternehmen – grundsätzlich losgelöst von den Eigentumsverhältnissen zu betrachten. Die finan-\n\nziellen Folgen daraus sind allerdings eng gekoppelt mit dem Eigentumsanteil. \n\n4.2.3 Energie und Umwelt \n\nDie gewählte Eignerstrategie kann auch Auswirkungen auf energie- und umweltpolitische Ziele \n\nhaben. Im Wesentlichen können Zielsetzungen auf der Energienachfrage und der Energiean-\n\ngebotsseite unterschieden werden: \n\n Förderung der Energieeffizienz und des Energiesparens (Nachfrage nach Energie) \n\n Förderung einer nachhaltigen Energieproduktion (Angebot nach Energie): \n\n– Förderung der Nutzung von erneuerbaren Energien (z.B. Wasserkraftwerke, Biomasse, \n\nWind und Sonne; Konditionen zur Abnahme von dezentral erzeugtem Strom) \n\n– Förderung einer nachhaltigen Energieproduktion mit möglichst geringem Eingriff in Ge-\n\nwässer, Landschaft und Natur (z.B. Einhaltung ausreichender Restwassermengen, ge-\n\nringe Eingriffe ins Landschaftsbild, in die Gewässerökologie und in die Natur, im Inte-\n\nresse intakter Ökosysteme und der touristischen Nutzung.  \n\n– Förderung des Hochwasserschutzes  \n\nDer Aspekt der Versorgungssicherheit, der grundsätzlich auch unter Energie berücksichtigt \n\nwerden könnte, ist unter dem Ziel „Volkswirtschaft“ abgebildet. Vergleiche dazu den nachfol-\n\ngenden Abschnitt 4.2.4. \n\n4.2.4 Volkswirtschaft \n\nUnter diesem Aspekt soll beurteilt werden, wie sich eine Eignerstrategie auf volkswirtschaftli-\n\nche Zielsetzungen auswirkt. Als Stichwörter zu erwähnen sind etwa: \n\n                                                      \n\n25  Vgl. Wellenstein (2012), Auch Wasserkraft birgt Risiken. \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n51 \n\n Erhalt und Ansiedlung von Arbeitsplätzen im Elektrizitätsbereich  \n\n Günstige Strompreise als Standortfaktor für Ansiedlung / Erhalt von Unternehmen \n\n Sichere26 Stromversorgung von Industrie, Gewerbe und Haushalt als weiterer Standortfak-\n\ntor27 \n\n Möglichst einheitliche Strompreise (Energiepreis plus Netzbenutzungstarif) im gesamten \n\nKantonsgebiet zur Förderung (resp. zum Erhalt) der Besiedlung in den Randgebieten  \n\nWie in Abbildung 4-1 angedeutet bestehen zwischen einzelnen Zielbereichen Interdependen-\n\nzen. So hat zum Beispiel die Förderung von Beschäftigung und Wertschöpfung im Kanton \n\nAuswirkungen auf die Steuererträge. Ebenso kann das volkswirtschaftlich motivierte Ziel einer \n\ngünstigen Stromversorgung dem energiepolitischen Ziel einer effizienten Energieverwendung \n\nzuwider laufen (längerfristig dürfte hingegen Energieeffizienz im volkswirtschaftlichen Inte-\n\nresse liegen). Auch zwischen der Finanzpolitik (hohe Erträge aus Wasserkraft) und den ord-\n\nnungspolitischen Überlegungen können sich Synergien (Wahrnehmung der Staatsaufgaben \n\nwie Bildung und Sicherheit dank entsprechender Einnahmen aus der Wasserkraft) ergeben, \n\naber auch Zielkonflikte entstehen, je nachdem wie puristisch der ordnungspolitische Grundsatz \n\nausgelegt wird.  \n\nIm Zielsystem nicht aufgeführt sind weitere Aspekte, wie zum Beispiel die politische Akzeptanz, \n\norganisatorische Anforderungen oder der rechtliche Anpassungsbedarf. Diese stellen aber un-\n\nseres Erachtens nicht eigentliche Zieldimensionen dar, sondern sind bei der Umsetzung der \n\nStrategien als Kriterien zu beachten. \n\n4.3 Die Gewichtung der Ziele \n\nDie Gewichtung der Ziele und der Kriterien wurden von der EPU im Jahr 2014 festgelegt.28 \n\n Das Hauptgewicht liegt mit 50% auf dem Finanzbereich. Damit wird dem Umstand Rech-\n\nnung getragen, dass die Erlöse aus der Wasserkraftnutzung im Vergleich zu den Steuerei-\n\nnahmen bereits heute eine bedeutende Stellung einnehmen und in der Zukunft aufgrund \n\nder beabsichtigten Steuersenkungen diese Bedeutung noch steigen wird. \n\n Die beiden Zielbereiche „Wettbewerbs- und Ordnungspolitik“ sowie „Energie und Umwelt“ \n\nwerden mit je 20% als in etwa gleichbedeutend eingeschätzt.  \n\n                                                      \n\n26 Da die sichere Stromversorgung in erster Linie eine Frage des Netzes ist und nicht der Stromproduktion (die Ver-\n\nfügbarkeit der Ware Strom ist in erster Linie eine Frage des Preises) kann dem Kriterium keine entscheidende \n\nBedeutung zukommen. \n\n27  Im Unterschied zur flächendeckenden Gewährung des Netzzugangs für alle Unternehmen und die gesamte Be-\n\nvölkerung (vgl. das Anliegen der Grundversorgung in Abschnitt 4.2.1a)) geht es hier um den Energieteil, also um \n\ndie jederzeit ausreichende, kostengünstige und unterbruchsfreie Belieferung der angeschlossenen Kunden mit \n\nStrom. \n\n28  Die Gewichtung der Ziele hängt letztendlich von subjektiven Werturteilen ab, welche nur bedingt objektivierbar \n\nsind. Mit der Publikation Gewichtung können die impliziten Werturteile bei der Auswahl der Strategien soweit mög-\n\nlich explizit gemacht werden, was die Transparenz und die Nachvollziehbarkeit gewährleistet. \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n52 \n\n Den volkswirtschaftlichen Zielen im Zusammenhang mit der Wasserkraftnutzung wird eine \n\nklar geringere Bedeutung beigemessen (10%). \n\nAbbildung 4-5: Gewichtung der einzelnen Ziele  \n\n \n\n \n\nInnerhalb der einzelnen Zielbereiche basiert die Gewichtung auf folgenden Überlegungen: \n\n Wettbewerbs- und Ordnungspolitik:  \n\n– Dem Erhalt des Handlungsspielraums des Kantons Uri (50%) wird eine wesentlich \n\ngrössere Bedeutung beigemessen als jeweils der Minimierung der Markteingriffe \n\n(10%) und der Sicherung der Grundversorgung (20%) und der betriebswirtschaftli-\n\nchen Effizienz der Stromproduktion (20%). Diese Einschätzung geht von der Überlegung \n\naus, dass bei Erhalt des Handlungsspielraums jederzeit auch Korrekturen bezüglich \n\nMarkteingriff und Grundversorgung möglich sind. Darüber hinaus wird die Bedeutung \n\nder Minimierung der Markteingriffe als klein eingestuft, weil sämtliche in der Schweiz \n\ntätigen Energieversorgungsunternehmen so oder so mehrheitlich im Eigentum der öf-\n\nfentlichen Hand stehen. \n\nWettbewerbs- und Ordnungspolitik 20%\n\nSicherung Grundversorgung (Netz) 20%\n\nErhalt Handlungspielraum des Kantons 50%\n\nBetriebswirtschaftliche Effizienz der Stromproduktion 20%\n\nMarkteingriffe minimieren bezüglich 10%\n\n  - Preisgestaltung 20%\n\n  - Abgaben 20%\n\n  - Unternehmerisches Engagement\n\n     der öffentlichen Hand 60%\n\nFinanzen 50%\n\nErträge maximieren 50%\n\nKontinuität der Einnahmen sichern 5%\n\nFinanzielle Risiken minimieren 30%\n\nTechnische und operative Risiken minimieren 15%\n\nEnergie und Umwelt 20%\n\nEnergieeffizienz fördern 60%\n\nNachhaltige Energieproduktion fördern 40%\n\nVolkswirtschaft 10%\n\nArbeitsplätze sichern 50%\n\nGünstiger Strom als Standortfaktor 30%\n\nSichere Versorgung (Energie) 10%\n\nGleiche Preise im Kantonsgebiet 10%\n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n53 \n\n– Dennoch wird innerhalb der Markteingriffe der Frage des unternehmerischen Engage-\n\nments der öffentlichen Hand ein grosser Stellenwert eingeräumt.  \n\n Finanzen:  \n\n– Innerhalb der finanzpolitischen Ziele erhält die Maximierung der Erträge mit 50% eine \n\ngrosse Bedeutung, weil die Einnahmen aus der Wasserkraftnutzung für den Urner \n\nStaatshaushalt sehr wichtig sind.  \n\n– Der Risikoaspekt soll aber bei der Maximierung der Erträge nicht vernachlässigt wer-\n\nden, daher wird dieser Aspekt mit 45% ebenfalls hoch bewertet.  \n\n– Als relativ unbedeutend wird die Frage der Einnahmenkontinuität eingeschätzt, da es \n\nsich letztlich um ein Problem handelt, welches mit entsprechenden finanzpolitischen In-\n\nstrumenten (z.B. Ausgleichsfonds) einfach gelöst werden kann.  \n\n Energie und Umwelt: Die vorgenommene leichte Abstufung zwischen Energieeffizienz \n\n(60%) und Förderung der nachhaltigen Energieproduktion (40%) basiert auf der Über-\n\nlegung, dass im Bereich der Energieeffizienz in Uri das grössere Potenzial liegt als beim \n\nAusbau der nachhaltigen Energieproduktion. \n\n Volkswirtschaft:  \n\n– Das Angebot von Arbeitsplätzen ist für den Kanton Uri als attraktiver Wohnkanton von \n\ngrosser Bedeutung. Entsprechend wird auch der Sicherung der Arbeitsplätze in der \n\nStromversorgung innerhalb des Zielbereichs die grösste Bedeutung beigemessen \n\n(50%). \n\n– Als bedeutsam wird auch die Höhe des Strompreises als potenzieller Standortfaktor \n\nbewertet (30%). Insgesamt ist jedoch der Einfluss Uris auf den Strompreis in einem libe-\n\nralisierten Strommarktumfeld gering. \n\n– Der Sicherung der Stromversorgung wird keine grosse Bedeutung mehr beigemessen, \n\nweil die Versorgungssicherheit durch das Stromversorgungsgesetz gewährleistet wird, \n\nund das Bundesgericht im Zusammenhang mit der Klage zur Göscheneralpkonzession \n\nfestgestellt hat, dass die CKW bei nicht ausreichender Stromversorgung im Kanton Uri \n\nStrom ab dem Kraftwerk Göschenen zu Gestehungskosten liefern muss.  \n\n– Ebenso wird der Zielsetzung von gleichen Preisen im Kantonsgebiet nur eine sehr ge-\n\nringe Bedeutung beigemessen. Der Grund dafür ist, dass Unterschiede bei den Netzbe-\n\nnutzungstarifen bestehen bleiben, solange der Kanton Uri drei verschiedene Versor-\n\ngungsgebiete (EWA, EWE und EWU) umfasst. \n\nWie in der Abbildung 4-1 (S. 41) angedeutet, bestehen zwischen den einzelnen Zielbereichen \n\nInterdependenzen:  \n\n So hat die Förderung von Beschäftigung und Wertschöpfung im Kanton Auswirkungen auf \n\ndie Steuererträge. \n\n Ebenso kann das volkswirtschaftlich motivierte Ziel einer günstigen Stromversorgung dem \n\nenergiepolitischen Ziel einer effizienten Energieverwendung zuwider laufen (längerfristig \n\ndürfte hingegen Energieeffizienz im volkswirtschaftlichen Interesse liegen). \n\n\n\n 4. Zielsystem und Kriterien zur Beurteilung der Eignervarianten Kommission Energiepolitik Uri \n\n54 \n\n Auch zwischen der Finanzpolitik (hohe Erträge aus Stromproduktion und -verteilung) und \n\nden ordnungspolitischen Überlegungen können sich Synergien (Wahrnehmung der Staats-\n\naufgaben wie Bildung und Sicherheit dank entsprechender Einnahmen aus der Wasser-\n\nkraft) ergeben, aber auch Zielkonflikte entstehen, je nachdem wie puristisch der ordnungs-\n\npolitische Grundsatz ausgelegt wird.  \n\nIm Zielsystem nicht aufgeführt sind weitere Aspekte wie die politische Akzeptanz, organisato-\n\nrische Anforderungen oder der rechtliche Anpassungsbedarf. Diese stellen aber unseres Er-\n\nachtens nicht eigentliche Zieldimensionen dar, sondern sind bei der Umsetzung der Haupt-\n\nstossrichtungen als Kriterien zu beachten. \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n55 \n\n5 Beurteilung der Strategien \n\nIn diesem Abschnitt wird die Beurteilung der insgesamt 11 unterschiedlichen Strategien dar-\n\ngestellt. Die Beurteilung stützt sich sowohl auf qualitative Faktoren als auch auf quantitative \n\nFaktoren. Der Grund dafür ist, dass neben den für den Kanton Uri wichtigen finanziellen Zielen \n\nauch andere Zielsetzungen bei der Wahl der Eignerstrategie berücksichtigt werden sollen. Da-\n\nbei handelt es sich um Zielsetzungen in den Bereichen „Wettbewerb- und Ordnungspolitik“ und \n\n„Energie und Umwelt“ sowie um volkswirtschaftliche Zielsetzungen. Die Auswirkungen der Va-\n\nrianten auf diese Zielsetzungen lassen sich jedoch nur sehr schwer quantifizieren. Daher ist \n\nzwingend, dass – neben der im Anhang A (Kapitel 12) durchgeführten finanziellen Bewertung \n\nder Eignerstrategien – auch qualitative Faktoren in die Gesamtbewertung einfliessen. \n\nDie Beurteilung der Eignerstrategie-Varianten erfolgt ausgehend von der heutigen Ausgangs-\n\nlage. Bewertet werden die Auswirkungen der Umsetzung der Varianten im Vergleich zum Sta-\n\ntus quo und unter Berücksichtigung der möglichen Extremvarianten. Die Beurteilung der Stra-\n\ntegie erfolgt mit einer Skala von -3 bis +3. Die Ausprägungen der Beurteilungsskala sind ent-\n\nsprechend wie folgt zu verstehen: \n\n -  3 Sehr negative Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\n    0  Keine Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\n + 3 Sehr positive Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\nDas maximale Beurteilungsspektrum kann, muss aber nicht in jedem Fall ausgeschöpft wer-\n\nden. Die Ausschöpfung hängt davon ab, wie gross die Veränderung durch die Wahl einer Stra-\n\ntegie im Vergleich zur heutigen Situation ausfällt. Beispielsweise wird beim Kriterium „Kontinu-\n\nität der Einnahmen sichern“ zwar das Spektrum im negativen Bereich die Strategien F, G sowie \n\nI3 ausgeschöpft, weil sich die Schwankungsanfälligkeit der Einnahmen bei diesen Strategien \n\nim Vergleich zur heutigen Situation - mit den nur sehr geringen Erträgen bzw. Beteiligungen \n\nam Stromverkauf – vervielfachen könnte. Demgegenüber wird das Spektrum auf der positiven \n\nSeite nicht ausgeschöpft: Die Kontinuität der Einnahmen lässt sich in den Strategien A und B \n\nim Vergleich zu den heutigen geringen Schwankungen auch bei einem vollständigen Rückzug \n\naus dem Energiebereich kaum spürbar verbessern.  \n\nDarüber hinaus wird das Maximalspektrum nicht ausgeschöpft, wenn eine noch extremere Va-\n\nriante möglich wäre, die durch das Variantenspektrum nicht abgedeckt wird. Dieser Fall liegt \n\nbeispielsweise bei der Beurteilung des Kriteriums „Nachhaltige Energieproduktion fördern“ vor. \n\nDer Kanton Uri könnte mit alleinigem Fokus auf die Umwelt wesentlich strengere Vorgaben zur \n\nNachhaltigkeit machen, die bis zu einem Verzicht auf die Nutzung der Wasserkraft im Kan-\n\ntonsgebiet gehen könnten. Die Interessensabwägung zwischen Nutzung und Schutz fand be-\n\nreits im Rahmen des „Schutz- und Nutzungskonzept Erneuerbare Energien“ (SNEE) statt, so \n\ndass das bestehende Spektrum keinen Schwerpunkt in diesem Bereich legt. Insofern sind die \n\nmöglichen positiven Veränderungen im Umweltbereich der bestehenden Strategien im Ver-\n\ngleich zu den möglichen Extremvarianten geringer. Folglich werden die Strategien F, G, H2, I \n\nund I2 nur leicht positiv beurteilt. \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n56 \n\nNachfolgend wird jeweils die Bewertung der Varianten bezüglich der Zielsetzungen und Krite-\n\nrien in Tabellenform dargestellt. Anschliessend wird die vorgenommene Bewertung pro Ziel-\n\nbereich und Teilkriterium kurz kommentiert. \n\n5.1 Wettbewerbs- und Ordnungspolitik \n\nDie Abbildung 5-1 zeigt die Beurteilung der Eignerstrategie-Varianten bezüglich dem Ziel Wett-\n\nbewerbs- und Ordnungspolitik. Zusammenfassend zeigt die Abbildung folgendes Ergebnis zu \n\nden einzelnen Varianten:  \n\n Die Abbildung zeigt, dass die Varianten F und G am besten abschneiden gegenüber dem \n\nStatus quo. Ausschlaggebend dafür ist die starke Verbesserung des Handlungsspielraums \n\ndes Kantons Uri.  \n\n Trotz Abbau der Abgaben schneidet die Strategie A am schlechten ab. Dieser Verzicht auf \n\nstaatliche Eingriffe vermag die stark gewichtete Verschlechterung des Handlungsspiel-\n\nraums des Kantons Uri nicht zu kompensieren.  \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n57 \n\nAbbildung 5-1:  Beurteilung bezüglich Wettbewerbs- und Ordnungspolitik \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nStrategie \n\nA\n\nStrategie\n\nB\n\nStrategie \n\nC\n\nStrategie \n\nD\n\nStrategie \n\nE\n\nStrategie \n\nF\n\nStrategie \n\nG\n\nStrategie\n\n H1\n\nStrategie\n\n H2\n\nStrategie\n\n I1\n\nStrategie \n\nI2\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, Abbau \n\nAbgaben\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, \n\nErhöhung Abgaben\n\nBezugsrechte und \n\nBeteiligung  wie \n\nheute, Erhöhung \n\nAbgaben \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte auf \n\n20% ohne \n\nErhöhung \n\nBeteiligung\n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte (30-\n\n49%) mit evtl. \n\nMinderheits-\n\nbeteiligung \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte \n\n(>51%), allenfalls \n\nmit Mehrheits-\n\nbeteiligung \n\nEigennutzung Erhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n < 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nErhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n > 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft zur \n\nProduktion und \n\nVerwertung von \n\nStrom aus \n\nWasserkraft\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft aktiv in \n\nsämtlichen \n\nBereichen des \n\nStrommarktes\n\nWettbewerbs- und Ordnungspolitik\n\nSicherung der Grundversorgung (Netz) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0\n\nHandlungsspielraum des Kantons -2 -1 0 0 1 2 3 -1 2 2 2\n\nBetriebswirtschaftliche Effizienz der \n\nStromproduktion\n0 0 0 0 0 0 -1 0 0 -1 -2\n\nMarkteingriff minimieren 0.6 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -1 -0.2 -1\n\n- Vorgaben zur Preisgestaltung 0 0 0 0 0 0 0 0 -1 0 -1\n\n- Eingriffe in Form von Abgaben 3 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1\n\n- Unternehmerisches Engagement der \n\nöffentlichen Hand\n0 0 0 0 0 0 0 0 -1 0 -1\n\nZwischentotal -0.94 -0.52 -0.02 -0.02 0.48 0.98 1.28 -0.52 0.9 0.78 0.5\n\nHinweis: Die Zwischentotale und das Gesamttotal ergeben sich aus der Gewichtung gemäss Abbildung 4-5 S. 52 \nLegende: - 3 Sehr negative Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo; 0 Keine Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo, + 3 Sehr positive Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\n \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n58 \n\n5.1.1 Sicherung der Grundversorgung \n\nDie Grundversorgung ist sichergestellt, wenn  \n\n die Endverbraucher innerhalb der Bauzone und in ganzjährigen bewohnten Liegenschaften \n\nausserhalb der Bauzone an das Stromnetz angeschlossen sind und  \n\n mit ausreichend Grundversorgungsenergie zu angemessenen Preisen versorgt werden. \n\nDie Sicherung der Grundversorgung wird durch das StromVG gewährleistet und durch die \n\n(kantonale) Netzgebietszuweisung dem einzelnen Energieversorgungsunternehmen überbun-\n\nden. Die kantonale Eignerstrategie hat auf diese Fragestellungen nur dann Einfluss, wenn man \n\ngrundsätzlich davon ausgeht, dass nur Energieversorgungsunternehmen in Urner Hand die \n\nAufgabe mit der notwendigen Sicherheit erfüllen können. Davon wird nicht ausgegangen. \n\nHinzu kommt, dass das StromVG Mechanismen geschaffen hat, welche der ElCom ermögli-\n\nchen, die Sicherheit der Stromversorgung bei Missständen durchzusetzen. \n\n5.1.2 Handlungsspielraum des Kantons Uri \n\nDie Strategien unterscheiden sich deutlich bezüglich des zukünftigen Handlungsspielraums für \n\nden Kanton Uri. Dieser ist massgeblich davon abhängig, inwieweit es die Strategien dem Kan-\n\nton Uri ermöglichen, die Bedingungen der Stromproduktion und des Vertriebs im Kanton Uri \n\nzu prägen. Dazu sind die zeitliche Dimension und der Einfluss über eine starke Beteiligung zu \n\nberücksichtigen. \n\n Bei den Strategien A und B verschlechtert sich der Handlungsspielraum des Kantons Uri, \n\nweil die bestehenden Beteiligungen und Bezugsrechte abgestossen werden und bei neuen \n\nKonzessionen oder der Erneuerung von bestehenden Konzessionen auf diese Instrumente \n\nverzichtet wird. Der Kanton Uri verliert somit langfristig seinen Einfluss in der Stromproduk-\n\ntion. Der in der Strategie A zusätzliche Verzicht auf die Wasserzinsen führt dazu, dass der \n\nfinanzielle Spielraum des Kantons Uri weiter eingeschränkt wird. \n\n Die Strategien C und D verbessern den Handlungsspielraum gegenüber dem Status quo \n\nleicht, weil die angestrebte Konzessionsdauer verringert wird mit der Folge, dass zukünftige \n\nGenerationen schneller wieder über eine Neugestaltung der Eignerstrategie entscheiden \n\nkönnen. Im Unterschied zu den Strategien E bis I wird aber das Eigentum an der Wasser-\n\nkraft in Urner Hand nicht oder nur geringfügig erhöht. Aus diesem Grund werden die Aus-\n\nwirkungen der Strategien gegenüber dem Status quo und im Quervergleich zu den anderen \n\nStrategien als insgesamt neutral bewertet. \n\n Die Strategie G bietet bezüglich des Handlungsspielraums die grössten Freiheiten, weil bei \n\nder Eigennutzung langfristig keine Konzessionsverträge zu beachten sind. Bei Bedarf kann \n\nein (eigengenutztes) Kraftwerk jederzeit wieder an einen Dritten konzessioniert werden. \n\nAuch die Strategie G könnte rasch wieder rückgängig gemacht werden, wenn der Betrieb \n\nder Kraftwerksanlagen sowie die Verwertung der Energieproduktion über externe Dienst-\n\nleister erfolgt und keine eigenen Strukturen aufgebaut wurden. Damit unterscheidet sich die \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n59 \n\nStrategie G von den Strategien I1 und I2. Diese beiden Strategien gehen im Prinzip eben-\n\nfalls von eine Eigennutzung der Energie durch den Kanton Uri aus. Allerdings sehen die \n\nbeiden Strategien vor, dass eine eigenständige kantonale Energiegesellschaft aufgebaut \n\nwird. Dieser Entscheid lässt sich weniger leicht rückgängig machen als ein Auftragsverb-\n\ngabe für Betrieb- und Produktion an einen Dritten, sodass die Auswirkungen bei der Um-\n\nsetzung der Strategie I1 und I2 leicht schlechter beurteilt werden als bei der Strategie G. \n\n Die Strategie H1 und H2 führen zwar ebenfalls zu einer kürzeren Konzessionsdauer. Im \n\nGegensatz zu den Strategien C bis G schränken sie den Handlungsspielraum des Kantons \n\nein, weil die Konzessionsvergabe auf einen strategischen Partner beschränkt wird. Aus die-\n\nsem Grund werden die Auswirkungen bei der Strategie H1 leicht negativ beurteilt. Gleich-\n\nzeitig eröffnet die Strategie H2 aber über die Mehrheitsbeteiligung am EWA zusätzlichen \n\nHandlungsspielraum, der sich auch über einen weiteren Bereich des Strommarktes (Netz-\n\nbetrieb, Energiedienstleistungen) erstreckt. Diese Auswirkungen werden gegenüber dem \n\nStatus quo mit +2 bewertet.  \n\n5.1.3 Betriebswirtschaftliche Effizienz der Stromproduktion \n\nBetriebswirtschaftliche Effizienz entsteht, wenn Synergien genutzt werden und die damit ver-\n\nbundenen Skaleneffekte erzielt werden können. Im Grundsatz gibt es keine grossen Unter-\n\nschiede zwischen den einzelnen Strategien, weil der staatliche Betrieb nicht per se weniger \n\neffizient ist als die Leistungserbringung durch einen Privaten. Ineffizienz entsteht daher primär \n\ndann, wenn zwischen den staatlichen Leistungen und privaten Leistungen Doppelspurigkeiten \n\nentstehen. Dies wäre beispielsweise bei den Strategien G sowie I1 und I2 der Fall, wenn vom \n\nKanton Uri Parallelstrukturen aufgebaut würden, die in privaten Unternehmen bereits bestehen \n\n(z.B. Bau eines eigenständigen Verteilnetzes, Einrichtung und Betrieb einer eigenständigen \n\nHandelsplattform). Bei der Strategie H2 würde allenfalls die Gefahr bestehen, dass die betrieb-\n\nliche Effizienz des EWA bei einem stärkeren Engagement des Kanton Uri sinkt, weil der Kanton \n\nUri andere Zielsetzungen (z.B. Erhalt von Arbeitsplätzen) bei der Betriebsführung stärker ge-\n\nwichten würde, als die betriebliche Effizienz. Diese rein hypothetische Gefahr, wird hier aller-\n\ndings nicht negativ bewertet. \n\n5.1.4 Markteingriffe minimieren \n\nMarkteingriffe gibt es, wenn der Staat: \n\n Vorgaben zur Preisgestaltung im Strommarkt macht \n\n Abgaben im Strommarkt erhebt \n\n Sich direkt unternehmerische im Strommarkt engagiert. \n\na) Vorgaben zur Preisgestaltung \n\nUnabhängig von der Eignerstrategie kann im liberalisierten Strommarkt das Preisniveau oder \n\ndie Preisgestaltung nicht massgeblich vom Kanton Uri beeinflusst werden. Auch im (noch) nicht \n\n(vollständig) liberalisierten Strommarkt ist der Handlungsspielraum eingeschränkt. Selbst wenn \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n60 \n\nder Kanton Uri Eigentümer eines Verteilnetzes mit Kunden in der Grundversorgung ist, ist er \n\nan die Vorgabe gebunden, dass sich der maximale Grundversorgungstarif an den Stromgeste-\n\nhungskosten sowie an den langfristig abgeschlossenen Bezugsverträgen des verteilnetzbe-\n\ntreibenden Energieversorgungsunternehmens orientieren soll (Art. 6 StromVG). Ein über die \n\nVorgaben der Bundesgesetzgebung weitergehender Einfluss auf die Strompreisgestaltung ist \n\nnur bei tieferen Strompreisen möglich, sofern die entsprechenden Rechtsgrundlagen existie-\n\nren. Da die Umsetzung der Strategien keinen Einfluss auf diese massgeblich durch Bundes-\n\nrecht bestimmten Vorgaben hat, werden sämtliche Strategien, die keine Mehrheitsbeteiligung \n\nan einem Verteilnetzbetreiber vorsehen, bezüglich der Preisgestaltung als neutral beurteilt. \n\nEinzig bei den Strategie H2 und I2 könnte aufgrund der Mehrheitsbeteiligung an einem Verteil-\n\nnetzbetreiber die Preise für die Endkunden mitgestaltet werden, sodass eine leicht negative \n\nBewertung erfolgt.29 \n\nb) Abgaben auf der Wasserkraftnutzung \n\nDer mit den Abgaben zusammenhängende Markteingriff hängt im Wesentlichen von der An-\n\nzahl Abgaben und deren Höhe ab. Am besten schneidet die Strategie A ab, die mit dem Ver-\n\nzicht auf die Wasserzinsen einen erheblichen Abbau der Abgaben auf die Wasserkraftnutzung \n\nvorsieht. Dadurch wird die Produktion von Strom aus Wasserkraft im Kanton Uri deutlich güns-\n\ntiger, was zu einer entsprechend positiven Beurteilung gegenüber dem Status quo führt. Die \n\nübrigen Strategien sehen eine moderate Erhöhung der Abgaben vor (Wasserzinsen und Steu-\n\nern) und erhalten entsprechend eine leicht negative Beurteilung. \n\nc) Unternehmerisches Engagement der öffentlichen Hand \n\nDie meisten Kraftwerksanlagen und Energieversorgungsunternehmen stehen bereits im Ei-\n\ngentum der öffentlichen Hand. Eine Verstärkung oder ein Abstossen des Urner Engagements \n\nwürde daher zulasten respektive zugunsten von Energieversorgungsunternehmen geschehen, \n\ndie bereits in öffentlicher Hand sind. Die Auswirkungen werden daher grundsätzlich bei allen \n\nStrategien neutral bewertet. Bei der Strategie I2 stellt sich allerdings die Frage, ob aus ord-\n\nnungspolitischer Sicht der Kanton Uri auch im Bereich der Energiedienstleistungen (z.B. Ener-\n\ngiecontracting) aktiv werden soll. Weil es sich dabei um ein Engagement handelt, welches über \n\ndie Hauptzielsetzung (Steigerung des Ertrags aus der Wasserkraftnutzung) des Kantons Uri \n\nhinausgeht, werden die Auswirkungen einer Umsetzung der Strategie I2 leicht negativ gegen-\n\nüber dem Status quo beurteilt. \n\n                                                      \n\n29  Die Bewertung erfolgt vor dem Hintergrund, dass es sich aus ordnungspolitischer Sicht um einen Eingriff in den \n\nMarkt handelt, wenn der Kanton Uri Vorgaben zur Preisgestaltung machen kann. \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n61 \n\n5.2 Finanzen \n\nDie Abbildung 5-2 zeigt die Beurteilung der Eignerstrategie-Varianten bezüglich der finanziel-\n\nlen Ziele. Es zeigt sich, dass zwischen den Teilzielen gewisse Zielkonflikte bestehen. Die Ma-\n\nximierung der Erträge lässt sich zwar mit den Strategien G und I gut erreichen, gleichzeitig \n\nsteigen bei diesen Strategien aufgrund des verstärken Engagements aber im Grundsatz auch \n\ndie finanziellen Risiken für die öffentliche Hand. Bezogen auf die bestehende Gewichtung ge-\n\nlingt der Strategie D, die eine Erhöhung der Bezugsrechte ohne eine Erhöhung der Beteiligun-\n\ngen vorsieht, der Ausgleich zwischen Maximierung des Ertrags und der Reduktion der Risiken \n\nrespektive der Beibehaltung der Kontinuität der Einnahmen am besten. Bezogen auf die ein-\n\nzelnen Kriterien kann folgendes festgehalten werden: \n\n Beim Kriterium „Erträge maximieren“ schneiden die Strategien mit einer hohen Beteiligung \n\nan den Kraftwerksanlagen gegenüber dem Status quo am besten ab. Dies sind die Strate-\n\ngien G (Eigennutzung) sowie die beiden Strategien zur kantonalen Energiegesellschaft \n\n(Strategie I1 und I2). \n\n Eine Verbesserung der Kontinuität der Einnahmen ist gegenüber dem Status quo mit den \n\nvorliegenden Strategien kaum zu erreichen. Vielmehr verschlechtern die Strategien, die ein \n\nstärkeres Engagement in der Stromproduktion vorsehen die Kontinuität der Einnahmen, \n\nweil die Einnahmen stärker von den Entwicklungen im Strommarkt abhängig sind.  \n\n Eine Verbesserung der Risikosituation gegenüber dem Status quo kann erreicht werden, \n\nindem auf die Einnahmen aus der Stromproduktion verzichtet wird. Entsprechend schnei-\n\nden die Strategie A und B, die einen Rückzug aus den Beteiligungen an den Kraftwerksan-\n\nlagen vorsehen, besser ab. Je stärker allerdings die Exposition am Strommarkt ist, umso \n\ngrösser sind auch die damit verbundenen Risiken, was sich in der Bewertung der Strategien \n\nC bis I gegenüber dem Status quo auswirkt. \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n62 \n\nAbbildung 5-2: Beurteilung bezüglich Finanzen bei bestehenden Kraftwerksanlagen \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nStrategie \n\nA\n\nStrategie\n\nB\n\nStrategie \n\nC\n\nStrategie \n\nD\n\nStrategie \n\nE\n\nStrategie \n\nF\n\nStrategie \n\nG\n\nStrategie\n\n H1\n\nStrategie\n\n H2\n\nStrategie\n\n I1\n\nStrategie \n\nI2\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, Abbau \n\nAbgaben\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, \n\nErhöhung Abgaben\n\nBezugsrechte und \n\nBeteiligung  wie \n\nheute, Erhöhung \n\nAbgaben \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte auf \n\n20% ohne \n\nErhöhung \n\nBeteiligung\n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte (30-\n\n49%) mit evtl. \n\nMinderheits-\n\nbeteiligung \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte \n\n(>51%), allenfalls \n\nmit Mehrheits-\n\nbeteiligung \n\nEigennutzung Erhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n < 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nErhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n > 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft zur \n\nProduktion und \n\nVerwertung von \n\nStrom aus \n\nWasserkraft\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft aktiv in \n\nsämtlichen \n\nBereichen des \n\nStrommarktes\n\nFinanzen\n\nErträge maximieren -3.00 -1.00 1.00 1.81 2.14 2.29 3.00 2.01 2.28 3.00 3.00\n\nKontinuitiät der Einnahmen sichern 0 0 0 -1 -2 -3 -3 -1 -2 -3 -2\n\nFinanzielle Risiken minimieren 1 1 0 0 -1 -1 -2 -1 -2 -2 -3\n\nTechnische und operative Risiken \n\nminimieren\n1 1 0 -1 -1 -1 -2 -1 -2 -2 -2\n\nZwischentotal -1 -0.1 0.5 0.7 0.5 0.55 0.45 0.5 0.1 0.5 0.2\n\nHinweis: Die Zwischentotale und das Gesamttotal ergeben sich aus der Gewichtung gemäss Abbildung 4-5 S. 52 \nLegende: - 3 Sehr negative Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo; 0 Keine Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo, + 3 Sehr positive Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\n \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n63 \n\na) Erträge maximieren \n\nBasierend auf den geschätzten Ertragspotenzialen (vgl. in Anhang A [Kapitel 12] die Abbildung \n\n12-5: Nettobarwert für die Periode 2015 – 2085 [mittleres Preisszenario]; S. 103) kann eine \n\nRangfolge zwischen den Strategien hergestellt werden. Dabei sind insbesondere auch die \n\nlangfristigen Ertragsmöglichkeiten zu berücksichtigen. Die Berechnungen zeigen, dass bei ei-\n\nnem mittleren Strompreisszenario diejenigen Strategien am besten abschneiden, die ein hohes \n\nEngagement im Strommarkt vorsehen. Am schlechtesten schneiden die Strategien ab, die e-\n\nher eine Reduktion des Engagements im Strommarkt vorsehen. Zur Bewertung der Strategien \n\nG und I sind noch folgende ergänzende Bemerkungen anzubringen: \n\n Die Strategie I2 schneidet trotz weitergehendem Engagement nicht besser ab als die Stra-\n\ntegie I1. Der Grund dafür ist, dass der Kanton kein Verteilnetz besitzt und sich der Aufbau \n\neines parallelen Verteilnetzes finanziell nicht und die Übernahme bestehender Verteilnetze \n\nfinanziell kaum lohnen würde. Zudem ist der Aufbau eines Parallelnetzes rechtlich heikel \n\nund die Übernahme bestehender Netze nur im Einverständnis mit dem bisherigen Eigentü-\n\nmer möglich. Der Kanton müsste, vorausgesetzt die bisherigen Eigentümer der Netze sind \n\neinverstanden, das bestehende Verteilnetz kaufen. Im Kaufpreis wären die zukünftigen Er-\n\nträge bereits enthalten, weshalb für den Kanton letztendlich kein Mehrertrag resultieren \n\nwürde. \n\n Setzt der Kanton Uri die Strategie G um, indem er den Betrieb und die Verwertung der \n\nEnergie dem Anbietenden mit dem wirtschaftlich besten Angebot überlässt, ist es wahr-\n\nscheinlich, dass er durch die Auslagerung des Kraftwerksbetriebs und der Verwertung der \n\nEnergiebezugsrechte einen grösserer Ertrag realisiert. Dieser Aussage liegt die Annahme \n\nzugrunde, dass sowohl beim Betrieb als auch bei der Verwertung durch den Kanton weniger \n\nSkaleneffekte realisiert werden können, als wenn diese Aufgaben an einen externen Dienst-\n\nleister vergeben werden. \n\nb) Kontinuität der Einnahmen sichern \n\nDie Kontinuität der Einnahmen ist gesichert, wenn die Einnahmen aus der Wasserkraftnutzung \n\nmöglichst konstant und auf lange Frist anfallen, sodass eine verlässliche und langfristige Fi-\n\nnanzplanung im Kanton Uri möglich ist. Dabei ist es so,  \n\n dass dem Grundsatz der Kontinuität in der Regel eine geringere Ausschöpfung des Er-\n\ntragspotenzials gegenübersteht und  \n\n dass je näher ein Ertrag am Markt generiert wird, umso grösser die Ertragsschwankungen \n\nsein können. \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n64 \n\nBezogen auf die einzelnen Ertragspositionen des Kantons aus der Wasserkraftnutzung und \n\nder Stromversorgung kann bezüglich der Kontinuität der Einnahmen folgendes festgehalten \n\nwerden:30 \n\n Am gleichmässigsten fallen die Einnahmen aus den Wasserzinsen an. Diese sind zumin-\n\ndest kurzfristig gänzlich unabhängig von den Erträgen der Kraftwerksanlagen und beziehen \n\nsich auf das nutzbare Gefälle und die nutzbare Wassermenge. \n\n Marktabhängiger, aber aufgrund der Möglichkeiten zur Bildung und Auflösung von stillen \n\nReserven immer noch vergleichsweise konstant, sind die Einnahmen aus den Beteiligun-\n\ngen an den Kraftwerksanlagen sowie EVU und die daraus entstehenden Steuererträge. \n\n Die Einnahmen aus der Verwertung der Energiebezugsrechte sind unmittelbar abhängig \n\nvom Marktgang. Die Einnahmen aus dem Betrieb der Verteilnetze sind aufgrund der Mono-\n\npolstellung konstant; allfällige Über- oder Unterdeckungen sind gestützt auf die Praxis der \n\nElCom im Laufe einer Dreijahresperiode auszugleichen.31  \n\n Unabhängig von der Nähe zum Strommarkt fallen die Konzessionsabgaben nur bei Neu-\n\nkonzessionierung (alle 40-80 Jahre an) an und sind entsprechend sehr unregelmässig. \n\nAbhängig von der Bedeutung der einzelnen Ertragspositionen ergibt sich die in der Abbildung \n\n5-2 dargestellte Beurteilung der einzelnen Strategien. Dabei werden die Strategien A, B und C \n\nneutral beurteilt. Der Grund hierfür ist, dass die bestehenden Energiebezugsrechte und Betei-\n\nligungen einen sehr geringen Anteil an den Einnahmen ausmachen, sodass durch deren Ver-\n\nzicht keine massgebliche Vergrösserung der Kontinuität der Einnahmen erreicht werden kann. \n\nc) Finanzielle Risiken minimieren \n\nFür die Beurteilung der finanziellen Risiken beachten wir vor allem das Rentabilitätsrisiko, wel-\n\nches sich aus einem direkten Engagement der öffentlichen Hand an Wasserkraftanlagen er-\n\ngeben kann. Wenn die Strommarktpreise unter den Gestehungskosten liegen, hängt die Risi-\n\nkoexposition massgeblich von den eigentumsrechtlichen Verantwortlichkeiten im Strommarkt \n\nund dem investierten Kapital ab. \n\n                                                      \n\n30  Nicht berücksichtigt werden an dieser Stelle die Einnahmen aus Konzessionsgebühren. Diese Fallen alle 40 bis \n\n80 Jahre an und sind daher für den Vergleich bedeutungslos. \n\n31  Im Rahmen der Berücksichtigung der Deckungsdifferenzen aus den Vorjahren werden Differenzen zwischen den \n\nanrechenbaren Kosten und den realisierten Erlösen aus Netznutzungsentgelten einer Kalkulationsperiode ausge-\n\nglichen. Dabei werden insbesondere Differenzen berücksichtigt, die sich aus Abweichungen zwischen dem prog-\n\nnostizierten und dem tatsächlichen Mengengerüst ergeben, die im Rahmen einer Prüfung durch die ElCom fest-\n\ngestellt werden, die sich aus Abweichungen zwischen Plankosten und tatsächlichen Kosten ergeben oder die da-\n\nraus resultieren, dass kostenwirksame Sondereffekte nicht in voller Höhe in einer Kalkulationsperiode erfasst wer-\n\nden sollen, um so die Tarife zu glätten. Die Berechnung ist für jedes Geschäftsjahr durchzuführen. Die Berücksich-\n\ntigung des zu saldierenden Betrags eines Geschäftsjahres erfolgt jeweils im Rahmen der Kostenkalkulation für das \n\nübernächste Geschäftsjahr. Allfällige Deckungsdifferenzen sind gemäss einem Erhebungsbogen der ElCom her-\n\nzuleiten und wesentliche Beträge auf in der Regel drei aufeinander folgende Kalkulationsperioden zu verteilen. \n\nDabei sind die zu saldierenden Beträge sachgerecht auf die einzelnen Netzebenen zu verteilen (vgl. zum Ganzen \n\nWeisung 4/2010 der ElCom). \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n65 \n\n Die finanziellen Risiken sind entsprechend der Höhe der Beteiligung bei den Strategien E, \n\nF, G, H und I am grössten. Die Risikoexposition der Strategien H2 ist trotz gleichem Aus-\n\nmass der Beteiligung grösser, weil für die Erlangung dieser Beteiligung im Vergleich zu den \n\nanderen Strategien zusätzliche finanzielle Mittel aufgewendet werden müssten. Die Strate-\n\ngie I2 schneidet schlechter ab als die Strategie G, weil für den Aufbau eines Parallelen \n\nVerteilnetzes wesentliche zusätzliche finanzielle Mittel erforderlich wären, welche die Risi-\n\nkoexposition des Kantons erhöhen würden.  \n\n In den Strategien A und B verringern sich die finanziellen Risiken leicht, da der Kanton Uri \n\nbei diesen Strategien keine eigentumsrechtlichen Verpflichtungen mehr eingehen muss. \n\nIm Rahmen der Ausführungen zum Ziel „Risiken minimieren“ in Abschnitt 4.2.2c) haben wir \n\nerläutert, dass sich auch durch ein Senken der Wasserzinsen ein erhebliches finanzielles Ri-\n\nsiko für Uri ergeben kann. In diesem Fall könnte – im Unterschied zu den oben aufgezeigten \n\nZusammenhängen – ein höheres Engagement aus Urner Sicht zu einer gewissen Risikosch-\n\nmälerung beitragen. Wir werden auf diesen Aspekt im Rahmen der Gesamtbeurteilung der \n\nStrategien nochmals zurückkommen (vgl. dazu die Ausführungen in Kapitel 6.2a), S. 74 und \n\nim Anhang C (Kapitel 14, S. 129). \n\nd) Technische und operative Risiken minimieren \n\nDie mit den Anlagen (Kraftwerke und Netze) verbundenen technischen und operativen Risiken \n\nmüssen von den Eigentümern der Anlagen getragen werden. Je höher die Beteiligung des \n\nKantons Uri ist, umso grösser ist der Finanzierungsanteil bei Schäden aus technischen und \n\noperativen Risiken. Zwar können die Risiken durch entsprechende Versicherungen reduziert \n\nwerden. Dennoch werden die Risiken anteilmässig vom Eigentümer der Kraftwerksanlagen in \n\nForm von risikoabhängigen Versicherungsprämien getragen. Allerdings gilt es bei der Beurtei-\n\nlung der Strategien auch zu beachten, dass es im Kanton Uri kein Versicherungsobligatorium \n\nfür Schäden aus Unfallereignissen (z.B. Staudammbruch) bei Kraftwerkanlagen gibt. Daher \n\nbesteht bei Grossereignissen ohne versicherte Schadendeckung letztlich die Gefahr, dass \n\ndiese von der Bevölkerung bzw. vom Kanton getragen werden müssen, losgelöst davon, ob \n\ndas direkte finanzielle Engagement Uris in Kraftwerkanlagen klein oder gross ist. In diesem \n\nSinne werden die Strategien bezüglich ihrer Risikoexposition zwar nicht als gleichwertig be-\n\ntrachtet, aber es wird bewusst darauf verzichtet, das gesamte Notenspektrum von +3 bis -3 \n\nauszuschöpfen.  \n\n5.3 Energie und Umwelt \n\nDie Wahl der Eignerstrategie hat keinen wesentlichen Einfluss auf das Ziel Energie und Um-\n\nwelt, wie die Abbildung 5-3 zeigt. Einzig mit der in der Strategie I2 vorgesehenen Bearbeitung \n\ndes Geschäftsbereichs Energiedienstleistungen sowie der Mehrheitsbeteiligung am EWA \n\n(Strategie H2) könnte die Energieeffizienz im Rahmen der Eignerstrategie gefördert werden.  \n\nAbhängig von den Zielsetzungen, welche der Kanton im Rahmen seiner Beteiligungen verfolgt, \n\nkönnte die nachhaltige Energieproduktion gefördert werden, weil der Kanton die finanziellen \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n66 \n\nErträge eventuell etwas weniger stark gewichten könnte, als ein intaktes Landschaftsbild und \n\neine unberührte Natur. Dies gilt allerdings nur dort, wo der Kanton eine Mehrheitsbeteiligung \n\nhat. \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n67 \n\nAbbildung 5-3: Beurteilung bezüglich Energie und Umwelt \n\n \n\n \n\n \n\nStrategie \n\nA\n\nStrategie\n\nB\n\nStrategie \n\nC\n\nStrategie \n\nD\n\nStrategie \n\nE\n\nStrategie \n\nF\n\nStrategie \n\nG\n\nStrategie\n\n H1\n\nStrategie\n\n H2\n\nStrategie\n\n I1\n\nStrategie \n\nI2\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, Abbau \n\nAbgaben\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, \n\nErhöhung Abgaben\n\nBezugsrechte und \n\nBeteiligung  wie \n\nheute, Erhöhung \n\nAbgaben \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte auf \n\n20% ohne \n\nErhöhung \n\nBeteiligung\n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte (30-\n\n49%) mit evtl. \n\nMinderheits-\n\nbeteiligung \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte \n\n(>51%), allenfalls \n\nmit Mehrheits-\n\nbeteiligung \n\nEigennutzung Erhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n < 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nErhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n > 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft zur \n\nProduktion und \n\nVerwertung von \n\nStrom aus \n\nWasserkraft\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft aktiv in \n\nsämtlichen \n\nBereichen des \n\nStrommarktes\n\nEnergie und Umwelt\n\nEnergieeffizienz fördern 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1\n\nNachhaltige Energieproduktion fördern 0 0 0 0 0 1 1 0 1 1 1\n\nZwischentotal 0 0 0 0 0 0.4 0.4 0 1 0.4 1\n\nHinweis: Die Zwischentotale und das Gesamttotal ergeben sich aus der Gewichtung gemäss Abbildung 4-5 S. 52 \nLegende: - 3 Sehr negative Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo; 0 Keine Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo, + 3 Sehr positive Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\nDas Zwischentotal ergibt sich aus der Gewichtung gemäss Abbildung 4-5 S. 52 \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n68 \n\n5.4 Volkswirtschaft \n\nDie Abbildung zeigt, dass sich die Strategien hauptsächlich bezüglich dem Kriterium Arbeits-\n\nplätze sichern unterscheiden. In dieser Kategorie schneiden insbesondere die kantonale Ener-\n\ngiegesellschaft (Strategien I1 und I2) und die Mehrheitsbeteiligung am EWA (Strategie F) am \n\nbesten ab (vgl. Abbildung 5-3) \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n69 \n\nAbbildung 5-4: Beurteilung bezüglich Volkswirtschaft \n\n \n\n \n\nStrategie \n\nA\n\nStrategie\n\nB\n\nStrategie \n\nC\n\nStrategie \n\nD\n\nStrategie \n\nE\n\nStrategie \n\nF\n\nStrategie \n\nG\n\nStrategie\n\n H1\n\nStrategie\n\n H2\n\nStrategie\n\n I1\n\nStrategie \n\nI2\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, Abbau \n\nAbgaben\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, \n\nErhöhung Abgaben\n\nBezugsrechte und \n\nBeteiligung  wie \n\nheute, Erhöhung \n\nAbgaben \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte auf \n\n20% ohne \n\nErhöhung \n\nBeteiligung\n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte (30-\n\n49%) mit evtl. \n\nMinderheits-\n\nbeteiligung \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte \n\n(>51%), allenfalls \n\nmit Mehrheits-\n\nbeteiligung \n\nEigennutzung Erhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n < 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nErhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n > 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft zur \n\nProduktion und \n\nVerwertung von \n\nStrom aus \n\nWasserkraft\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft aktiv in \n\nsämtlichen \n\nBereichen des \n\nStrommarktes\n\nVolkswirtschaft\n\nArbeitsplätze sichern 0 0 0 0 0 1 1 0 1 1 1\n\nGünstiger Strom als Standortfaktor 1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1\n\nSichere Versorgung (Energie) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0\n\nGleiche Preise im Kantonsgebiet 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2\n\nZwischentotal 0.3 -0.3 -0.3 -0.3 -0.3 0.2 0.2 -0.3 0.2 0.2 0.4\n\nHinweis: Die Zwischentotale und das Gesamttotal ergeben sich aus der Gewichtung gemäss Abbildung 4-5 S. 52 \nLegende: - 3 Sehr negative Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo; 0 Keine Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo, + 3 Sehr positive Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\n \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n70 \n\n5.4.1 Arbeitsplätze im Kanton Uri sichern \n\nPositiv bewertet werden die Strategien, wenn sie es ermöglichen, Arbeitsplätze garantiert im \n\nKanton Uri zu erhalten. Diese Bedingung ist bei den Strategien F, H2, I1 und I2 und G erfüllt.32 \n\n Die Strategien F und G können so umgesetzt werden, dass für den Betrieb der Kraftwerks-\n\nanlagen und Verwertung der Energiebezugsrechte Arbeitsplätze im Kanton Uri geschaffen \n\nwerden, respektive die bestehenden Arbeitsplätze in diesem Bereich erhalten werden kön-\n\nnen. Dazu kann entweder der Kanton selber den Betrieb und die Verwertung durchführen \n\noder er kann diese Aufgabe an ein im Kanton Uri ansässiges Unternehmen vergeben. Ent-\n\nsprechend werden die Strategien gegenüber dem Status quo leicht positiv beurteilt. \n\n Die Strategie I1 und I2 sieht den Aufbau einer kantonalen Energiegesellschaft vor, die eben-\n\nfalls Arbeitsplätze im Kanton Uri schaffen würde.  \n\n Mit der Mehrheitsbeteiligung am EWA (Strategie H2) vergrösserte der Kanton Uri seinen \n\nEinfluss, weshalb er die Urner Arbeitsplätze vor Zentralisierungen innerhalb der CKW-\n\nGruppe respektive des Axpo-Konzerns besser schützen kann. \n\n5.4.2 Günstiger Strom als Standortfaktor \n\nMit Ausnahme der Strategie A schneiden alle Strategien leicht schlechter ab, weil der Kanton \n\nUri in den übrigen Strategien eine Erhöhung der Wasserzinsen anstrebt.33 Diese Erhöhung \n\nbeeinflusst in erster Linie die Preise für die Kundinnen und Kunden in Grundversorgung, denen \n\ndie Energie zu den (höheren) Gestehungskosten abgegeben wird. Bei den übrigen Kunden, \n\ndie den Strom am Markt beziehen, hätte die Erhöhung nur dann einen Einfluss, wenn die hö-\n\nheren Wasserzinsen den Schweizer Strommarktpreis beeinflussen würden. Je stärker die In-\n\ntegration des europäischen Strommarktes fortschreitet, umso geringer dürfte der Einfluss sein. \n\n5.4.3 Sichere Versorgung (Energie) \n\nBei der sicheren Versorgung schneiden die Strategien mit mehr Urner Energiebezugsrechten \n\n(E, F, G, H2 und I) etwas besser ab, weil im Krisenfall grundsätzlich die Möglichkeit bestehen \n\nwürde, den in Uri produzierten Strom in erster Priorität für die Versorgung in Uri zu nutzen. \n\nDieser Aspekt ist in einem europaweit liberalisierten Strommarkt und in einem grossräumig \n\nbetriebenen Netz allerdings kaum von Bedeutung. Zudem ist die Versorgungssicherheit für die \n\nfesten Endkunden, welche auf den Netzzugang verzichten, durch das Stromversorgungsge-\n\nsetz generell abgedeckt. \n\n                                                      \n\n32  Die mögliche Entwicklung von Arbeitsplätzen (z.B. des EWA) ausserhalb der Produktion und Verwertung von \n\nStrom aus Wasserkraft werden bei der Bewertung nicht berücksichtigt. \n\n33  Selbstverständlich kann Uri die Wasserzinsen nicht im Alleingang durchsetzen. Vielmehr müsste auf Bundesebene \n\ndas Wasserzinsmaximum erhöht werden.  \n\n\n\n 5. Beurteilung der Strategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n71 \n\n5.4.4 Gleiche Preise im Kantonsgebiet \n\nDas Anliegen gleicher Strompreise (Energiepreis plus Nutzungstarife) über das gesamte Kan-\n\ntonsgebiet lässt sich erfüllen, wenn alle Urner Kunden durch das gleiche Versorgungsunter-\n\nnehmen bedient werden bzw. sich im gleichen Netzgebiet befinden. Diese Voraussetzung ist \n\nbeim umfassenden Kantonswerke (Strategie I2) gegeben. Bei allen anderen Strategien, wird \n\nes weiterhin mehrere Endverteiler (EWA, EWE, EWU). Zwischen diesen Verteilern kann es \n\nsowohl bei den Energiegestehungskosten wie auch bei den Netzkosten zu Unterschieden kom-\n\nmen, die sich in der Folge auch auf die Strompreise bzw. Netztarife auswirken.  \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n72 \n\n6 Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerun-\ngen für Heimfall Lucendro \n\n6.1 Ergebnis der Beurteilung der Strategievarianten \n\nDie Abbildung 6-1 fasst die Ergebnisse der Bewertung gemäss den Ausführungen in Kapitel 6 \n\nzusammen. Für sämtliche 11 Strategien sind die Notenwerte pro Indikator dargestellt. Die Zwi-\n\nschenergebnisse für die vier Zielbereiche „Wettbewerbs- und Ordnungspolitik“, „Finanzen“, \n\n„Energie und Umwelt“ sowie „Volkswirtschaft“ ergeben sich aus der in Kapitel 4 vorgestellten \n\nGewichtung der einzelnen Indikatoren. Für die Bildung des Gesamtergebnisses wurden diese \n\nZielbereiche gemäss der dargestellten Gewichtung zusammengefasst.  \n\nDie ausgewiesenen Ergebnisse können wie folgt zusammengefasst werden:  \n\n Abgesehen von den beiden Rückzugsstrategien A (Verzicht auf Beteiligungen und Ener-\n\ngiebezugsrechte sowie Abgaben) und B (Verzicht auf Beteiligungen und Energiebezugs-\n\nrechte und Fokus auf die Wasserzinsen) schneiden sämtliche Strategien in der Beurteilung \n\nbesser ab als der Status quo.  \n\n Als „Spitzenreiter“ schneiden die beiden Strategien F (Bezugsrechte von mindestens 51%) \n\nund G (Eigennutzung) ab. Sie werden gefolgt von den Strategien H2 (Mehrheitsbeteiligung \n\nam EWA) und I1 (Kantonale Energiegesellschaft zur Produktion und Verwertung der Ener-\n\ngie). Dieses Quartett wird mit etwas Abstand noch von der Strategie I2 (Kantonale Energie-\n\ngesellschaft“ mit Aktivitäten in allen Bereichen des Stromgeschäfts) ergänzt.  \n\n Vergleichsweise schlecht schneidet eine Erhöhung der Minderheitsbeteiligung am EWA ab. \n\nBei den finanziellen Aspekten überzeugt die Strategie zwar, gewichtig ist aber der Nachteil, \n\ndass mit einer verstärkten Bindung an das EWA, welches von ausserkantonalen Aktionären \n\ndominiert wird, der Handlungsspielraum des Kantons bei zukünftigen Konzessionsverga-\n\nben oder -erneuerungen massiv eingeschränkt, um nicht zu sagen ausgeschlossen wird. \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall LucendroKommission Energiepolitik Uri \n\n73 \n\nAbbildung 6-1:  Gesamtbeurteilung der Eignerstrategien \n\n \n\nStrategie \n\nA\n\nStrategie\n\nB\n\nStrategie \n\nC\n\nStrategie \n\nD\n\nStrategie \n\nE\n\nStrategie \n\nF\n\nStrategie \n\nG\n\nStrategie\n\n H1\n\nStrategie\n\n H2\n\nStrategie\n\n I1\n\nStrategie \n\nI2\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, Abbau \n\nAbgaben\n\nkeine Bezugs-\n\nrechte, keine \n\nBeteiligung, \n\nErhöhung Abgaben\n\nBezugsrechte und \n\nBeteiligung  wie \n\nheute, Erhöhung \n\nAbgaben \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte auf \n\n20% ohne \n\nErhöhung \n\nBeteiligung\n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte (30-\n\n49%) mit evtl. \n\nMinderheits-\n\nbeteiligung \n\nErhöhung Be-\n\nzugsrechte \n\n(>51%), allenfalls \n\nmit Mehrheits-\n\nbeteiligung \n\nEigennutzung Erhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n < 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nErhöhung \n\nBeteiligung EWA\n\n > 50% / \n\nRückzug aus \n\nBeteiligungen an \n\nKraftwerks-anlagen\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft zur \n\nProduktion und \n\nVerwertung von \n\nStrom aus \n\nWasserkraft\n\nSchaffung einer \n\nkantonalen \n\nEnergiege-\n\nsellschaft aktiv in \n\nsämtlichen \n\nBereichen des \n\nStrommarktes\n\nWettbewerbs- und Ordnungspolitik\n\nSicherung der Grundversorgung (Netz) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0\n\nHandlungsspielraum des Kantons -2 -1 0 0 1 2 3 -1 2 2 2\n\nBetriebswirtschaftliche Effizienz der \n\nStromproduktion\n0 0 0 0 0 0 -1 0 0 -1 -2\n\nMarkteingriff minimieren 0.6 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -0.2 -1 -0.2 -1\n\n- Vorgaben zur Preisgestaltung 0 0 0 0 0 0 0 0 -1 0 -1\n\n- Eingriffe in Form von Abgaben 3 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1\n\n- Unternehmerisches Engagement der \n\nöffentlichen Hand\n0 0 0 0 0 0 0 0 -1 0 -1\n\nZwischentotal -0.94 -0.52 -0.02 -0.02 0.48 0.98 1.28 -0.52 0.9 0.78 0.5\n\nFinanzen\n\nErträge maximieren -3.00 -1.00 1.00 1.81 2.14 2.29 3.00 2.01 2.28 3.00 3.00\n\nKontinuitiät der Einnahmen sichern 0 0 0 -1 -2 -3 -3 -1 -2 -3 -2\n\nFinanzielle Risiken minimieren 1 1 0 0 -1 -1 -2 -1 -2 -2 -3\n\nTechnische und operative Risiken \n\nminimieren\n1 1 0 -1 -1 -1 -2 -1 -2 -2 -2\n\nZwischentotal -1 -0.1 0.5 0.7 0.5 0.55 0.45 0.5 0.1 0.5 0.2\n\nEnergie und Umwelt\n\nEnergieeffizienz fördern 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1\n\nNachhaltige Energieproduktion fördern 0 0 0 0 0 1 1 0 1 1 1\n\nZwischentotal 0 0 0 0 0 0.4 0.4 0 1 0.4 1\n\nVolkswirtschaft\n\nArbeitsplätze sichern 0 0 0 0 0 1 1 0 1 1 1\n\nGünstiger Strom als Standortfaktor 1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1\n\nSichere Versorgung (Energie) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0\n\nGleiche Preise im Kantonsgebiet 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2\n\nZwischentotal 0.3 -0.3 -0.3 -0.3 -0.3 0.2 0.2 -0.3 0.2 0.2 0.4\n\nGesamttotal -0.68 -0.16 0.22 0.32 0.32 0.57 0.58 0.12 0.47 0.48 0.44\n\nRang 11 10 8 7 6 2 1 9 4 3 5\n\nHinweis:  Die Zwischentotale und das Gesamttotal ergeben sich aus der Gewichtung gemäss Abbildung 4-5 S. 52 \nLegende: - 3 Sehr negative Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo; 0 Keine Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo, + 3 Sehr positive Auswirkungen auf die Zielsetzung gegenüber dem Status quo \n\n \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n74 \n\n6.2 Empfehlungen in Bezug auf das Spitzenquintett (F, G, H2, I1 und I2) \n\nBeim Spitzenquintett fällt auf, dass alle 5 Strategien (F, G, H2, I1 und I2) eine höhere kantonale \n\nBeteiligung bzw. ein höheres Bezugsrecht an der zukünftigen Nutzung der Urner Wasserkraft \n\nanstreben. Der Urner Anteil soll sich dabei sicherlich auf über 50% belaufen und in den Stra-\n\ntegien G und I2 sogar 100% betragen. Bevor wir uns eingehender mit der Priorisierung der fünf \n\nStrategien auseinandersetzen folgen nachstehend Überlegungen zu den finanziellen Risiken \n\nund der Umsetzbarkeit der Strategien. \n\na) Finanzielle Risiken  \n\nDie fünf Strategien F, G, H2, I1 und I2 weisen gegenüber dem Status quo ein deutliches Po-\n\ntenzial an zusätzlichen Erträgen für den Kanton Uri auf. Die Realisierung dieses Ertragspoten-\n\nzials erfordert bei den Strategien F, G, I1 und I2 langfristig ein verstärktes finanzielles Engage-\n\nment bei Investitionen in neue Kraftwerkanlagen bzw. bei der Finanzierung von Erneuerungs-\n\ninvestitionen an bestehenden Anlagen. Bei der Strategie H2 würde vor allem der Erwerb der \n\nhöheren Beteiligung am EWA zu Buche schlagen. \n\nMit dem erhöhten finanziellen Engagement steigt die Risikoexposition des Kantons in Bezug \n\nauf die Wasserkraft. Die Risiken bei der Teilnahme am Strommarkt bestehen aus den Kreditri-\n\nsiken, den Marktrisiken und den Währungsrisiken:  \n\n Unter dem Kreditrisiko wird das Risiko verstanden, dass sich die Zahlungsfähigkeit des Ge-\n\nschäftspartners verschlechtert bis hin zur Zahlungsunfähigkeit. \n\n Das Marktrisiko ist das Risiko, dass aufgrund der Veränderung von Angebot und Nachfrage \n\ndie Marktpreise sinken. \n\n Das Währungsrisiko besteht, weil eine relevante Menge Strom an der europäischen Strom-\n\nmarktbörse in Leipzig in Euro gehandelt wird. Wenn sich der Schweizer Franken gegenüber \n\ndem Euro aufwertet, sinken die Strommarktpreise in Schweizer Franken (vgl. auch den Ex-\n\nkurs auf S. 105). \n\nSinken die Strommarktpreise in Schweizer Franken langfristig unter die Gestehungskosten der \n\nUrner Wasserkraftanlagen, muss der Kanton im Ausmass der Beteiligung die Verluste mittra-\n\ngen. \n\nWie bereits in Kapitel 4.2.2c) erwähnt und in Anhang C (Kapitel 14) vertieft analysiert, ist bei \n\nlangfristig tiefen Strommarktpreisen aber damit zu rechnen, dass auch die Wasserzinsen unter \n\nDruck geraten und der Kanton so oder so dem Risiko verminderter Einnahmen ausgesetzt ist. \n\nBei einem solchen Szenario könnte der Kanton mit einer höheren Beteiligung an den beste-\n\nhenden Wasserkraftanlagen den Rückgang an Wasserzinsen mindestens teilweise oder voll-\n\nständig kompensieren. Der Anteil aus den Wasserzinsen sinkt zwar, aber dank den tieferen \n\nGestehungskosten können bei einer höheren Beteiligung die Einnahmen aus dem Stromver-\n\nkauf gesteigert werden. Eine Strompreisentwicklung, bei der die Preise langfristig nicht einmal \n\nmehr die Gestehungskosten ohne Wasserzinsanteil decken würden, erachten wir langfristig \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n75 \n\naufgrund der Produktionsverhältnisse in Uri als unwahrscheinlich, liegen doch die Gestehungs-\n\nkosten der Kraftwerke Amsteg, Göschenen, Wassen und Lucendro nach Abzug des Wass-\n\nerzinsanteils in einer Range von 2.5 bis 5.2 Rp./kWh.  \n\nBasierend auf diesen Überlegungen und unter Berücksichtigung der tiefen Stromgestehungs-\n\nkosten bei den bestehenden Grossanlagen in Uri erachten wir ein verstärktes Engagement der \n\nöffentlichen Hand bei den Strategien F, G, I1 und I2 als vertretbar. Bei der Strategie H2 hängt \n\ndie Einschätzung vor allem davon ab, wie hoch der Kaufpreis für das notwendige Aktienpaket \n\nvon 18.1% ist, um eine Mehrheitsbeteiligung am EWA erwerben zu können. Als Berechnungs-\n\ngrundlage für die detaillierten Abschätzungen in Anhang A (Kapitel 12) sind wir davon ausge-\n\ngangen, dass das Aktienpaket zum aktuellen steueramtlichen Wert erworben werden könnte. \n\nb) Umsetzbarkeit der Strategien \n\nAufgrund der bestehenden Konzessionsverhältnisse bei den grossen Wasserkraftanlagen in \n\nUri stellt die Umsetzung der Eignerstrategien F, G, H, I1 und I2 ein sehr langfristiges Unterfan-\n\ngen dar (vgl. dazu Abbildung 6-2). Eine erste Möglichkeit zur Weichenstellung ergibt sich mit \n\ndem Auslaufen der Lucendro-Konzession per Ende 2024. Die zentrale Weichenstellung erfolgt \n\ndann im Jahr 2043, wenn gleichzeitig die Konzessionen von Amsteg, Wassen und Göschenen \n\nauslaufen.34 \n\nAbbildung 6-2: Konzessionsablauf bei den grossen, bestehenden Wasserkraftanlagen \n\n \n\nTrotzdem gibt es zwischen den Strategien in Bezug auf deren Umsetzbarkeit Unterschiede: \n\n Die Strategie H2 mit der Mehrheitsbeteiligung am EWA hängt davon ab, ob die CKW als \n\nHauptaktionär überhaupt gewillt ist, ihren Anteil am EWA zugunsten des Kantons Uri zu \n\nvermindern.  \n\n Die Strategie I2 mit einer alle Geschäftsbereiche umfassenden kantonalen Energiegesell-\n\nschaft hängt davon ab, ob die im Kanton Uri tätigen Stromversorgungsunternehmen (EWA, \n\n                                                      \n\n34  Selbstverständlich kann und soll bei anstehenden neuen Konzessionsvergaben für Kleinwasserkraftwerke die ge-\n\nwählte Strategie schon vor Ablauf von 2023 bzw. 2043 umgesetzt werden. Jedoch gilt auch hier im Grundsatz, \n\ndass jedes Konzessionsgesuch bzw. jede Beteiligung an neuen Kraftwerksanlagen im Einzelfall auf die betriebs-\n\nwirtschaftliche Rentabilität zu prüfen ist. \n\nKW Lucendro\n\nKW Amsteg\n\nKW Wassen\n\nKW Göschenen\n\nKW Bürglen\n\n2014 2025 2044\n\n2046\n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n76 \n\nEWE, EWU) bereit sind, ihr Verteilnetz in die Gesellschaft einzubringen. Der Aufbau einer \n\nparallelen Netzinfrastruktur wäre volkswirtschaftlich nicht zu verantworten und seine Zuläs-\n\nsigkeit ist rechtlich umstritten.  \n\n Bei der Strategie F wird davon ausgegangen, dass für die Nutzung der Wasserkraft mit \n\nPartnern aus der Strombranche zusammengearbeitet wird, welche das entsprechende \n\nKnow-how und die notwendige Erfahrung mit dem Betrieb und Unterhalt von Kraftwerksan-\n\nlagen mitbringen würden. Die Umsetzbarkeit der Strategie hängt somit davon ab, ob ein \n\nstarker Partner gefunden wird, der sich mit einer Minderheitsbeteiligung von maximal 49% \n\nzufrieden geben würde.  \n\n Relativ autonom umsetzen lassen sich im Grundsatz die Strategien G und I1. Allerdings \n\nwürden sie bei der kantonalen Verwaltung oder in einer zu gründenden kantonalen Ener-\n\ngiegesellschaft den Aufbau von entsprechendem Fachwissen und Know-how bedingen. \n\nc) Priorisierung der Strategien \n\nNach unserer Einschätzung steht die Strategie H2 (Mehrheitsbeteiligung EWA) zurzeit nicht im \n\nVordergrund, da das zum steueramtlichen Wert bewertete Aktienpaket rund 36 Mio. CHF kos-\n\nten würde. Die steueramtliche Schätzung bzw. die Bewertung des EWA könnte sich ändern, \n\nwenn mit dem Auslaufen der Bürgler-Konzession (Kraftwerk Bürglen) das EWA nicht mehr \n\nüber die gleichen Stromproduktionsmöglichkeiten verfügt wie heute. Daher sollte die Umset-\n\nzung der Strategie erst in einem späteren Zeitpunkt bzw. im Vorfeld des Auslaufens der Reuss- \n\nund Bürgler-Konzessionen (2043 und 2045) geprüft werden. Die CKW als Haupteigener des \n\nEWA könnte dannzumal an einer Lösung interessiert sein, bei welcher der Kanton Uri die EWA-\n\nAktienmehrheit zu einem deutlich günstigeren Preis erwerben könnte als die heutige steuer-\n\namtliche Bewertung. \n\nDie Strategie I2 ist wie erwähnt nur realisierbar, wenn die Netze von EWA, EWU und EWE \n\nübernommen werden könnten. Die Bereitschaft der beteiligten Unternehmen müsste konkret \n\nabgeklärt werden. Erste Rückmeldungen aus den Gesprächen mit den drei Unternehmen ha-\n\nben eher Zurückhaltung signalisiert. \n\nIm Vordergrund stehen somit F, G und I1. Die drei Strategien liegen in der Bewertung sehr \n\nnahe zusammen:  \n\n I1 sieht nebst der Stromproduktion vor allem auch eine eigenständige Verwertung der er-\n\nzeugten Energie durch die neue kantonale Energiegesellschaft vor. Ein erfolgreiches Agie-\n\nren am Strommarkt erfordert erstens ein sehr grosses Knowhow und zweitens ist eine kriti-\n\nsche Mindestenergiemenge erforderlich, um die Kosten decken zu können. Entsprechend \n\nlässt sich dieser Geschäftszweig erst entwickeln, wenn der Kanton über genügend Energie \n\naus Beteiligungen verfügt. Dies dürfte frühestens mit dem Heimfall der Reusskonzessionen \n\noder auf Initiative eines anderen EVU in Betracht kommen. Zum heutigen Zeitpunkt ist es \n\nallerdings noch nicht erforderlich, bereits abschliessend festzulegen, wer die Verwertung \n\nder Energie dannzumal vornehmen wird. \n\n Die Strategien F und G verfolgen bezüglich der Beteiligung an der Wasserkraft eine ähnli-\n\nche Zielsetzung wie die Strategie I. Insofern kann auch zu einem späteren Zeitpunkt die \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n77 \n\ndefinitive Ausgestaltung der Energieverwertung festgelegt werden, wenn klar ist, ob für den \n\nwirtschaftlichen Betrieb einer kantonalen Energiegesellschaft genügend Energie zur Verfü-\n\ngung steht.  \n\n Bei der Wahl zwischen der Strategie F und G gilt es folgende Punkte zu beachten: \n\n– Die Strategie G (Eigennutzung) lässt im Vergleich zur Strategie F (Mehrheitsbeteiligung) \n\nein höheres Gewinnpotenzial erwarten. Mit dem höheren Engagement in Strategie G \n\nsteigt aber auch die Risikoexposition des Kantons.  \n\n– Die Umsetzung der Strategie G erfordert letztlich bei der kantonalen Verwaltung ein er-\n\nhebliches Fachwissen, welches sie zur Planung und Realisierung der Kraftwerkprojekte \n\naufbauen muss. Selbst wenn der eigentlich Betrieb und die Verwertung der Energie bei \n\ndieser Strategie an einen externen Partner vergeben würde, müsste trotzdem innerhalb \n\nder Verwaltung die Begleitung und Betreuung des Auftragnehmers sichergestellt wer-\n\nden.  \n\n– Demgegenüber bietet die Strategie F den Vorteil, dass das jeweiligen Kraftwerk gemein-\n\nsam mit einem starken Partner aus der Strombranche betrieben wird, der sein Knowhow \n\nund seine langjährige Erfahrung in das Projekt einbringen kann und aufgrund seiner \n\nBeteiligung ebenfalls hohe Anreize an einem effizienten und gewinnbringenden Betrieb \n\nhat. Das Ertragspotenzial ist zwar nicht ganz so gross wie bei der Strategie G, dafür ist \n\naber auch die Risikoexposition des Kantons geringer und er kann vom Wissen und den \n\nErfahrungen des Partners aus der Strombranche profitieren. \n\nd) Empfehlung der Kommission Energiepolitik Uri an den Regierungsrat \n\nBasierend auf den obigen Überlegungen empfiehlt die Kommission Energiepolitik Uri dem Re-\n\ngierungsrat folgende Festlegungen zur Eignerstrategie Wasserkraft:  \n\n Der Regierungsrat des Kantons Uri strebt eine angemessen Beteiligung der Urner Bevöl-\n\nkerung an den Erträgen aus der Wasserkraftnutzung an. Vor diesem Hintergrund setzt sich \n\nder Kanton Uri folgende Ziele: \n\n– Bei Heimfällen bestehender Kraftwerksanlagen strebt der Kanton Uri mindestens eine \n\nMehrheitsbeteiligung an der zukünftigen Nutzung der Wasserkraft an, sofern die Umset-\n\nzung des Projekts aus Sicht des Kantons Uri wirtschaftlich ist. Ob eine Mehrheitsbeteili-\n\ngung oder die Eigennutzung des Wassers im Hoheitsgebiet des Kantons Uri angestrebt \n\nwird, hängt von der Beurteilung der Chancen und Risiken im Einzelfall ab. \n\n– Bei neuen Kraftwerksanlagen strebt der Kanton Uri mindestens eine Mehrheitsbeteili-\n\ngung an, sofern die Umsetzung des Projekts aus Sicht von Uri wirtschaftlich ist. Falls \n\neine Mehrheitsbeteiligung nicht möglich ist, behält sich der Kanton Uri die Eigennutzung \n\nvor und verzichtet auf die Vergabe einer Konzession. Von diesem Grundsatz kann nur \n\ndann abgewichen werden, wenn bei einer neuen Konzession der Verzicht auf die kan-\n\ntonale Mehrheitsbeteiligung vom Konzessionspartner mit anderen, gleichwertigen volks-\n\nwirtschaftlichen Vorteilen für den Kanton Uri kompensiert wird. \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n78 \n\n6.3 Vergleich der empfohlenen Eignerstrategie mit den Strategien anderer \nGebirgskantone \n\nNicht nur für den Kanton Uri, sondern auch für die anderen Gebirgskantone hat die Wasserkraft \n\neine strategisch hohe Bedeutung. In diesem Abschnitt werden daher die Strategien der Kan-\n\ntone Graubünden, Tessin und Wallis kurz gewürdigt. Anschliessend erfolgt ein Vergleich mit \n\nden für die Urner Strategie vorgeschlagenen Stossrichtungen. \n\na) Graubünden \n\nDie Gewässerhoheit und die Konzessionsvergabe liegt im Kanton Graubünden bei den Ge-\n\nmeinden, wobei die Konzessionen durch den Regierungsrat genehmigt werden müssen. Die \n\nStrategie des Regierungsrates des Kantons Graubünden ist im Bericht über die Strompolitik \n\nvom 5. Juni 2012 enthalten. Der Regierungsrat hält zum Umgang mit Heimfällen fest: „die kon-\n\nkrete Lösung müssen dem Einzelfall überlassen werden“. „Die Erfahrung mit den bisher ge-\n\nführten Heimfällen hat eindeutig bestätigt, dass nur unter Berücksichtigung des konkreten Ein-\n\nzelfalls eine massgeschneiderte, optimale Lösung erzielt werden kann.“ Bei dieser Einzelfall-\n\nbetrachtung steht primär die Wirtschaftlichkeit im Vordergrund. Folgende Faktoren werden ex-\n\nplizit erwähnt: \n\n Höhe der Investitionen für den weiterbetrieb des Kraftwerks \n\n Gestehungskosten vor und nach dem Heimfall sowie erwartete Strommarktpreisentwick-\n\nlung \n\n Bisherige Beteiligungshöhe an einem Werk durch die öffentliche Hand sowie Beteiligungs-\n\nmöglichkeit und Interessen der Gemeinden und des Kantons im Heimfallzeitpunkt eines \n\nWerks.  \n\n Einsatz der im Kanton erzeugten Energie (zur regionalen oder kantonalen Stromversorgung \n\noder für den Stromhandel einer in Graubünden oder ausserkantonal domizilierten Gesell-\n\nschaft etc.) \n\n Konzessionsdauer \n\nIm Rahmen der Einzelfallbetrachtung formuliert der Regierungsrat folgende Zielsetzungen: \n\n Bei Weiterverwendung wesentlicher Teile einer bestehenden Anlage beträgt die neue Kon-\n\nzessionsdauer grundsätzlich 40 Jahre (Art. 24 Abs. 3 BWRG), wobei eine maximale Dauer \n\nvon bis zu 80 Jahren in begründeten Fällen noch möglich bleibt. \n\n Die Versorgungssicherheit, der Erhalt und die Schaffung von Arbeitsplätzen im Kanton so-\n\nwie eine Steigerung der Wertschöpfung in Graubünden stehen dabei im Vordergrund. \n\n Auch spricht die nach wie vor unbefriedigend gelöste Frage der Kraftwerksbesteuerung für \n\neine möglichst hohe Beteiligung. \n\n Bei grossen Wasserkraftwerken soll sich der Kanton grundsätzlich beteiligen. Bei kleinen \n\nWasserkraftwerken ist eine Beteiligung des Kantons zu prüfen. \n\nEin Hinweis, wie diese Kriterien im Einzelfall umgesetzt werden, gibt das Verhandlungsergeb-\n\nnis der letzten Konzessionsverlängerungen:  \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n79 \n\n Bei der letzten Neukonzessionierung des Kraftwerks Tschar (Energieproduktion pro Jahr: \n\n17 GWh, Investitionsvolumen 46 Mio. CHF) hat die öffentliche Hand eine Minderheitsbetei-\n\nligung von 49% und eine Heimfallverzichtsentschädigung von 8 Mio. CHF ausgehandelt. \n\n Unklar bleibt aus der Strategie, welche Stossrichtung bezüglich der beiden Beteiligungen \n\nan der REpower verfolgt werden soll. Bis jetzt wurde das Heimfallrecht bei sämtlichen Kon-\n\nzessionen an die REpower oder Gesellschaften von REpower nicht ausgeübt und die Kon-\n\nzession ohne Erhöhung der Beteiligung verlängert. \n\nb) Wallis \n\nIm Jahr 2011 hat eine Arbeitsgruppe zuhanden des Staatrast des Kantons Wallis eine Strategie \n\nWasserkraft mit sieben Stossrichtungen erarbeitet. Folgende Stossrichtungen betreffen das \n\nEigentum an den Wasserkraftanlagen: \n\n Ausschöpfung der Ressourcenrente durch die öffentliche Hand \n\n Bessere Abdeckung der einzelnen Stufen der Wertschöpfungskette der Stromwirtschaft \n\n Strategisch überlegte Ausübung des Heimfalls und anschliessende Neukonzessionierung \n\n Optimale Betriebsstrukturen (bezüglich Qualität und Kosten)  \n\nBasierend auf den Stossrichtungen des Berichts hat das Departement für Volkswirtschaft, \n\nEnergie und Raumentwicklung ein Modell für die zukünftigen Wasserrechtskonzessionen ent-\n\nwickelt mit folgenden Rahmenbedingungen: \n\n Die öffentliche Hand soll sich mit 60% an den Kraftwerksanlagen beteiligen. Im Rahmen \n\neines flexiblen Modells ist folgende Aufteilung vorgesehen (30% an das konzedierende Ge-\n\nmeinwesen, 30% Kanton Wallis) \n\n Bei der Verwertung der Energie sind die einzelnen Gemeinwesen frei. Allerdings wird emp-\n\nfohlen, dass die Energie primär an Walliser Akteure verkauft wird. \n\nc) Tessin \n\nDer Kanton Tessin will seine lokalen Ressourcen weiterhin selber nutzen. Diese Strategie \n\nwurde auch gesetzlich festgeschrieben und der Kanton ist verpflichtet, die Heimfälle auszu-\n\nüben und die Produktionsanlage ins Eigentum zu übernehmen. \n\nd) Fazit \n\nIn der nachfolgenden Abbildung 6-3 werden die strategischen Positionen der Kantone mit der \n\nAuslegeordnung für die möglichen Urner Strategien verglichen. Die empfohlene Stossrichtung \n\nfür die aktualisierte Eignerstrategie des Kantons Uri ist bei den Strategien F und G eingezeich-\n\nnet. Die gestrichelten Pfeile sollen die langfristige Entwicklungsmöglichkeit dieser Positionie-\n\nrung aufzeigen. Der Vergleich der vorgeschlagenen Urner Position mit den Eignerstrategien \n\nder Gebirgskantone zeigt Folgendes:  \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n80 \n\n Die Kantone Graubünden, Tessin und Wallis streben ebenfalls ein starkes Engagement im \n\nStrommarkt an.  \n\n Am weitesten geht das Engagement des Kanton Tessin, welcher mit seiner kantonalen \n\nEnergiegesellschaft die Strategie I2 verfolgt und 100% Eigentum an sämtlichen Kraftwerks-\n\nanlagen in seinem Kantonsgebiet angestrebt. \n\n Der Kanton Wallis verfolgt die Strategie F, indem er jeweils einen Eigentumsanteil der öf-\n\nfentlichen Hand von 60% erreichen will. Für die Verwertung der Energie wird im Prinzip die \n\nStrategie I verfolgt. Die Gemeinden haben aber trotzdem die Möglichkeit, die Energie auch \n\ndurch andere Gesellschaften als die kantonale Elektrizitätsgesellschaft (FMV) verwerten zu \n\nlassen.  \n\n Die Strategie des Kantons Graubünden ist an der Schnittstelle zwischen den Strategien E, \n\nF, H1 und H2 einzuordnen. Neben einer Erhöhung der Beteiligungen im Rahmen der Heim-\n\nfälle (E oder F, abhängig von den Möglichkeiten) wird die Energie über die Verwertungsge-\n\nsellschaft Grischelectra an den strategischen Partner REpower, an dem der Kanton Grau-\n\nbünden zu mehr als 50% beteiligt ist, zur Verwertung abgegeben (Strategie H2). Langfristig \n\nsoll diese Mehrheitsbeteiligung aber an einen weiteren Partner abgeben werden (Strategie \n\nH1). \n\nZusammenfassend lässt sich feststellen, dass die Empfehlungen zur Urner Eignerstrategie \n\ndurchaus im Einklang stehen mit der aktuellen Positionierung anderer Gebirgskantone.  \n\n\n\n 6. Priorisierung der Handlungsoptionen und Schlussfolgerungen für Heimfall Lucendro Kommission Energiepolitik \nUri \n\n81 \n\nAbbildung 6-3: Stossrichtungen der Urner Eignerstrategie und Energiestrategien der Kan-\n\ntone Graubünden, Wallis und Tessin \n\n Einordnung der kanto-\nnalen Strategien \n\nStrategievariante der Eignerstrategie GR TI UR VS \n\nStrategie A: \n\n– Keine Energiebezugsrechte \n\n– Keine Beteiligungen \n\n– Abbau der Abgaben \n\n    \n\nStrategie B: \n\n– Keine Energiebezugsrechte \n\n– Keine Beteiligungen \n\n– Erhöhung der Abgaben \n\n    \n\nStrategie C \n\n– Heutige Höhe der Energiebezugsrechte und Beteiligungen \n\n– Erhöhung der Abgaben \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\n    \n\nStrategie D: \n\n– Energiebezugsrechte auf 20% erhöhen, aber ohne Erhöhung der Minderheitsbeteiligung \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\n    \n\nStrategie E:  \n\n– Anstreben von Energiebezugsrechten zwischen 30% und 49%  \n\n– Sofern erforderlich: Minderheitsbeteiligung bis zur Höhe der Energiebezugsrechte \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\n \n   \n\nStrategie F: \n\n– Erhöhung Energiebezugsrechte auf mind. 51% \n\n– Mehrheitsbeteiligung an Kraftwerksanlagen \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\n \n \n\n  \n\nStrategie G: \n\n– Eigennutzung der Wasserkraft durch Kanton ohne Konzessionserteilung an Unternehmen \n\n– Verwertung der Energiebezugsrechte verbessern \n\n  \n \n\n \n\nStrategie H1: \n\n– Festlegung auf einen strategischen Partner für die Nutzung der Urner Wasserkraft \n\n– Erhöhung der Minderheitsbeteiligung des Kantons am strategischen Partner auf max. 49% \n\n– Keine direkte Beteiligung des Kantons an Partnerwerken \n\n– Neukonzessionierung erfolgen an den strategischen Partner \n\n \n \n\n \n\n \n\nStrategie H2:  \n\n– Wie Strategie H1, aber: \n\n– Erhöhung der Minderheitsbeteiligung des Kantons am strategischen Partner auf mind. 51%  \n\n  \n \n\n \n\nStrategie I1: \n\nSchaffung einer kantonalen Energiegesellschaft mit folgenden Aufgaben:  \n\n– Produktion von Strom aus Wasserkraft sowie Übernahmen der Mehrheit von heimfallenden Kraft-\n\nwerken \n\n– Verwertung des produzierten Strom \n\n \n   \n\nStrategie I2: \n\nWie Strategie I1, jedoch mit folgenden zusätzlichen Aufgaben: \n\n– Produktion von Strom aus sämtlichen im Kanton Uri zur Verfügung stehenden, erneuerbaren Ener-\n\ngieressourcen \n\n– Übernahme der Mehrheit von neuen und bestehenden Energieunternehmen \n\n– Betrieb eines Verteilnetzes (Netzebene 3 bis 7) \n\n– Betrieb von Energiecontracting und ähnlichen Geschäften \n\n \n \n\n \n \n\n \n\n\n\n 7. Fragestellungen zu den Handlungsoptionen Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n82 \n\nTeil II: Heimfall Lucendro \n\n7 Fragestellungen zu den Handlungsoptionen Lucendro \n\nMit dem Ablauf der Lucendro-Konzession im Jahr 2024, steht mit dem Kraftwerk Lucendro die \n\nerste grosse Wasserrechtskonzession zum anteilsmässigen Heimfall an die Kantone Uri und \n\nTessin an. Der Kanton Tessin ist gesetzlich verpflichtet, den Heimfall geltend zu machen und \n\nwird die Nutzung der Gewässer seinem Kantonswerk, der AET (zu 100% im Besitz des Kan-\n\ntons), überlassen; diese Pflicht hat er heute faktisch bereits erfüllt, weil die AET sämtliche Ak-\n\ntien der (konzessionierten) AHT von der Alpiq übernommen hat. Für den Kanton Uri stellt sich \n\ndie Frage, wie unter den gegebenen Bedingungen der Urner Wasseranteil im Kraftwerk Lucen-\n\ndro in Zukunft in optimaler Weise genutzt werden soll. \n\nAusgehend von den Erkenntnissen aus der vorangehenden Diskussion zur Eignerstrategien \n\nstehen dabei die Strategien F (Mehrheitsbeteiligung an einem Partnerwerk) und G (Eigennut-\n\nzung des Urner Anteils) im Vordergrund. In einem ersten Grundsatzentscheid gilt es allerdings \n\nzu klären, ob der Kanton Uri das Wasser aus seinem Anteil, der bisher südwärts abgeleitet \n\nwird, im Norden nutzen soll? Je nachdem wie diese Frage beantwortet wird, ist anschliessend \n\nzu klären, welche Handlungsoption der Kanton Uri für die Nord- oder Südnutzung des Lucen-\n\ndro Wassers anstreben soll. \n\n\n\n 8. Handlungsoptionen Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n83 \n\n8 Handlungsoptionen Lucendro \n\n8.1 Überblick über die mögliche Handlungsoptionen \n\nIm Rahmen der rechtlichen Analyse wurden geprüft, welche Rechte und Pflichten sich aus der \n\nKonzessionsvereinbarung und den weiteren Vereinbarungen zwischen den Kantonen Uri und \n\nTessin im Hinblick auf das Konzessionsende im Jahr 2024 ergeben. Zudem wurde geprüft, \n\nwelche rechtlichen Rahmenbedingungen der Kanton Uri bei der Ausübung des Heimfallrechts \n\nzu beachten hat. Die Darstellung in Abbildung 15-3 fasst die Handlungsoptionen aus der recht-\n\nlichen Analyse zusammen. Bei all diesen Optionen gilt es zu beachten, dass die Kantone Uri \n\nund Tessin die Konzession gemeinsam erteilt haben. Dies bedingt, dass ich die die beteiligten \n\nKantone über das Vorgehen einvernehmlich einigen müssen. Andernfalls würde die Konzes-\n\nsion durch das UVEK erteilt. \n\nEs stehen grundsätzlich die in der nachfolgenden Abbildung 8-1 beschriebenen Handlungsop-\n\ntionen zur Verfügung. \n\n Die Nutzung der Wasserkraft aufgeben \n\n Bei der Südableitung: Eigennutzung durch die Kantone Uri/Tessin, Partnerwerk Uri/Tessin \n\nmit Dritten, Konzessionsvergabe an die AET oder an einen Dritten. \n\n Bei der Nordableitung: die technische und wirtschaftliche Machbarkeit müsste vorweg ge-\n\nklärt werden. \n\nDie Aufgabe der Wasserkraftnutzung ist trotz tiefer Strommarktpreise keine realistische Option. \n\nDaher wird diese Option nicht mehr weiter verfolgt. Die übrigen Optionen werden im nachfol-\n\ngenden Abschnitt kurz beschrieben. \n\n\n\n 8. Handlungsoptionen Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n84 \n\nAbbildung 8-1: Handlungsoptionen beim Heimfall der Lucendro-Konzession \n\n \n\n8.2 Nordableitung \n\nAktuell wird ein Teil des Urner Wassers am Gotthard im Lucendro-Stausee gesammelt und \n\nüber einen 4.8 Kilometer langen Druckstollen in das Kraftwerk Lucendro südlich der Wasser-\n\nscheide übergeleitet. Ohne diesen Eingriff würde das Wasser der Gotthard Reuss und weiterer \n\nBäche – die sich zwar auf Tessiner Kantonsgebiet liegen, sich aber nördlich der Wasser-\n\nscheide befinden – dem Verlauf der Reuss folgen und durchs Urserental ins Urner Reusstal \n\nbis nach Flüelen abfliessen, wo die Reuss in den Vierwaldstättersee mündet. Auf dieser Ge-\n\nfällstrecke könnte das Wasser in den bestehenden Kraftwerksanlagen spürbar genutzt werden. \n\nEin Ausbau der Nordableitung wurde im Jahr 1997 umfassend geprüft und hat sich als tech-\n\nnisch machbar erwiesen.35 Er wäre ohne grössere bauliche Risiken möglich und würde insbe-\n\nsondere folgende Elemente umfassen:36 \n\n Erhöhung der Staudämme vom Lucendro- und Göscheneralpstausee \n\n Fassung Muttenreuss \n\n                                                      \n\n35  Baudirektion Uri (1997), Wasserkraftnutzungskonzept Uri. Phase II – Feinkonzept. \n\n36  Baudirektion Uri (1997), Wasserkraftnutzungskonzept Uri. Phase II – Feinkonzept. \n\nAufgabe der \n\nWasserkraftnutzung\n\nSüdableitung\n\nEigennutzung \n\nKantone Uri / Tessin\n\nPartnerwerk UR / TI \n\nmit Dritten\n\nKonzessions-\n\nvergabe an AET\n\nKonzessions-\n\nvergabe an Dritten \n\n(z.B. EWA) \n\nNutzung ohne \n\nselbständige \n\nGesellschaft\n\nNutzung mit \n\nselbständiger \n\nGesellschaft\n\nMit Minderheits-\n\nbeteiligung an AET\n\nOhne Beteiligung \n\nan AET\n\nNordableitung\n\n\n\n 8. Handlungsoptionen Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n85 \n\n Ausbau Kraftwerk Göschenen (mit und ohne Pumpstufe Göschenen  Göscheneralp) \n\n Ausbau Kraftwerk Wassen  \n\n Ausbau Kraftwerk Amsteg \n\n Neubau Kraftwerk Realp (mit Speicherpumpe Lucendro und Göscheneralp) \n\nJe nach untersuchter Variante werden die Ausbauten in unterschiedlicher Form kombiniert. \n\nDie nachfolgende Abbildung zeigt beispielhaft eine mögliche Ausbauvariante. Für die nachfol-\n\ngende grobe Beurteilung wird an dieser Stelle nicht näher auf die Ausgestaltung der Varianten \n\neingegangen, sondern auf den Bericht der Technischen Kommission verwiesen.37 Die Kosten \n\nfür den Ausbau liegen abhängig vom Umfang zwischen 2 und 2.5 Mrd. CHF. \n\nAbbildung 8-2: Ausbau der Reuss-Kaskade bei einer Nordableitung des Urner Anteils an den \n\nLucendro-Gewässern \n\n \n\n \n\n                                                      \n\n37  Baudirektion Uri (1997), Wasserkraftnutzungskonzept Uri. Phase II – Feinkonzept. \n\n\n\n 8. Handlungsoptionen Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n86 \n\n8.3 Südableitung \n\nDie Südableitung entspricht dem Status quo. Über einen Druckstollen wird das Wasser in das \n\nKraftwerk Lucendro übergeleitet, wo es anschliessend genutzt wird. Das Kraftwerk Lucendro \n\nund der Lucendro-Stausee sind als Pumpspeicheranlagen konzipiert. Nach Ablauf der Kon-\n\nzession stehen dem Kanton Uri in Bezug auf das Kraftwerk Lucendro und die Lucendro-Kon-\n\nzession grundsätzlich vier Handlungsoptionen offen mit entsprechenden Untervarianten: \n\n Eigennutzung der Wasserkraftanlagen durch die Kantone Uri / Tessin etwa über die Alpiq \n\nHydro Ticino [AHT], welche die AET von der Alpiq übernommen hat) \n\n Partnerwerk Uri/Tessin mit Dritten (z.B. EWA) \n\n Konzessionsvergabe an die AET und Beteiligung an dieser \n\n Konzessionsvergabe an Dritten (zum Beispiel Vergabe der Konzession an das EWA) \n\nBezogen auf die Handlungsoptionen ist folgende zentrale Rahmenbedingungen zu berücksich-\n\ntigen: Der Kanton Tessin ist gesetzlich dazu verpflichtet, den Heimfall geltend zu machen und \n\ndie Anlagen seinem Kantonswerk (der AET) zu übergeben. \n\na) Eigennutzung der Wasserkraftanlage durch die Kantone Uri / Tessin \n\nWenn der Kanton Uri auf eine Neukonzessionierung zugunsten eines neuen Konzessionärs \n\nverzichtet, kann er die Nutzung der Wasserkraft selbst respektive gemeinsam mit dem Kanton \n\nTessin (AET) wahrnehmen. Für die Eigennutzung stehen dem Kanton Uri verschiedene Vari-\n\nanten offen: \n\n Nutzung als öffentliche rechtliche Körperschaft ohne selbständige Gesellschaft \n\n Nutzung über eine selbständige Gesellschaft (Betreibergesellschaft), die sich im Besitz des \n\nKantons befindet. Die Betriebsgesellschaft kann eine öffentlich-rechtliche sein (öffentlich-\n\nrechtliche Anstalt, öffentlich-rechtliche AG) oder eine privatrechtliche Gesellschaft, vorzugs-\n\nweise eine privatrechtliche Aktiengesellschaft. \n\nUm rechtliche Probleme, die sich aus dem Miteigentum an den Anlagen ergeben, zu vermei-\n\nden, wird es in dieser Konstellation sinnvoll sein, die Wasserkraftanlage in einer gemeinsamen \n\nGesellschaft mit dem Kanton Tessin respektive der AET als Partnerwerk zu betreiben. \n\nb) Partnerwerk Uri / Tessin mit Dritten (z.B. EWA) \n\nAus rechtlicher Sicht besteht grundsätzlich auch die Möglichkeit, gemeinsam mit einem Dritten \n\neine Betriebsgesellschaft zu gründen. Der Kanton Uri würde die heimgefallenen nassen Teile \n\nund die übernommenen elektrischen Teile in diese Gesellschaft einbringen. Würde der Kanton \n\nUri die Gesellschaft mit dem EWA gründen, müssten die beiden Partner die AHT anteilmässig \n\nfür die Übernahme der verbleibenden elektrischen Teile entschädigen.38 Nachdem allerdings \n\n                                                      \n\n38  Allerdings kann gestützt auf Art. 67 Abs. 1 WRG nur der Kanton Uri den Erwerb der elektrischen Anlageteile ge-\n\ngenüber dem bisherigen Konzessionär durchsetzen und der Konzessionär seinerseits nur gegenüber dem Kanton \n\n\n\n 8. Handlungsoptionen Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n87 \n\ndie AET die AHT von der Alpiq übernommen hat, würden allfällige Drittbeteiligungen am ein-\n\nfachsten über die bestehende AHT abgewickelt. \n\nAuch hier besteht das Problem, dass die Betriebsgesellschaft das Kraftwerk nicht alleine, son-\n\ndern gemeinsam mit dem Kanton Tessin respektive der AET betreiben müsste. \n\nc) Konzessionsvergabe an die AET und Beteiligung an dieser \n\nDer Kanton Tessin beabsichtigt, die heimgefallenen Anlagen in die AET einzubringen. Recht-\n\nlich ist es möglich und zulässig, dass der Kanton Uri der AET eine Konzession für die Urner \n\nGewässer erteilt. Nach dem Kauf der AHT durch die AET von der Alpiq ist noch offen, ob die \n\nAET die Wasserkraftanlage Lucendro über die AHT betreiben wird. In diesem Fall würde nicht \n\ndie AET, sondern direkt die AHT konzessioniert.  \n\nRechtlich ist es ebenfalls möglich, dass der Kanton Uri mit dem Kanton Tessin vereinbart, im \n\nentsprechenden Umfang an der AET beteiligt zu werden (vgl. auch Art. 24 GNG sowie Art. 55 \n\nlit. c WRG). Dies erfordert allerdings die Zustimmung des Kantons Tessin. \n\nd) Konzessionsvergabe an Dritten (z.B. Konzessionsvergabe an das EWA oder an ein \nanderes EVU) \n\nAuch wenn der Urner Landrat das Verlängerungsgesuch der AHT im Grundsatz abgelehnt hat, \n\nbesteht nach dem Ablehnungsentscheid gleichwohl die Möglichkeit, dereinst erneut einen Drit-\n\nten zu konzessionieren.  \n\nDie Verleihung erfolgt durch eine neue Konzessionsvereinbarung mit einem Dritten (z.B. EWA \n\noder einem anderen EVU). Die Konzessionierung des Kantons Uri betrifft nur diejenige Quote, \n\nwelche dem Kanton Uri an den nassen Teilen zusteht. Auf den Anteil des Kantons Tessin, hat \n\ndies keinen Einfluss. \n\nWird zwischen dem Kanton Uri und dem Kanton Tessin keine Lösung für die Einbindung eines \n\nDritten gefunden, läge der Entscheid über die Vergabe der Konzession wiederum beim UVEK, \n\nda gemäss Art. 38 Abs. 2 WRG Wasserrechte an Gewässerstrecken, die in verschiedenen \n\nKantonen liegen, durch die beteiligten Kantone im gemeinsamen Einvernehmen verliehen wer-\n\nden und das UVEK die Konzession erteilt, wenn sich die Kantone über den Umfang oder über \n\ndie gemeinschaftliche Ausübung ihrer Rechte aus der Konzession nicht einigen können (vgl. \n\nauch BGr, Urteil 2C_338/2013 vom 21. August 2013, E. 2.1). \n\n                                                      \nUri geltend machen, er habe die elektrischen Anlageteile ebenfalls zu übernehmen. Kann man sich über den Preis \n\nnicht einigen (angemessene Entschädigung; vgl. Art. 67 Abs. 1 lit. b WRG), kann die richterliche Beurteilung der \n\nzutreffenden Entschädigung nur herbeigeführt werden, wenn der Kanton Uri oder der bisherige Konzessionär die \n\nÜbernahme der elektrischen Anlagen verlangt; das EWA hat in diesem Zusammenhang keine Ansprüche. \n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n88 \n\n9 Beurteilung der Handlungsoptionen \n\n9.1 Nordableitung vs. Südableitung (1. Beurteilungsebene) \n\nIn diesem Abschnitt wird die Beurteilung der Handlungsoptionen vorgenommen. Wie in Kapitel \n\n7 bereits erwähnt, wird die Beurteilung in zwei Hauptschritten vorgenommen (vgl. Abbildung \n\n9-1): \n\n Im ersten Bewertungsschritt geht es um die generellen Gegenüberstellungen zwischen ei-\n\nner Nord- und Südableitung. \n\n Im zweiten Bewertungsschritt erfolgt die Beurteilung der konkreten Ausgestaltung der Nord- \n\noder Südnutzung. \n\nAbbildung 9-1: Beurteilungskonzept \n\n \n\n \n\nSüdableitung\n\nEigennutzung \n\nKantone Uri / Tessin\n\nPartnerwerk UR / TI \n\nmit Dritten\n\nKonzessions-\n\nvergabe an AET\n\nKonzessions-\n\nvergabe an Dritten \n\n(z.B. EWA) \n\nNutzung ohne \n\nselbständige \n\nGesellschaft\n\nNutzung mit \n\nselbständiger \n\nGesellschaft\n\nMit Minderheits-\n\nbeteiligung an AET\n\nOhne Beteiligung \n\nan AET\n\nNordableitung\n\n1. Beurteilungsebene 2. Beurteilungsebene\n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n89 \n\n9.1.1 Einleitende Bemerkungen und Vorgehen für die Beurteilung \n\nAls Ausgangspunkt für die Bewertung der Nord- bzw. Südableitung dient das in Teil 1 verwen-\n\ndete Zielsystem. Für vorliegende Fragestellung können wir uns aber auf die folgenden sechs \n\nBeurteilungskriterien beschränken (vgl. die markierten Kriterien in Abbildung 9-2):  \n\n Betriebswirtschaftliche Effizienz der Stromproduktion \n\n Erträge maximieren \n\n Finanzielle Risiken minimieren \n\n Technische Risiken minimeren \n\n Nachhaltige Energieproduktion fördern \n\n Arbeitsplätze im Elektrizitätsbereich sichern und ausbauen \n\nZusätzlich berücksichtigt werden die je nach Variante unterschiedlichen Schnittstellen bzw. \n\nKonfliktpunkte mit dem Kanton Tessin. Dies vor dem Hintergrund, dass bei einer Nichteinigung \n\nmit dem Kanton Tessin die Konzessionsvergabe durch das UVEK erfolgt und in diesem Fall \n\ndamit zu rechnen ist, dass aus Bundessicht vor allem die energiewirtschaftlichen Effizienzas-\n\npekte eine grosse Bedeutung bei der Entscheidfindung haben werden.  \n\nAbbildung 9-2: Ziele und Kriterien für die Beurteilung der Nord und der Südableitung \n\n \n\n9.1.2 Ergebnis der Beurteilung  \n\na) Betriebswirtschaftliche Effizienz der Stromproduktion \n\nMit dem Lucendro-Wasser kann auf der Südableitung eine grössere Energieproduktion erzielt \n\nwerden, als wenn das Wasser Richtung Norden abgeleitet würde.39 Dafür gibt es zwei Gründe: \n\n                                                      \n\n39  Vgl. dazu die Abbildung 13-1, S. 116 \n\nFinanzen Energie und Volkswirt- Umsetzungs-\n\nUmwelt schaft chancen\n\n- Sicherung Grund- - Erträge maximieren - Energieeffizienz för- - Arbeitsplätze im - Schnittstellen und \n\n  versorgung (Netz)   (Erlöse aus Betrieb, Be-   dern   Elektrizitätsbereich    Konflikte mit dem \n\n  teiligung, Bezugsrecht,   sichern und ausbauen    Kanton Tessin\n\n- Erhalt Handlungs-   Sonderentschädigung, - Förderung der Nutzung \n\n  spielraum des  Kantons   Konzessionsabgabe)   erneuerbarer Energien - Günstiger Strom als\n\n  Standortfaktor\n\n- Betriebswirtschaftliche - Kontinuität der Ein- - Nachhaltige Energie-\n\n  Effizienz der Strom-   nahmen sichern   produktion mit möglichst - Sichere Versorgung\n\n  produktion   geringem Eingriff in\n\n- Finanzielle Risiken   Landschaft, Natur und - Gleiche Preise im\n\n- Markteingriff mini-   minimieren   Gewässer    Kantonsgebiet (Netz)\n\n  mieren bezüglich\n\n  - Preisgestaltung - Technische und - Hochwasserschutz\n\n  - Abgaben    operative Risiken\n\n  - Unternehmerisches    minimieren\n\n    Engagement der \n\n    öffentlichen Hand\n\nWettbewerbs- u. \n\nOrdnungspolitik\n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n90 \n\nEinerseits ist die Gefällstrecke Richtung Süden energiewirtschaftlich besser ausgebaut. Ande-\n\nrerseits ist das Gefälle zwischen dem Lucendro-Stausee und dem Lago-Maggiore grösser als \n\nzwischen dem Lucendro-Stausee und dem Vierwaldstättersee (vgl. Abbildung 9-3). Während \n\nersteres durch einen Ausbau der Nordableitung behoben werden kann, bleibt der topografische \n\nNachteil auch nach einem Ausbau bestehen.  \n\nAbbildung 9-3 Höhenprofil der Nord und Südnutzung \n\n \n\nZudem würde die Realisierung der Nordableitung dazu führen, dass auf der Ticino-Kaskade \n\ndie aufgebaute und vorhandene Infrastruktur schlechter ausgelastet wäre. Gleichzeitig ist für \n\neine effiziente Nutzung der Reuss-Kaskade ein Ausbau notwendig. Da die Nordableitung ge-\n\nwissermassen zum Aufbau von Parallelstrukturen führt, schneidet die Südableitung auch in \n\ndiesem Punkt besser ab. \n\nb) Erträge maximieren \n\nDie finanzielle Bewertung zeigt, dass die Südableitung aus Urner Sicht selbst dann noch luk-\n\nrativer ist, wenn der Kanton Uri ausschliesslich Einnahmen aus dem Urner Wasseranteil im \n\nKraftwerk Lucendro erzielen könnte, ohne dass er für die übrigen Staustufen der Tessiner-\n\nKaskade eine Entschädigung erhalten würde.40 \n\n                                                      \n\n40  Der Urner Anteil an den nach Süden abgeleiteten Gewässern wird auch in den weiteren Staustufen der Ticino-\n\nKaskade (KW Stalvedro, KW Piottino, KW Biascina) zur Stromproduktion genutzt.  \n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n91 \n\nDer Ausbau der Reuss-Kaskade ist mit den aktuellen Strompreisen demgegenüber nicht wirt-\n\nschaftlich (vgl. hierzu die Ausführungen in Anhang B, Kapitel 13). Die Kraftwerke müssten min-\n\ndestens einen Ertrag von 12 Rp./kWh erwirtschaften können, damit sich die Investition von \n\nrund 2 Mrd. CHF lohnen würde.41 \n\nc) Finanzielle Risiken minimieren \n\nDie Investitionen für den Heimfall des Kraftwerks Lucendro werden auf 5 Mio. CHF geschätzt \n\nund beziehen sich auf eine bestehende und bewährte Anlage, der ein guter Zustand attestiert \n\nwird.42 Demgegenüber müssten für den Ausbau der Reuss-Kaskade rund 2 Mrd. CHF investiert \n\nwerden, was – selbst wenn die technische Machbarkeit grundsätzlich gegeben ist - aufgrund \n\nder unsicheren Strompreisentwicklung mit einem grossen finanziellen Risiko verbunden ist. In \n\njedem Fall könnte ein solches Projekt nicht allein durch den Kanton Uri realisiert werden. Selbst \n\nbei einer Minderheitsbeteiligung von z.B. 10% würde der Kanton bei diesen Investitionssum-\n\nmen rasch an seine finanziellen Grenzen stossen.  \n\nd) Technische Risiken  \n\nMit dem Kraftwerk Lucendro kann ein fertiggestelltes Werk in einem guten Zustand übernom-\n\nmen werden. Zwar besteht das Risiko, dass in Zukunft Erhaltungsinvestitionen getätigt werden \n\nmüssen. Dennoch ist das Risiko wesentlich geringer, als das Bau-, Finanzierungs- und Er-\n\ntragsrisiko, welches mit einem Ausbau der Reuss-Kaskade verbunden wäre. \n\ne) Nachhaltige Energieproduktion fördern \n\nDer mit der Nordableitung verbundene Ausbau der Nord-Kaskade erfordert zusätzlich Eingriffe \n\nin die Natur. Demgegenüber kann bei der Südableitung die bestehende Infrastruktur ohne zu-\n\nsätzliche Eingriffe genutzt werden.  \n\nf) Arbeitsplätze im Elektrizitätsbereich sichern und ausbauen \n\nMit der Nordableitung würde ein signifikantes Bauvolumen ausgelöst. Zusätzlich würden lang-\n\nfristig Stellen für den Betrieb und den Unterhalt der Kraftwerke im Urserntal und im Urner \n\nReusstal geschaffen. Die Südableitung bietet kein entsprechendes Potenzial für zusätzliche \n\nArbeitsplätze im Kanton Uri. \n\n                                                      \n\n41  Die Entschädigung, die der Kanton Uri bei einem Verzicht für die Nutzung des KW Lucendro erhalten würde, wurde \n\nvon den Investitionskosten nicht in Abzug gebracht, weil die Höhe unbekannt ist und weil diese Finanzmittel nicht \n\nin einem unmittelbaren Zusammenhang zum Ausbau der Nordableitung stehen, sodass sie auch im allgemeinen \n\nStaatshaushalt eingesetzt werden könnten. \n\n42  Vgl. Regierungsrat des Kantons Uri (2013), Bericht und Antrag des Regierungsrates an den Landrat zum Gesuch \n\nder Alpiq Hydro Ticino SA um Verlängerung der Lucendro-Konzession. \n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n92 \n\ng) Schnittstellen und Konflikte mit dem Kanton Tessin \n\nDie Chancen, dass sich der Kanton Tessin und der Kanton Uri über eine Nordableitung einigen \n\nkönnen, müssen u.E. als vergleichsweise gering eingeschätzt werden. Der Grund hierfür ist, \n\ndass die Nordableitung auch die Produktion der weiteren Kraftwerke auf der Ticino-Kaskade \n\nnegativ beeinflussen würde. Wenn sich der Kanton Tessin der Nordableitung widersetzt, kann \n\ner einen Entscheid des UVEK herbeiführen. Aufgrund der energetischen und wirtschaftlichen \n\nAusgangslage ist davon auszugehen, dass sich das UVEK im Streitfall kaum für die Nordab-\n\nleitung entscheiden würde. \n\nh) Fazit \n\nDie Beurteilung zeigt, dass die Nordableitung in sechs von sieben Kriterien deutlich schlechter \n\nabschneidet als die Südableitung. Einzig beim „Kriterium Arbeitsplätze im Elektrizitätsbereich \n\nsichern“ weist die Nordableitung aus Urner Sicht klare Vorteile auf. Bei allen übrigen Kriterien \n\nschneidet sie aber wie erwähnt deutlich schlechter ab. Als eigentliches No-Go in der aktuellen \n\nStrommarktsituation müssen die hohen Gestehungskosten betrachtet werden. Selbst mit einer \n\nsehr optimistischen Annahme bezüglich Strompreisentwicklung (Szenario Hoch) würde nach \n\n80 Jahren ein negativer Nettobarwert (-1.8 Mrd.) resultieren. Vor diesem Hintergrund kann eine \n\nInvestition von rund 2 Mrd. CHF nicht empfohlen werden – losgelöst von der Frage, ob in der \n\nheutigen Situation überhaupt die entsprechenden Finanzmittel beschafft werden könnten. \n\n9.2 Beurteilung der einzelnen Handlungsoptionen der Südableitung (2. Be-\nurteilungsebene) \n\n9.2.1 Einleitende Bemerkungen \n\nDie Aktualisierung der Eignerstrategien zeigt, dass primär die Strategien F (Mehrheitsbeteili-\n\ngung an der Nutzung der Wasserkraft im Hoheitsgebiet des Kantons Uri) und G (Eigennutzung \n\nder Wasserkraft im Hoheitsgebiet des Kantons Uri) im Vordergrund stehen.43 Übertragen auf \n\ndie Ausgangslage beim Kraftwerk Lucendro sind somit die Handlungsoptionen „Eigennutzung \n\nKantone Uri/Tessin“ und „Partnerwerk Uri/Tessin mit Dritten“ zu priorisieren. Die Handlungsop-\n\ntion „Konzessionsvergabe an AET“ (entspricht in etwa der Strategie H1, wobei der strategische \n\nPartner die AET und nicht das EWA wäre) und die Handlungsoption „Konzessionsvergabe an \n\nDritte“ (entspricht in etwa der Strategie B) kommen aufgrund der schlechten Beurteilung in Teil \n\nI nicht infrage und werden daher im vorliegenden Teil II nicht weiter vertieft. \n\n                                                      \n\n43  Das Einzugsgebiet des KW Lucendro liegt im Hoheitsgebiet der Kantone Uri und Tessin. Unabhängig von diesem \n\nSpezialfall beziehen sich die Strategien immer auf den Hoheitsanteil des Kantons Uri. Dies bedeutet, dass die \n\nStrategie Eigennutzung beim KW Lucendro einem Partnerwerk mit dem Kanton Tessin entspricht und damit beide \n\nKantone die Eigennutzung der Wasserkraft in ihrem Hoheitsgebiet realisieren.  \n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n93 \n\nFür die Beurteilung der verbleibenden beiden Handlungsoptionen wird vom angepassten Ziel-\n\nsystem gemäss Abschnitt 9.1.1 ausgegangen, wobei wir uns auf die in Abbildung 9-4 farblich \n\nhinterlegten Kriterien beschränken:  \n\n Erträge maximieren \n\n Finanzielle Risiken minimieren \n\n Technische und operative Risiken minimieren \n\n Schnittstellen und Konflikte mit dem Kanton Tessin \n\nFür die übrigen Beurteilungskriterien lassen sich beim aktuellen Detaillierungsgrad keine Un-\n\nterschiede zwischen den verbleibenden Handlungsoptionen feststellen. \n\nAbbildung 9-4:  Ziele und Kriterien für die Beurteilung der Handlungsoptionen der Südablei-\n\ntung \n\n \n\n \n\n9.2.2 Ergebnis der Beurteilung \n\na) Erträge maximieren \n\nBei der Zielsetzung Erträge maximieren steht die Handlungsoption „Eigennutzung Uri/Tessin“ \n\nklar im Vordergrund. Da der Kanton Uri keinen weiteren Partner an seinem Hoheitsanteil be-\n\nteiligen muss, kann er den gesamten Ertrag für sich selbst einbehalten. \n\nb) Finanzielle Risiken minimieren \n\nEs gilt, wie in Abschnitt 4.2.2c) ausgeführt, zwischen zwei Arten von Risiken zu unterschieden:  \n\n Rentabilitätsrisiko der Kraftwerksanlagen: Ein Rentabilitätsrisiko besteht kurzfristig dann, \n\nwenn der Ertrag aus der Stromproduktion tiefer ist als die Gestehungskosten. Langfristig \n\nFinanzen Energie und Volkswirt- Umsetzungs-\n\nUmwelt schaft chancen\n\n- Sicherung Grund- - Erträge maximieren - Energieeffizienz för- - Arbeitsplätze im - Schnittstellen und \n\n  versorgung (Netz)   (Erlöse aus Betrieb, Be-   dern   Elektrizitätsbereich    Konflikte mit dem \n\n  teiligung, Bezugsrecht,   sichern und ausbauen    Kanton Tessin\n\n- Erhalt Handlungs-   Sonderentschädigung, - Förderung der Nutzung \n\n  spielraum des  Kantons   Konzessionsabgabe)   erneuerbarer Energien - Günstiger Strom als\n\n  Standortfaktor\n\n- Betriebswirtschaftliche - Kontinuität der Ein- - Nachhaltige Energie-\n\n  Effizienz der Strom-   nahmen sichern   produktion mit möglichst - Sichere Versorgung\n\n  produktion   geringem Eingriff in\n\n- Finanzielle Risiken   Landschaft, Natur und - Gleiche Preise im\n\n- Markteingriff mini-   minimieren   Gewässer    Kantonsgebiet (Netz)\n\n  mieren bezüglich\n\n  - Preisgestaltung - Technische und - Hochwasserschutz\n\n  - Abgaben    operative Risiken\n\n  - Unternehmerisches    minimieren\n\n    Engagement der \n\n    öffentlichen Hand\n\nWettbewerbs- u. \n\nOrdnungspolitik\n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n94 \n\ngehen wir davon aus, dass bei anhaltend tiefen Strommarktpreisen die Wasserzinsen re-\n\nduziert würden, sodass ein Rentabilitätsrisiko nur dann besteht, wenn die Gestehungskos-\n\nten abzüglich der Wasserzinsen grösser sind als der Ertrag aus der Stromproduktion. \n\n Risiko einer Reduktion der Wasserzinsen: Das Risiko, dass mindestens ein Teil der Wass-\n\nerzinserträge wegfällt, besteht dann, wenn die Gestehungskosten (inkl. Wasserzinsen) ei-\n\nner grossen Zahl von Kraftwerken nicht mehr durch den Marktpreis gedeckt werden kön-\n\nnen. In diesem Fall ist es wahrscheinlich, dass die Ansätze für Wasserzinsen reduziert wer-\n\nden, um die Rahmenbedingungen für die Wasserkraftnutzung in der Schweiz zu verbes-\n\nsern. \n\nDie Wahl der geeigneten Handlungsoption hängt somit massgeblich davon ab, wie die Eintre-\n\ntenswahrscheinlichkeit der folgenden Ereignisse eingeschätzt wird:   \n\n Die Gestehungskosten (inkl. Wasserzinsen) liegen kurzfristig über den Strommarktpreisen \n\n Die Gestehungskosten (ohne Wasserzinsen) liegen langfristig über den Strommarktprei-\n\nsen. \n\n Die Gestehungskosten (inkl. Wasserzinsen) liegen bei einer grossen Zahl an Wasserkraft-\n\nwerksanlagen langfristig über den Strommarktpreisen.  \n\nDas Kraftwerk Lucendro weist im Quervergleich tiefe Gestehungskosten auf, die auf unter 5 \n\nRp/kWh geschätzt werden. Ohne Wasserzinsen belaufen sich die Gestehungskosten auf ge-\n\nschätzte 2.6 Rp./kWh. Auch wenn der Ertrag pro kWh, den das Kraftwerk Lucendro erwirt-\n\nschaftet, ebenfalls nicht genau bekannt ist, kann aus der Ausgestaltung als Speicherkraftwerk \n\nund der tiefen Anzahl Volllaststunden pro Jahr gefolgert werden, dass mit dem Werk qualitativ \n\ngute (das heisst teure) Energie (Spitzenlaststrom und Regelenergie) produziert werden kann. \n\nFür diesen Strom werden höhere Preise bezahlt als für Grundlaststrom, auf dem die Modell-\n\nrechnungen basieren. Im Jahr 2013 war Spitzenlaststrom rund 14% teurer als Grundlaststrom. \n\nTrotz der guten Ausgangslage beim Kraftwerk Lucendro können die Risiken nur mit grösster \n\nUnsicherheit beurteilt werden. Das mögliche Eintretensrisiko wird wie folgt beurteilt: \n\n Dass der Strommarktpreis langfristig unter die Gestehungskosten des Kraftwerkes Lucen-\n\ndro ohne Wasserzinsen fällt, ist aus heutiger Sicht sehr unwahrscheinlich. Die Strommarkt-\n\npreise für Grundlaststrom liegen zurzeit bei 3.9 Rp./kWh.44 Langfristig ist kaum zu erwarten, \n\ndass die Strommarktpreise unter 2.6 Rp./kWh fallen werden. Der Grund dafür ist, dass die \n\nStrommarktpreise langfristig nicht nur die variablen Kosten der Kraftwerke decken müssen, \n\nsondern auch sicherstellen müssen, dass die Investitionen langfristig amortisiert werden \n\nkönnen. Gleichzeitig ist nicht anzunehmen, dass die starke Subventionierung der neuen \n\nerneuerbaren Energien langfristig so weitergeführt werden kann. Darüber hinaus ist davon \n\nauszugehen, dass auch der Preis der Zertifikate für jede ausgestossene Tonne CO2 steigen \n\nwerden und sich die zum Zeitpunkt der Berichterstattung bestehende Überbewertung des \n\nSchweizer Franken zukünftig wieder reduzieren wird.  \n\n                                                      \n\n44  BFE (2014), Marktpreise gemäss Art. 3f, Abs. 3 EnV. Stand 7. Oktober 2014. \n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n95 \n\n Dass die Strommarktpreise unter die Gestehungskosten des Kraftwerks Lucendro inkl. \n\nWasserzinsen fallen wird wie folgt beurteilt: \n\n– Dieses Szenario ist wahrscheinlicher als ein Absinken der Strommarktpreise unter die \n\nGestehungskosten des Kraftwerks Lucendro exklusive der Wasserzinsen. Würden die \n\nStrommarktpreise langfristig unter den Gestehungskosten inkl. Wasserzinsen verharren, \n\nwürde wie bereits erwähnt die Gefahr bestehen, dass die Wasserzinsen unter Druck \n\ngeraten. Nur so könnten die meisten bestehenden Wasserkraftanlagen im Kanton Uri im \n\nrentablen Bereich betrieben werden. In diesem Fall würde Uri (und selbstverständlich \n\nauch Tessin) einen Rückgang bei den Wasserzinseinnahmen erleiden.  \n\n– Die Möglichkeit, dass die Strommarktpreise kurzfristig unter die Gestehungskosten des \n\nKraftwerks Lucendro inkl. Wasserzinsen fallen, erachten wir aufgrund der tiefen Geste-\n\nhungskosten ebenfalls als gering. Es ist aber wohl von den drei Szenarien insgesamt \n\nam wahrscheinlichsten. Mit den Speicherkapazitäten des Kraftwerks Lucendro besteht \n\nallerdings die Chance, dass selbst in diesen Tiefpreisperioden die Speicherkapazitäten \n\nso eingesetzt werden können, dass ein positiver Nettoertrag resultiert. \n\nBasierend auf diesen Einschätzungen erachten wir die Handlungsoption „Eigennutzung \n\nUri/Tessin“ in Bezug auf die Gesamteinnahmen aus Wasserzins und Stromertrag des Kraft-\n\nwerks Lucendro als gut vertretbar. Sie ist u.E. nicht mit höheren Risiken verbunden als die \n\nHandlungsoption „Partnerwerk Uri/Tessin mit Dritten“, weil bei dieser Option bei starkem Druck \n\nauf die Strompreise Mindereinnahmen bei den Wasserzinseinnahmen befürchtet werden müs-\n\nsen, ohne dass diese durch höhere Energieanteile mindestens teilweise kompensiert werden \n\nkönnen. \n\nDer entscheidende Vorteil der Strategie F gegenüber der Strategie G ist, dass der Kanton Uri \n\nein Kraftwerk nicht alleine betreiben muss, sondern die Risiken mit einem Partner teilen kann. \n\nIm Falle des Kraftwerks Lucendro, welches von zwei Kantonen konzessioniert wird, ergibt sich \n\ndiese Ausgangslage auch dann, wenn bezogen auf den Urner Hoheitsanteil die Strategie G \n\numgesetzt wird. Daher bietet die Strategie F im Fall des Kraftwerks Lucendro gegenüber der \n\nStrategie G keine wesentlichen Vorteile mehr. \n\nc) Technische und operative Risiken minimieren \n\nDie technischen operativen Risiken können bei der Handlungsoption „Eigennutzung Uri/Tes-\n\nsin“ mit dem Kanton Tessin respektive der AET geteilt werden. Der Beizug eines Dritten in der \n\nHandlungsoption „Partnerwerk Uri/Tessin mit Dritten) würde daher keine wesentlichen zusätz-\n\nliche Vorteile bringen. \n\nd) Schnittstelle und Konflikte mit dem Kanton Tessin \n\nDie Kantone Tessin und Uri verfolgen letztendlich ähnliche Interessen. Zugunsten der eigenen \n\nBevölkerung möchten die beiden Kantone die Erträge aus der Wasserkraftnutzung erhöhen. \n\nTrotz dieser gemeinsamen Ausgangslage wird natürlich jeder Kanton beim Aushandeln der \n\n\n\n 9. Beurteilung der Handlungsoptionen Kommission Energiepolitik Uri \n\n96 \n\nkonkreten Zusammenarbeitsform in einem Partnerwerk seine spezifischen Interessen vertre-\n\nten. Umstritten könnten bei einem gemeinsamen Partnerwerk insbesondere die folgenden \n\nPunkte sein:  \n\n Höhe der jeweiligen Beteiligung am gemeinsamen Partnerwerk \n\n Höhe der jeweiligen Energiebezugsrechte \n\n Energiebezugsrechte und allenfalls Beteiligungen an weiteren Kraftwerken der Ticino-Kas-\n\nkade für das Urner-Lucendro-Wasser \n\n Verwertung und Entschädigung der Energiebezugsrechte \n\nWir gehen allerdings davon aus, dass sich diese Punkte nicht einfacher klären lassen, wenn \n\nein dritter Partner im Rahmen der Handlungsoption „Partnerwerk Uri/Tessin mit Drittem“ bei-\n\ngezogen würde. Im Gegenteil muss erwartet werden, dass die Lösungsfindung zwischen den \n\nKantonen Uri und Tessin mit dem Einbezug eines Dritten mit wiederum eigenen Interessen \n\neher erschwert wird. Aufgrund dieser Überlegungen ist die Handlungsoption „Eigennutzung \n\nUri/Tessin“ in Bezug auf die Schnittstellen zu favorisieren.  \n\ne) Fazit \n\nDie Handlungsoption „Eigennutzung Uri/Tessin“ (entspricht der Eignerstrategie G) weist so-\n\nwohl bezüglich der Maximierung der Erträge wie auch der Schnittstellen und Konflikte mit dem \n\nKanton Tessin entscheidende Vorteile auf. Bezüglich den finanziellen Risiken ist dies Hand-\n\nlungsoption aufgrund der sehr tiefen Gestehungskosten im Kraftwerk Lucendro ebenfalls zu \n\nbevorzugen. Und bei den technischen und operativen Risiken könnte mit dem Beizug eines \n\nweiteren, dritten Partners keine wesentliche Risikominderung erreicht werden, weil auf Seiten \n\ndes Kantons Tessin mit der AET bereits ein kompetenter Partner beteiligt ist.  \n\n\n\n 10. Priorisierung der Handlungsoptionen mit Schlussfolgerungen zum Vorgehen Kommission Energiepolitik Uri \n\n97 \n\n10 Priorisierung der Handlungsoptionen mit Schlussfolgerungen \nzum Vorgehen \n\nDie Beurteilung hat gezeigt, dass die Nordnutzung des Lucendro-Wassers aus wirtschaftlicher \n\nSicht keine Option darstellt. Für den notwendigen Ausbau der Reuss-Kaskade, um das Lucen-\n\ndro-Wasser optimal zu nutzen, sind die Strommarktpreise aktuell zu tief. Zudem ergeben sich \n\nProbleme bei der Umsetzung, weil bezüglich der Nordnutzung eine Einigung mit dem Kanton \n\nTessin notwendig wäre.  \n\nBei der Südableitung wurde basierend auf den Erkenntnissen aus Teil I geprüft, welche der \n\nbeiden – mit den Strategien G(Eigennutzung) oder F (Mehrheitsbeteiligung) – kongruenten \n\nHandlungsoptionen beim Lucendro zu favorisieren sind. Die vorgenommene Beurteilung zeigt, \n\ndass die Handlungsoption „Eigennutzung Uri/Tessin“ der Option „Partnerwerk Uri/Tessin mit \n\nDritten“ vorzuziehen ist. Folgende Gründe sprechen für diese Wahl:  \n\n Die Handlungsoption „Eigennutzung Uri/Tessin“ schneidet bezüglich der Maximierung der \n\nErträge besser ab. \n\n Die Schnittstellen und Konflikte mit dem Kanton Tessin sind bei der Handlungsoption „Ei-\n\ngennutzung Uri/Tessin“ geringer, weil sich nur der Kanton Tessin und der Kanton Uri eini-\n\ngen müssen, ohne dass noch ein dritter Partner beteiligt ist. \n\n Auch bezüglich der Risikoexposition bietet die Option „Partnerwerk Uri/Tessin mit Drittem“ \n\naufgrund der sehr tiefen Gestehungskosten im Kraftwerk Lucendro kaum Vorteile. Es ist \n\nsehr unwahrscheinlich, dass die Strommarktpreise langfristig unter die Gestehungskosten \n\ndes Kraftwerks Lucendro ohne Wasserzinsen fallen.  \n\nBasierend auf dieser Einschätzung empfiehlt die Kommission Energiepolitik Uri dem Regie-\n\nrungsrat, sich auf die Eigennutzung des KW Lucendro gemeinsam mit dem Kanton Tessin zu \n\nkonzentrieren, ohne einen weiteren, dritten Partner beizuziehen. Für die Umsetzung ist mit \n\ndem Kanton Tessin respektive mit der AET ein Partnerwerk zu gründen. \n\n \n\n \n\n\n\n 11. Weiteres Vorgehen Kommission Energiepolitik Uri \n\n98 \n\n11 Weiteres Vorgehen \n\nMit dem vorliegenden Bericht liegen wichtige Zwischenergebnisse zur Frage der zukünftigen \n\nEignerstrategie und zur Positionierung Uris zum Heimfall Lucendro vor. Basierend auf einer \n\numfangreichen Auslegeordnung kommt die Kommission Energiepolitik Uri für den Heimfall \n\nLucendro zu folgenden Empfehlungen:  \n\n Für die Nutzung der Urner Wasserkraft beim Heimfall stehen die Strategien F „Mehrheits-\n\nbeteiligung“ oder G „Eigennutzung“ im Vordergrund. \n\n In Bezug auf den Heimfall Lucendro sollte sich Uri auf die Handlungsoption „Eigennutzung \n\nzusammen mit dem Kanton Tessin“ konzentrieren.  \n\nIn einem nächsten Schritt sind die Zwischenergebnisse der EPU und anschliessend dem Re-\n\ngierungsrat zu präsentieren. Der Regierungsrat hat basierend darauf zu entscheiden, ob er mit \n\nder aktualisierten Version der Eignerstrategie mit Fokus auf die Strategie F („Mehrheitsbeteili-\n\ngung) und G (Eigennutzung) einverstanden ist. Ebenso hat er festzulegen, ob für die weiteren \n\nArbeiten zum Heimfall Lucendro von der Eigennutzung Uri / Tessin auszugehen ist.  \n\nSobald diese Richtungsentscheide vorliegen, ist das weitere Vorgehen wie folgt geplant: \n\n Beantwortung des Postulats zur „Gründung einer kantonalen Energiegesellschaft“ \n\n Klärung des Vorgehens für die Kontaktaufnahme dem Kanton Tessin bezüglich Kraftwerk \n\nLucendro. Ausgehend von der Zielsetzung, einen möglichst hohen Anteil an der Energie-\n\nproduktion für Uri zu sichern, muss geprüft werden, welche Möglichkeiten im weiteren Vor-\n\ngehen gegenüber dem Kanton Tessin angezeigt sind:  \n\n– Denkbar wäre zum Beispiel die Einholung eines zeitlich vorgezogenen Tessiner Ange-\n\nbots zur Abgeltung der Stromproduktion in Unterliegerwerken aus Urner Wasserkraft. \n\nMit diesem Vorgehen könnte unter Umständen die Verhandlungsposition Uris bei der \n\nErteilung der eigentlichen Lucendro-Konzession gestärkt werden, weil später losgelöst \n\nvon der Unterliegerproblematik bei Bedarf verschiedenen Anbietern Angebote für die \n\nNutzung der Urner Wasserkraft im Kraftwerk Lucendro eingeholt werden könnten. \n\n– Möglich wäre aber auch, zeitgleich beim Kanton Tessin ein Angebot für die Konzessi-\n\nonserteilung ans Kraftwerk Lucendro und für die Abgeltung der Unterliegerproblematik \n\neinzuholen. In diesem Fall ist zu klären, welche Vorgaben Uri für die Ausarbeitung des \n\nTessiner Angebots festlegen will. \n\nIm Rahmen dieser Überlegungen ist auch die mögliche Reaktion des Kantons Tessins zu an-\n\ntizipieren. Es gilt insbesondere zu überlegen, wie eine von Uri favorisierte Lösung die Zielset-\n\nzungen und Ertragsmöglichkeiten des Kantons Tessin tangiert und wie er sich in diesem Fall \n\nje nach gewählter Vorgehensvariante verhalten wird. \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n99 \n\n12 Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien \n\n12.1 Bewertungsmethode \n\nDie zukünftigen finanziellen Auswirkungen der Eignerstrategien für den Kanton Uri sind \n\nschwierig abzuschätzen. Für die Bewertung müssen zahlreiche Annahmen zu verschiedenen \n\nergebnisrelevanten Inputgrössen wie zum Beispiel die verfügbare Wassermenge und die \n\nStrompreise getroffen werden. Deren Entwicklung lässt sich über einen Zeitraum von 40 oder \n\n80 Jahren nicht abschliessend bestimmen. Es verbleiben somit bei einer noch so sorgfältigen \n\nBerechnungsmethode grosse Unsicherheiten über die tatsächliche Ergiebigkeit einer bestimm-\n\nten Strategie und die damit eingegangenen finanziellen Risiken. Daher können die nachste-\n\nhenden Berechnungen eine eingehende Wirtschaftlichkeitsbetrachtung im Zeitpunkt der kon-\n\nkreten Umsetzung der Strategie nicht ersetzen. Bei jedem einzelnen Konzessionsentscheid \n\nwird aufgrund der jeweils spezifischen Gegebenheiten (Gestehungskosten, erwartete Erträge \n\naus Stromverkauf, Höhe einer allfälligen Beteiligung usw.) zu prüfen sein, ob sich die Umset-\n\nzung der einmal festgelegten Strategie lohnt.  \n\nDie nachstehenden Berechnungen dienen somit ausschliesslich zur Abschätzung von Grös-\n\nsenordnungen. Es geht darum, die potenziellen Ertragsdifferenzen zwischen den einzelnen \n\nStrategien aufzuzeigen und nicht um eine Ermittlung einer möglichst genauen Ertragszahl oder \n\ndie Durchführung einer spezifischen Wirtschaftlichkeitsbetrachtung im konkreten Entscheidfall. \n\nIn diesem Sinne werden in den Berechnungen auch verschiedene Vereinfachungen vorge-\n\nnommen und nicht alle Details modelliert. Dieses Vorgehen erachten wir als zulässig, weil \n\ndurch die Vereinfachungen die Reihenfolge der Strategien und damit die Bestimmung der aus \n\nUrner Sicht „richtigen“ Strategie nicht tangiert sind. \n\nFür die Abschätzung der finanziellen Auswirkungen werden die Erträge aus der Wasserkraft-\n\nnutzung und der Beteiligung des Kantons am EWA für die einzelnen Strategien über den Un-\n\ntersuchungszeitraum 2015 bis 2085 berechnet. Die gewählte lange Zeitdauer hängt damit zu-\n\nsammen, dass verschiedene grosse Konzessionen erst im Jahr 2043 bzw. 2045 auslaufen und \n\nsomit sich für Uri erst zu diesem Zeitpunkt die Möglichkeit bietet bestimmte Strategie (z.B. \n\nEigennutzung) voll umzusetzen. Will man danach die Auswirkungen über eine Konzessions-\n\ndauer von mindestens 40 Jahren berücksichtigen, muss ein entsprechend langer Zeithorizont \n\nbis ins Jahr 2085 gewählt werden.  \n\nFür die Ermittlung des Ertrags werden in allen Strategien folgende Elemente berücksichtigt: \n\n Erträge aus der Wasserkraftnutzung: \n\n– Erträge aus der Stromproduktion (Produktion und Verkauf von Strom) \n\n– Einnahmen aus Wasserzinsen \n\n– Steuereinnahmen aus den Wasserkraftwerken \n\n– Dividenden aus den Beteiligungen an Partnerwerken \n\n Erträge aus Beteiligungen am EWA \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n100 \n\nIn den Strategie I1 und I2 würden zusätzlich noch Erträge anfallen aus der Stromverteilung \n\nund den Energiedienstleistungen. Es wird darauf verzichtet, diese Einnahmen im Rahmen der \n\nBerechnungen zu berücksichtigen, weil der Aufbau eines Parallelnetzes rechtlich heikel ist und \n\ndie Übernahmen bestehender Netze nur im Einverständnis mit dem bisherigen Eigentümer \n\nmöglich ist. Im Kaufpreis wären die Erwartungen bezüglich der zukünftigen Erträge bereits \n\nerhalten, weshalb für den Kanton letztendlich kein Mehrertrag resultieren würde. \n\nBasierend auf den Erträgen aus den einzelnen Ertragselementen wird anschliessend der Net-\n\ntobarwert der einzelnen Strategien berechnet. Der Nettobarwert ist eine Kennzahl, welche hilft, \n\nZahlungen vergleichbar zu machen, die über eine lange Zeitdauer erfolgen.  \n\nIn Abschnitt 12.2 werden die Ertragselemente sowie die für die Berechnung verwendeten Ba-\n\nsisannahmen vorgestellt. In Abschnitt 12.2 wird gezeigt, inwiefern die Basisannahmen für die \n\neinzelnen Strategien verändert werden. \n\n12.2 Ertragselemente und Basisannahmen \n\n12.2.1 Erträge aus der Wasserkraftnutzung \n\nFür die Bewertung der Erträge aus der Stromproduktion wird ein Market-to-Market-Modell ver-\n\nwendet. Dies bedeutet, dass die Bewertung der bezugsberechtigten Energie gemäss dem vo-\n\nraussichtlich zu erzielenden Marktpreis vorgenommen wird. Davon abgezogen werden die \n\nSelbstkosten für die Produktion der Energie. Die Differenz zwischen Erlös und Kosten ergibt \n\nden jährlichen Nettoertrag. Sämtliche Berechnungen erfolgen auf realen Werten also ohne Be-\n\nrücksichtigung einer Teuerung.45 \n\nFür die Berechnung der Erträge aus der Stromproduktion werden aufgrund der Datenverfüg-\n\nbarkeit nur die fünf grössten Kraftwerksanlagen berücksichtigt, die mit Urner Wasser betrieben \n\nwerden. Es handelt sich dabei um die Kraftwerke Amsteg, Bürglen, Göschenen, Lucendro und \n\nWassen. Diese Kraftwerke decken zusammen über 75 % der Urner Stromproduktion ab. Auf \n\nden Einbezug der übrigen Kraftwerke sowie möglichen neuen Kraftwerkanlagen wird bewusst \n\nverzichtet: Der zusätzliche Erkenntnisgewinn wäre im Vergleich zum Berechnungsaufwand \n\nund der grossen Unsicherheit den Berechnungsahmen zu gering. \n\nDie Abbildung 12-1 gibt für die ausgewählten grossen Kraftwerksanlagen einen Überblick über \n\ndie für die weiteren Berechnungen verwendeten Inputdaten: \n\n                                                      \n\n45  Für die vorliegende Fragestellung ist es üblich, auf teuerungsbedingte Veränderungen auf Kosten- und Ertrags-\n\nseite zu verzichten. \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n101 \n\nAbbildung 12-1:  Berechnungsgrundlagen für die Kraftwerksanlagen \n\n \n\n \n\n Durchschnittliche Jahresproduktion: Für die Modellierung wird die durchschnittliche Pro-\n\nduktionsmenge der letzten 10 Jahre verwendet und in die Zukunft fortgeschrieben. \n\n Durchschnittliche Jahreskosten: Die Jahreskosten entsprechen den Produktionskosten \n\ndes Kraftwerks. Diese beinhalten einerseits die Kosten für den Betrieb und Unterhalt, die \n\nAbschreibungen und die Dividenden sowie weitere Kapitalkosten. Andererseits sind darin \n\nauch die jährlichen Abgaben an die öffentliche Hand enthalten. Für die Modellierung werden \n\ndie durchschnittlichen Jahreskosten der letzten fünf Jahre (2008 bis 2013) berücksichtigt.46 \n\nDie durchschnittlichen Jahreskosten werden für die Zukunft unverändert übernommen. Ein-\n\nzig bei der Höhe der Dividende sowie den Abgaben an die öffentliche Hand werden je nach \n\nStrategie Anpassungen vorgenommen. \n\n Durchschnittlicher Ertrag pro kW/h: Als Ausgangspunkt für die Modellierung wird der \n\ndurchschnittliche Ertrag pro kWh berechnet, welcher von der Kraftwerksanlage im heutigen \n\nMarktumfeld erzielt werden kann. Dazu werden die Strommarktpreise des Sommer- und \n\nWinterhalbjahres mit den jeweiligen Produktionsmengen gewichtet. Diese Berechnung \n\nwurde mit den verfügbaren Marktdaten des Jahres 2012/2013 durchgeführt. Als Basis dien-\n\nten die Schweizer Strommarktpreise für Grundlaststrom (Monatswerte SWISSIX Base). \n\nGrundlaststrom ist i.d.R. der günstigste Strom. Während den Spitzenstunden wird i.d.R. ein \n\nhöherer Strompreis bezahlt. Im Jahr 2013 war Spitzenstrom zwischen 9% und 20% teurer \n\nals Grundlaststrom. Neben Grundlast- und Spitzenlaststrom wird auch Regelenergie in un-\n\nterschiedlichen Qualitäten gehandelt. Dabei wird unterschieden zwischen Primärregelung, \n\n                                                      \n\n46  Mit der gewählten Dauer von 5 Jahren können Schwankungen im periodischen Unterhaltsbedarf zumindest teil-\n\nweise aufgefangen werden.  \n\nKW \n\nAmsteg\n\nKW \n\nGöschenen\n\nKW \n\nWassen\n\nKW \n\nBürgeln\n\nKW \n\nLucendro\n\nDurschnittliche Jahresproduktion \n\n2003 - 2013 in GWh\n450.59 422.59 287.64 102.21 56.27\n\nWasserzinsen 2013 in Mio. CHF 6.92 5.70 4.10 1.49 1.22\n\nKantons und Gemeindesteuern in Mio. CHF 0.00 0.77 0.87 0.00 0.00\n\nSteuerausfallentschädigung in Mio. CHF 0.76 0.33 0.00 0.00 0.00\n\nSteuerertrag Total in Mio. CHF 0.76 1.10 0.87 0.00 0.00\n\nEnergiebezugsrecht in % 10% 0% 10% 25% 20%\n\nEntschädigung Energiebezugsrecht \n\nin Mio. CHF\n0.00 0.00 0.12 0.13 0.17\n\nBeteiligung in % 10% 10% 10% 0% 0%\n\nDividende in Mio. CHF 0.33 3.60 0.96 0.00 0.00\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n102 \n\nSekundärregelung, Tertiärregelung und Quartiärregelung.47 Speicherkraftwerke eignen \n\nsich besonders für die Produktion von Sekundärregelung und Tertiärregelung.48 Wie beim \n\nSpitzenstrom wird erwartet, dass die Preise rund 20% über den Grundlastspotpreisen lie-\n\ngen.49 Obschon die Produktionsprofile der Kraftwerke unbekannt sind, kann folgende \n\nSchlussfolgerung gezogen werden: Je mehr Speicherkapazitäten eine Kraftwerksanlage \n\nhat, umso grösser ist der Anteil der Spitzenlastenergie (resp. der Regelenergie)50, die eine \n\nKraftwerksanlage produzieren kann. Insofern kann davon ausgegangen werden, dass min-\n\ndestens bei den Kraftwerken Lucendro und Göschenen der durchschnittliche Ertrag um bis \n\nzu 20% höher liegt, als angenommen. \n\n Der durchschnittliche Ertrag pro kWh, der abhängig von der Verteilung der Jahresproduk-\n\ntion auf das Sommer- und Winterhalbjahr ist, wird anhand der Strompreisszenarien in die \n\nZukunft fortgeschrieben. Die Strompreisszenarien bilden drei unterschiedliche mögliche \n\nEntwicklungen ab (vgl. Abbildung 12-2): \n\n– Im mittleren Szenario wird davon ausgegangen, dass die Strompreise ab 2015 bis in \n\nJahr 2034 um 2% pro Jahr wachsen. Ab 2044 wird von konstanten Strompreisen aus-\n\ngegangen. Dem Strommarktszenario unterliegt ein Wechselkurs von 1.10. \n\n– Das Szenario Hoch sieht vor, dass die Strommarktpreise ab 2015 um 3% pro Jahr wach-\n\nsen. Wiederum wird ab 2044 eine Plafonierung auf dem zu diesem Zeitpunkt erreichten \n\nStrompreisniveau angenommen. Für das Szenario Hoch wird von einem Wechselkurs \n\nvon 1.20 ausgegangen. \n\n– Im tiefen Szenario wird angenommen, dass die Strommarktpreise ab 2015 um 0.5% pro \n\nJahr wachsen. Wiederum wird angenommen, dass die Strommarktpreise ab 2044 kon-\n\nstant bleiben. Im tiefen Szenario wird angenommen, dass langfristig ein Euro für einen \n\nFranken getauscht werden kann. \n\nIn allen 3 Szenarien werden somit langfristig Strompreise angenommen, welche unter dem \n\nNiveau des Jahres 2009 lagen. \n\nDie Szenarien basieren auf der Entwicklung der Preise für Grundlaststrom. Bezüglich der \n\nPreise für Regelenergie und der Preise für Spitzenlaststrom wird davon ausgegangen, dass \n\ndie zunehmende Verfügbarkeit von neuen erneuerbaren Energien eher dazu führt, dass die \n\nPreisunterschiede zwischen Grundlaststrom und Spitzenlaststrom kleiner werden, so wie \n\nsich dies auch in den letzten Jahren gezeigt hat. Erst eine Verteuerung der CO2-Emissionen \n\noder eine Räumung des Überangebotes an neuer erneuerbarer Energie mit tiefen Grenz-\n\nkosten würde wieder zu ansteigenden Strompreisen führen.51 \n\n                                                      \n\n47  Die Qualität der Regelenergie unterscheidet sich abhängig von der Zeit bis die Regelleistung zur Verfügung steht. \n\nPrimärregelung muss innerhalb von 30 Sekunden zur Verfügung stehen. Sekundärregelung muss innerhalb von 5 \n\nMinuten erbracht werden können und die Tertiärregelung innerhalb von 15 Minuten. \n\n48  Vgl. BFE (2013), Bewertung von Pumpspeicherkraftwerken in der Schweiz im Rahmen der Energiestrategie 2050. \n\n49  BFE (2013), Bewertung von Pumpspeicherkraftwerken in der Schweiz im Rahmen der Energiestrategie 2050.  \n\n50  Bezüglich der Regelenergie gilt es zu beachten, dass der Markt relativ klein ist. Swissgrid beschafft aktuell ca.  \n\n51  Vgl. dazu auch ausführlicher: BFE (2013), Bewertung von Pumpspeicherkraftwerken in der Schweiz im Rahmen \n\nder Energiestrategie 2050. S. 26ff. \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n103 \n\nAbbildung 12-2: Strompreisentwicklung \n\n \n\n \n\n Wasserzinsen: Die Wasserzinsen basieren auf dem aktuellen Wasserzinsmaximum. Ab 1. \n\nJanuar 2015 wurde das Wasserzinsmaximum erneut um 10% erhöht. Dieses Maximum ist \n\nbis Ende 2019 gesetzlich fixiert. Erst zu diesem Zeitpunkt soll wieder über die Weiterent-\n\nwicklung des Wasserzinsmaximums entschieden werden (eine andere gesetzliche Entwick-\n\nlung ist aber nicht ausgeschlossen). Vorschläge zu einem Verzicht auf die Wasserzinsen \n\nliegen bereits für den Bau von neuen Wasserkraftwerken vor und es ist nicht auszuschlies-\n\nsen, dass der Verzicht auf die Wasserzinsen auch auf bestehenden Anlagen ausgedehnt \n\nwerden könnte52 Im Rahmen der Modellierung wird die Wasserzinserhöhung von 2015 den-\n\nnoch berücksichtigt. Ab 2020 wird angenommen, dass die Wasserzinsen auf dem Niveau \n\nvon 2015 bleiben werden. \n\n \n\n Steuerertrag Total: Der Steuerertrag setzt sich zusammen aus den Steuererträgen sowie \n\nden bezahlten Steuerausfallentschädigungen der SBB und des Kraftwerks Lucendro.53 Für \n\n                                                      \n\n52  Angesichts der aktuell schwierigen Lage für Wasserkraftwerke auf dem europäischen Markt hat die Kommission \n\nfür Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrates (UREK-N) dem BFE den Auftrag erteilt, die Rentabilität \n\nder bestehenden Wasserkraftanlagen zu untersuchen, um eine Grundlage für allfällige Unterstützungsmassnah-\n\nmen zu erhalten. Als Unterstützungsmassnahmen wurde neben Darlehen und Bürgschaften auch eine Reduktion \n\nder Wasserzinsen vorgeschlagen (vgl. BFE (2014), Rentabilität der bestehenden Wasserkraft. Bericht zuhanden \n\nder UREK-N, S 2 und 10). Im Bericht für die UREK-N zur Förderung neuer Wasserkraftwerke (Gross- und Klein-\n\nwasserkraft) hat das BFE vorgeschlagen, dass die Kantone während 10 Jahren vollständig oder teilweise auf das \n\nErheben von Wasserzinsen – für die durch den Neu- bzw. Ausbau erzielte zusätzliche Produktion – verzichten \n\n(vgl. BFE (2014), Neues Fördermodell Wasserkraft. Bericht zuhanden der UREK-N, S. 10.). \n\n53  Die Steuerausfallentschädigungen werden von den SBB an den Kanton Uri überwiesen als Entschädigung für \n\nentgangene Steuereinnahmen im Kraftwerk Amsteg und Göschenen. Im Kraftwerk Amsteg wird Bahnstrom pro-\n\nduziert, denn die SBB zu Gestehungskosten übernimmt, entsprechend fällt im Kraftwerk selbst kein Gewinn an. \n\nWürde die produzierte Energie zu Marktpreisen bewertet, würde jedoch abhängig vom jeweiligen Strommarktpreis \n\nein Gewinn anfallen. \n\n -\n\n 2.00\n\n 4.00\n\n 6.00\n\n 8.00\n\n 10.00\n\n 12.00\n\n 14.00\n\n2\n0\n0\n\n8\n\n2\n0\n1\n\n2\n\n2\n0\n1\n\n6\n\n2\n0\n2\n\n0\n\n2\n0\n2\n\n4\n\n2\n0\n2\n\n8\n\n2\n0\n3\n\n2\n\n2\n0\n3\n\n6\n\n2\n0\n4\n\n0\n\n2\n0\n4\n\n4\n\n2\n0\n4\n\n8\n\n2\n0\n5\n\n2\n\n2\n0\n5\n\n6\n\n2\n0\n6\n\n0\n\n2\n0\n6\n\n4\n\n2\n0\n6\n\n8\n\n2\n0\n7\n\n2\n\n2\n0\n7\n\n6\n\n2\n0\n8\n\n0\n\n2\n0\n8\n\n4\n\n2\n0\n8\n\n8\n\n2\n0\n9\n\n2\n\n2\n0\n9\n\n6\n\n2\n1\n0\n\n0\n\n2\n1\n0\n\n4\n\n2\n1\n0\n\n8\n\nR\np\n\n./\nk\nW\n\nh\n\nHoch Mittel Tief\n\nErfolgte Strom-\npreisentwicklung \n(Swissix Baseload) Szenarien Ecoplan\n\n3% Wachstum p.a.\n\n2% Wachstum p.a.\n\n0.5% Wachstum p.a.\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n104 \n\ndie Modellierung der Steuern wird angenommen, dass die Kraftwerke die Umsatzsteuer \n\n(9.4% für Kanton und Gemeinden) basierend auf dem Nettoertrag (Erlös aus Stromverkauf \n\n– Jahreskosten) entrichten müssen. Bei Partnerwerken wird angenommen, dass nur die \n\nHälfte des Nettoertrags aus der Stromproduktion im Kanton Uri versteuert wird.54 \n\n Entschädigung Energiebezugsrecht: Die Entschädigung der Energiebezugsrechte wird \n\nfür die bestehenden Energiebezugsrechte wie folgt modelliert. Der Kanton besitzt in kleinem \n\nUmfang Energiebezugsrechte ohne Pflicht. Das heisst der Kanton kann für eine bestimmte \n\nZeit entscheiden, ob er das Bezugsrecht wahrnehmen will oder nicht und gleichzeitig dafür \n\neine fixe Entschädigung vereinbaren. Zur Vereinfachung dieser modelltechnisch schwierig \n\nzu implementierenden Vereinbarung wird folgende vereinfachende Berechnungsannahme \n\ngetroffen: Der Kanton Uri erhält in Jahren, in denen der Strompreis unter den Jahreskosten \n\nder Kraftwerksanlagen liegt, keine Entschädigung für die Energiebezugsrechte. In den üb-\n\nrigen Jahren entspricht die Entschädigung dem Nettoertrag der Energie aus dem Energie-\n\nbezugsrecht.  \n\nIm heutigen Strommarktumfeld erachten wir es als unwahrscheinlich, dass die Kraftwerks-\n\nbetreiber das Risiko von tiefen Strommarktpreisen alleine tragen würden. Bei neuen Ener-\n\ngiebezugsrechten wird daher davon ausgegangen, dass diese auch eine Bezugspflicht ent-\n\nhalten. \n\n Dividenden: Die Dividenden entsprechen den im Jahr 2013 ausgeschütteten Dividenden. \n\nDa die Dividenden (resp. die von den Partnerwerken ausgeschütteten Gewinne) vertraglich \n\nvereinbart wurden, wird davon ausgegangen, dass sich die Höhe der Dividenden zukünftig \n\nnicht verändern wird. \n\n \n\n12.2.2 Erträge aus der Beteiligung am EWA \n\nDer Kanton Uri hält einen Anteil von 29% am Aktienkapital des EWA. Die Dividendenausschüt-\n\ntungen des EWA sind abhängig vom ausgewiesenen Jahresgewinn. Sie waren in den letzten \n\nJahren konstant. Aufgrund der gebildeten Reserven wird davon ausgegangen, dass die Divi-\n\ndenden des EWA auch in Zukunft konstant bleiben werden, solange sich am vom EWA betrie-\n\nbenen Kraftwerkspark nichts ändert. \n\n                                                      \n\n54  Die Annahme wird wie folgt begründet. Bei Partnerwerken wird i.d.R. nur ein kleiner Gewinn am Standort des \n\nKraftwerks versteuert, während die Erträge aus der Stromproduktion am Sitz der Eigentümer des Kraftwerks ver-\n\nsteuert wird, respektive dort, wo auch der Stromhandel abgewickelt wird. Aufgrund der mit der Market-to-Market-\n\nBewertung verbundenen Doppelbesteuerungsproblematik gehen wir für die Modellierung als konservative An-\n\nnahme davon aus, dass sich die Kantone langfristig darauf einigen werden, dass die Besteuerung des Gewinns \n\naus dem Stromhandel zu 50% am Sitz des Partnerwerks und 50% am Sitz des Eigners des Partnerwerks erfolgen \n\nwird.  \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n105 \n\n12.2.3 Weitere Annahmen zu den Rahmenbedingungen \n\na) Kapitalkosten \n\nEs wird angenommen, dass der durchschnittliche Kapitalkostensatz (WACC) 4.63% beträgt \n\nund dieser über den gesamten Betrachtungszeitraum konstant bleibt.55  \n\nb) Wechselkurs \n\nDer Schweizer Strom wird (teilweise) an der europäischen Strommarktbörse in Euro gehandelt. \n\nFür die Berechnung der Strommarktpreise gehen wir, um die Währungsrisiken in den Strom-\n\npreisszenarien abzubilden von unterschiedlichen Wechselkursen zwischen 1 CHF pro Euro im \n\nSzenario Tief und 1.20 CHF pro Euro im Szenario Hoch aus. \n\nExkurs zu den Währungsrisiken im Strommarkt \n\nStrom, dessen Austausch nicht ausserbörslich bilateral vereinbart wird (z.B. langfristige Lieferverträge \n\nzwischen Kraftwerk und EVU oder zwischen EVU), wird an der europäischen Energiebörse EEX in \n\nLeipzig in Euro gehandelt. Wenn sich der Euro gegenüber dem Schweizer Franken abwertet, hat dies \n\nfolgende Auswirkungen: \n\n Die Abwertung des Euro führt dazu, dass in die Schweiz importierter Strom günstiger wird und \n\nSchweizer Strom relativ teurer wird.  \n\n Wenn die Nachfrage nach Strom aus dem Euro-Raum zunimmt, steigt auch die Nachfrage nach \n\nGrenzkapazitäten. Grenzkapazitäten sind die Übertragungskapazitäten zwischen zwei Ländern. Aus \n\nhistorischen Gründen weisen diese oft zu geringe Kapazitäten auf, weshalb die Zuteilung der Grenz-\n\nkapazitäten basierend auf einem Auktionsverfahren erfolgt. \n\n Die steigende Nachfrage nach Grenzkapazitäten führt zu einem höheren Preis für die Nutzung der \n\nGrenzkapazitäten. \n\nFolglich wäre zu erwarten gewesen, dass durch die Abwertung des Euros am 15. Januar 2015 der Preis-\n\nunterschied zwischen in der Schweiz verbrauchtem Strom (Swissix) und Strom aus dem deutschen \n\nMarktgebiet (phelix) zugenommen hätte. Die nachfolgende Abbildung 12-3 zeigt, dass dies nicht der Fall \n\nwar. Die Differenz zwischen Swissix und Phelix hat zwar zwischen dem 14. Januar 2015 und dem 15. \n\nJanuar 2015 leicht zugenommen. Bereits am 16. Januar hat sich die Preisdifferenz aber wieder drastisch \n\nverkürzt. Allfällige Unterschiede aufgrund des Wechselkurses dürften folglich von anderen wesentlich \n\nstärkeren Einflussfaktoren überlagert worden sein. \n\n                                                      \n\n55  Vgl. BFE (2013), Perspektiven für die Grosswasserkraft in der Schweiz, S. 22  \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n106 \n\nAbbildung 12-3: Entwicklung des Wechselkurses (EUR/CHF) und der Strompreise \n\n \n\n \n\n0\n\n0.2\n\n0.4\n\n0.6\n\n0.8\n\n1\n\n1.2\n\n1.4\n\n0\n\n10\n\n20\n\n30\n\n40\n\n50\n\n60\n\n70\n\n0\n5\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n0\n6\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n0\n7\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n0\n8\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n0\n9\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n0\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n1\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n2\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n3\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n4\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n5\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n6\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n7\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n8\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n1\n9\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n0\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n1\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n2\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n3\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n4\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n5\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n6\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n7\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n8\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n2\n9\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\n3\n0\n.0\n\n1\n.2\n\n0\n1\n\n5\n\nSwissix Day\nBase\nEUR/MWh\n\nSwissix Day\nPeak\nEUR/MWh\n\nPhelix Day\nBase\nEUR/MWh\n\nPhelix Day\nPeak\nEUR/MWh\n\nExchange Rate EUR/CHF\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n107 \n\n12.3 Umsetzung der Eignerstrategien in den Berechnungen \n\n12.3.1 Unterschiedliche Annahmen zur Höhe der einzelnen Parameter \n\nFür die Umsetzung der verschiedenen Eignerstrategien im Berechnungsmodell werden insbe-\n\nsondere die folgenden Parameter variiert: \n\n Wasserzins \n\n Höhe der Steuern \n\n Höhe der Bezugsrechte \n\n Beteiligung an Kraftwerksanlagen \n\n Höhe der Beteiligung am EWA \n\n Konzessionsgebühren \n\nDie nachfolgende Abbildung 12-4 fasst die getroffenen bzw. je nach Strategie unterschiedli-\n\nchen Annahmen zusammen. \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n108 \n\nAbbildung 12-4:  Umsetzung der Eignerstrategien \n\nStrategie Wasser- \nzins \n\nSteuern Konzessions-ge-\nbühren \n\nBezugs- \nrechte \n\nBeteiligung \nKW-Anlagen \n\nBeteiligung \nEWA \n\nStrategie A Verzicht auf  \nWasserzinsen \n\n9.4% des \nausgewiese-\nnen Jahres-\n\ngewinn56 \n\nKeine  \nKonzessions-ge-\n\nbühren \n\n0% 0% Unverändert \n\n(29 %) \n\nStrategie B Unverändert \n(22.04 Mio. CHF) \n\n9.4% von der \nHälfte des \n\nNettoertrags \naus Strom-\n\nverkauf \n\nDoppelter  \njährlicher \n\nWasserzins \n\n0% 0% Unverändert \n\n(29 %) \n\nStrategie C Unverändert \n\n(22.04 Mio. CHF) \n\n9.4% von der \nHälfte des \n\nNettoertrags \naus Strom-\n\nverkauf \n\nDoppelter  \njährlicher \n\nWasserzins \n\nUnverändert Unverändert Unverändert \n\n(29 %) \n\nStrategie D Unverändert \n\n(22.04 Mio. CHF) \n\n9.4% von der \nHälfte des \n\nNettoertrags \naus Strom-\n\nverkauf \n\nDoppelter  \njährlicher \n\nWasserzins \n\nErhöhung auf \n20%1 \n\nUnverändert Unverändert \n\n(29 %) \n\nStrategie E Unverändert \n\n(22.04 Mio. CHF) \n\n9.4% von der \nHälfte des \n\nNettoertrags \naus Strom-\n\nverkauf \n\nDoppelter  \njährlicher \n\nWasserzins \n\nErhöhung auf  \n40% \n\nErhöhung auf  \n40% \n\nUnverändert \n\n(29 %) \n\nStrategie F Unverändert \n\n(22.04 Mio. CHF) \n\n9.4% von der \nHälfte des \n\nNettoertrags \naus Strom-\n\nverkauf \n\nDoppelter  \njährlicher \n\nWasserzins \n\nErhöhung auf \n51% \n\nErhöhung auf \n51% \n\nUnverändert \n\n(29 %) \n\nStrategie G Verzicht auf  \nWasserzinsen \n\nVerzicht auf \nSteuern \n\nKeine  \nKonzessions-ge-\n\nbühren \n\nEigen- \nnutzung \n\nEigen- \nnutzung \n\nUnverändert \n(29 %) \n\nStrategie H1 Unverändert \n\n(22.04 Mio. CHF) \n\n9.4% von der \nHälfte des \n\nNettoertrags \naus Strom-\n\nverkauf \n\nDoppelter  \njährlicher \n\nWasserzins \n\nKonzess- \nionierung  \nan EWA \n\nKonzessionie-\nrung an EWA \n\nErhöhung auf  \n33% \n\nStrategie H2 Unverändert \n\n(22.04 Mio. CHF) \n\n9.4% von der \nHälfte des \n\nNettoertrags \naus Strom-\n\nverkauf \n\nDoppelter  \njährlicher \n\nWasserzins \n\nKon-zessionie-\nrung  \n\nan EWA \n\nKon-zessionie-\nrung an EWA \n\nErhöhung auf  \n51% \n\nStrategie I Unverändert \n\n(22.04 Mio. CHF) \n\n9.4% von der \nHälfte des \n\nNettoertrags \naus Strom-\n\nverkauf \n\nDoppelter  \njährlicher \n\nWasserzins \n\nKonzessionierung \nan kantonale \n\nEnergiegesell-\nschaft \n\nKonzessionie-\nrung an kanto-\n\nnale Energiege-\nsellschaft \n\nUnverändert \n\n(29 %) \n\n1 Wo bereits ein höheres Energiebezugsrecht besteht (KW Bürgeln) erfolgt keine Anpassung nach unten. \n\n \n\n \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n109 \n\nDazu folgende Bemerkungen: \n\n Steuern: Anstelle der bisherigen Steuern und Steuerausfallentschädigungen wird eine \n\nmarktpreisbasierte Besteuerung der Kraftwerksanlagen umgesetzt. Da in der Strategie A \n\nauf die Einführung einer marktpreisbasierten Besteuerung der Energie verzichtet wird, \n\nmuss die Ausgangsgrösse für die Berechnung der Umsatzsteuer entsprechend angepasst \n\nwerden. Für die Ermittlung der Steuern wird neu nicht mehr vom Nettoertrag aus dem \n\nStromverkauf ausgegangen, sondern vom ausgewiesenen Jahresgewinn. \n\n Wasserzins: Obschon in einigen Strategien (B - F und H1/2) eine Erhöhung des Wass-\n\nerzinsmaximums angestrebt wird, verzichten wir angesichts der aktuellen Marktlage darauf, \n\nab dem Jahr 2019 eine weitere Erhöhung im Modell vorzusehen.  \n\n Beteiligung am EWA: Die Strategie H1 und H2 sehen vor, dass die bisherigen Bezugsrechte \n\nund Beteiligungen dem EWA verkauft werden. Das EWA würde die Beteiligungen mit Aktien \n\nentschädigen. Die heutigen Strompreise sowie die angewendeten Szenarien führen dazu, \n\ndass die Energiebezugsrechte und Beteiligungen zwischen 2015 und dem Ablauf der Kon-\n\nzessionen zum heutigen Zeitpunkt einen Wert von rund 8 Mio. CHF haben.57 Damit könnte \n\nbasierend auf dem aktuellen Steuerwert des EWA der Anteil am Aktienkapital des EWA um \n\n4 % erhöht werden. Die Strategie H2 sieht eine Beteiligung von mind. 51 % vor. Die Erhö-\n\nhung des Aktienkapitals von 37 % auf 51 % würde den Kanton Uri rund 36 Mio. CHF kosten.  \n\n12.3.2 Unterschiedlicher Handlungsspielraum im Zeitverlauf \n\nDie Umsetzbarkeit der Strategien unterscheidet sich im Zeitverlauf: \n\n Die hoheitlichen Funktionen als Eigner der Wasserkraft (darunter fällt beispielsweise der \n\nWasserzins oder die Steuern) können sofort oder nach entsprechender Anpassung kanto-\n\nnaler Gesetze umgesetzt werden. \n\n Der Handlungsspielraum bei der Funktion als Eigentümer an Kraftwerkanlagen (darunter \n\nfällt beispielsweise die Höhe der Beteiligungen und der Bezugsrechte) ist bezüglich der \n\nzeitlichen Fristigkeit unterschiedlich:  \n\n– Die Strategien A, B, C, H1 und H2, die eher einen Rückzug respektive den Status quo \n\nvorsehen, können sofort umgesetzt werden.  \n\n– Die Strategien D, E, F, G und I, die einen Ausbau der Bezugsrechte und Beteiligungen \n\nvorsehen, können erst nach dem Konzessionsende oder im Zusammenhang mit einer \n\nvom Konzessionär gewünschten Änderung umgesetzt werden. \n\n                                                      \n\n57  Der Wert des Energiebezugsrechts bestimmt sich aus dem Nettobarwert der abdiskontierten Jahresergebnisse \n\nzwischen 2015 und dem jeweiligen Ablauf der der entsprechenden Konzession. \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n110 \n\n12.4 Geschätztes Ertragspotenzial pro Strategie \n\n12.4.1 Nettobarwert 2015 bis 2085 \n\nDie nachfolgende Darstellung zeigt die Nettobarwerte der einzelnen Strategien. Dazu werden \n\ndie jährlichen zwischen 2015 und 2085 auf das Jahr 2015 abdiskontiert. Bezüglich der ge-\n\nschätzten Ertragspotenziale der einzelnen Strategien lässt sich eine klare Rangfolge zwischen \n\nden Strategien sowie der einzelnen Ertragselemente erkennen (vgl. Abbildung 12-5):  \n\n Die Strategie A schneidet mit Abstand am schlechtesten ab. Der Rückzug aus der Wasser-\n\nkraftnutzung sowie der Verzicht auf die Wasserzinsen führen zu einem massiven Einnah-\n\nmenausfall. \n\n Für die Strategien B bis G sowie I gilt bezüglich der Rangfolge folgender Grundsatz: Je \n\ngrösser das Engagement des Kantons in der Wasserkraftnutzung (Beteiligungen und Ener-\n\ngiebezugsrechte), umso grösser sind die finanziellen Erträge aus der Wasserkraftnutzung. \n\nFolglich schneiden bezüglich der finanziellen Erträge die Strategien G (Eigennutzung) und \n\nI (Kantonale Energiegesellschaft) am besten ab. \n\n Der Vergleich der Strategie H2 mit der Strategie F zeigt, dass eine direkte Beteiligung an \n\nden Kraftwerksanlagen zu höheren Erträgen führt als die indirekte Beteiligung über das \n\nEWA. Der Grund dafür ist, dass in der Strategie H2 eine vergleichbare Beteiligung am EWA \n\nrund 36 Mio. CHF kosten würde.58 \n\nAbbildung 12-5: Nettobarwert für die Periode 2015 – 2085 nach Strategien (mittleres Preissze-\n\nnario) \n\n \n\n                                                      \n\n58  Dabei wurde angenommen, dass die Transaktion vor Abschluss der Heimfälle abgeschlossen würde. Die Variante \n\nwürde besser abschneiden, wenn erst die Heimfälle ausgeübt würden und anschliessend die Kraftwerksanlagen \n\ndem EWA im Tausch gegen Aktien überlassen würden. \n\n0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1'000\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I1/I2\n\nin Mio. CHF\n\nNettobarwert 2015-2085\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n111 \n\nDie nachfolgende Abbildung zeigt die Ergebnisse für das hohe und tiefe Strompreisszenario. \n\nAus der Abbildung wird ersichtlich, dass sich bei einer positiveren Entwicklung der Strompreise \n\nkeine Unterschiede in der Rangfolge der Strategien ergeben (Szenario Hoch). Geht man aller-\n\ndings von einer langsameren Erholung der Strompreise aus (Szenario Tief) werden die mit \n\ndem Engagement im Strommarkt verbunden Risiken deutlich. Die unterschiedliche Risikoex-\n\nposition verändert auch die Rangfolge der Strategien: Dabei gilt, dass die Strategien mit einer \n\nhohen Exposition am Strommarkt schlechter abschneiden als die Strategien, die ein geringeres \n\nEngagement am Strommarkt vorsehen. Insofern schneidet die Strategie B am besten ab, wenn \n\ndie Strompreise langfristig unter den Gestehungskosten liegen. Unverändert abgeschlagen ist \n\ndie Strategie A. Der freiwillige Verzicht auf die Wasserzinseneinnahmen ist selbst bei der Ei-\n\ngennutzung grösser, als die im Strommarkt erzielten Verluste.  \n\nAbbildung 12-6 Nettobarwert für die Periode 2015 – 2085 nach Strategie (hohes und tiefes \n\nStrompreisszenario) \n\nStrompreisszenario Hoch \n\n \n\n0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1'000\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I1/I2\n\nin Mio. CHF\n\nNettobarwert 2015-2085\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n112 \n\nStrompreisszenario Tief \n\n \n\n \n\n0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1'000\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I1/I2\n\nin Mio. CHF\n\nNettobarwert 2015-2085\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n113 \n\nIn der Abbildung 12-7 sind die Nettobarwerte für das mittlere Preisszenario differenziert nach \n\nden einzelnen Ertragselementen aufgeführt. Dabei wird deutlich, dass die Wasserzinsen und \n\nder Ertrag aus dem Stromverkauf die grösste Bedeutung aufweisen. Die Darstellung der Er-\n\nträge für ausgewählte Schlüsseljahren im nächsten Abschnitt wird zeigen, dass abhängig von \n\nder Strategie und dem Betrachtungszeitpunkt die Bedeutung der einzelnen Ertragselemente \n\nunterschiedlich ist. \n\nAbbildung 12-7:  Nettobarwert für die Periode 2015 – 2085 nach Strategien (mittleres Preissze-\n\nnario) differenziert nach einzelnen Ertragselementen \n\n \n\n \n\n12.4.2 Geschätzte Nettoerträge für einzelnen Jahre \n\nWie in Abschnitt 12.3.2 ausgeführt, unterscheidet sich der Handlungsspielraum bezüglich der \n\nUmsetzung der einzelnen Strategien im Zeitverlauf. Es gibt folgende Schlüsselstellen: \n\n Die Strategien H1 und H2 sowie A, B und C können ab sofort umgesetzt werden. \n\n Im Jahr 2024 läuft die Lucendro-Konzession aus. Ab diesem Zeitpunkt können somit die \n\nStrategien D bis G sowie I1/I2 für das Kraftwerk Lucendro umgesetzt werden. \n\n Im Jahr 2043 fallen sämtliche Reusskonzessionen und im Jahr 2045 auch das KW Bürgeln \n\nheim \n\nNachfolgend werden die Erträge pro Jahr für die Jahre 2020, 2026, 2046 dargestellt.  \n\n-100 100 300 500 700 900 1'100\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I1/I2\n\nin Mio. CHF\n\nErtrag aus Wasserzinsen Ertrag aus Steuern KW\n\nErtrag aus Konzessionsgebühren Ertrag aus Stromverkauf\n\nErtrag aus Dividenden KW Ertrag aus Dividenden EWA\n\nInvestitionen  Erhöhung Aktienkapital EWA\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n114 \n\na) Potenzielle Nettoerträge im Jahr 2020  \n\nDie Abbildung 12-8 zeigt, welche Nettoerträge für den Kanton Uri im Jahr 2020 aus den ein-\n\nzelnen Strategien resultieren, bevor die erste grosse Konzession heimfällt: \n\n Die Umsetzung der Strategie A und der damit verbundene Verzicht auf Einnahmen führen \n\ndazu, dass bereits im Jahr 2020 deutlich geringere Einnahmen resultieren. \n\n Die übrigen Strategien liegen praktisch gleich auf. Der Grund dafür ist, dass aufgrund des \n\nfehlenden Handlungsspielraums das höhere Ertragspotenzial der übrigen Strategien noch \n\nnicht realisiert werden kann. Die tiefen Erträge aus dem Stromverkauf im Vergleich mit den \n\nJahren 2025 und 2046 sind allerdings nicht nur auf den fehlenden Handlungsspielraum zu-\n\nrückzuführen. Ein weiterer Einfluss sind die tiefen Strommarktpreise. Diese führen dazu, \n\ndass die Kraftwerke Amsteg, Göschenen, Lucendro und Bürgeln noch einen Jahresverlust \n\nerleiden. Einzig das Kraftwerk Wassen erzielt im Jahr 2009 einen bescheidenen Jahresge-\n\nwinn von 40‘000 CHF.  \n\nAbbildung 12-8: Potenzielle Erträge im Jahr 2020 (mittleres Preisszenario) \n\n \n\n \n\nb) Potenzielle Erträge im Jahr 2025 \n\nIn der Abbildung 12-9 sind die potenziellen Nettoerträge für die verschiedenen Strategien im \n\nJahr 2025 dargestellt. Die Abbildung zeigt, dass nach Ablauf der Lucendro-Konzession erste, \n\nleichte Unterschiede bezüglich der Rangfolge der einzelnen Strategien festgestellt werden \n\nkönnen. Die Strategien mit einer höheren Exposition am Strommarkt (Eigennutzung, sowie \n\ngrosse Beteiligungsanteile und Energiebezugsrechte) weisen leicht höhere Erträge auf, als die \n\nübrigen Strategien. Die Unterschiede zwischen den einzelnen Strategien sind allerdings noch \n\nnicht sehr deutlich. Dafür sind folgende Gründe anzuführen:  \n\n-20 0 20 40 60 80 100\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I\n\nin Mio. CHF\n\nErtrag aus Wasserzinsen Ertrag aus Steuern KW Ertrag aus Stromverkauf\n\nErtrag aus Dividenden KW Ertrag aus Dividenden EWA\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n115 \n\n Die mit der Lucendro-Konzession heimgefallene Energieproduktionsmenge ist vergleichs-\n\nweise gering. Der Anteil beläuft sich auf 3 % der gesamten produzierten Strommenge mit \n\nUrner Wasserkraft (1‘500 GWh). \n\n Die Strompreise liegen im mittleren Preisszenario nur knapp über den Gestehungskosten \n\nrespektive bei einigen Werken mit bestehenden Beteiligungen/Energiebezugsrechten noch \n\nunter den Gestehungskosten, sodass die Erträge aus dem Stromverkauf gering sind. \n\n Das Kraftwerk Lucendro allein würde aber bereits im Jahr 2025 im mittleren Strompreissze-\n\nnario einen Nettoertrag von 140‘000 CHF aufweisen, wobei im tiefen Szenario ein Verlust \n\nvon rund 420‘000 CHF resultieren würde. Dabei gilt es allerdings zu berücksichtigen, dass \n\ndie Kalkulation basierend auf den Preisen für Grundlaststrom erfolgte. Mit dem Kraftwerk \n\nLucendro wird jedoch vorwiegend Spitzen- und Regelenergie produziert. Unter der Annah-\n\nmen, dass wie in der Vergangenheit auch in der Zukunft rund 20% höhere Erträge für Spit-\n\nzenenergie erzielt werden könnten, würde auch im tiefen Szenario ein kleiner Gewinn er-\n\nzielt. In diesem Sinne zeigt sich erneut, wie wichtig einerseits eine kraftwerksbezogene Um-\n\nsetzung der Strategie ist und wie notwendig andererseits eine im Zeitpunkt der Entscheid-\n\nfindung aktualisierte Wirtschaftlichkeitsanalyse ist. Eine Erhöhung der Beteiligung bzw. der \n\nBezugsrechte muss jeweils im konkreten Einzelfall geprüft werden und ist nur angesagt, \n\nwenn aus der Gegenüberstellung der zu erwartenden Kosten und Erträge ein positives Er-\n\ngebnis resultiert. \n\nAbbildung 12-9: Potenzielle Erträge im Jahr 2025 (mittleres Preisszenario) \n\n \n\n-20 0 20 40 60 80 100\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I\n\nin Mio. CHF\n\nErtrag aus Wasserzinsen Ertrag aus Steuern KW Ertrag aus Konzessionsgebühren\n\nErtrag aus Stromverkauf Ertrag aus Dividenden KW Ertrag aus Dividenden EWA\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n116 \n\nc) Potenzielle Erträge im Jahr 2046 (mittleres Preisszenario) \n\nIm Jahr 2046 – nachdem sämtliche in diesen Berechnungen berücksichtigte Konzessionen \n\nheimgefallen sind – zeigen sich deutliche Unterschiede zwischen den einzelnen Strategien. \n\nDabei werden die bereits im Jahr 2025 erkennbaren Muster verstärkt. Der Grund dafür sind \n\ninsbesondere die gestiegenen Strompreise. Diese liegen im Vergleich zum Jahr 2025 deutlich \n\nüber den Gestehungskosten der Kraftwerke.  \n\nAbbildung 12-10: Potenzielle Erträge im Jahr 2046 (mittleres Preisszenario) \n\n \n\n \n\nDie Abbildung 12-11 zeigt die Entwicklung für das tiefe Strompreisszenario und verdeutlicht \n\ndie Risiken im Strommarkt. Diese zeigen sich an den negativen Erträgen aus dem Stromver-\n\nkauf in den Strategien C bis F sowie an den negativen Dividendenerträgen des EWA. Bei der \n\nStrategie G wird aufgrund der Eigennutzung der Anlagen auf die Erhebung von Wasserzinsen \n\nverzichtet. Diese stellen für die Kraftwerke einen wesentlichen Kostenfaktor dar, der bei der \n\nEigennutzung wegfällt. Dadurch liegen die Bruttoerlöse aus dem Stromverkauf über den Ge-\n\nstehungskosten, sodass ein positiver Ertrag aus dem Stromverkauf erzielt wird. Dieser ist al-\n\nlerdings geringer als die bei den übrigen Strategien erzielten Wasserzinseinnahmen. \n\nDiese negativen Erträge aus dem Stromverkauf (bzw. reduzierten Erträge in der Strategie G) \n\nsind Folge davon, dass im tiefen Szenario nur beim Kraftwerk Wassen im Betrachtungszeit-\n\nraum ein positiver Nettobarwert erwirtschaftet wird. Die Gewinne aus dem Kraftwerk Wassen \n\nkönnen die bei den übrigen Kraftwerksanlagen (Amsteg, Göschenen, Bürglen und Lucendro) \n\n-20 0 20 40 60 80 100\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I\n\nin Mio. CHF\n\nErtrag aus Wasserzinsen Ertrag aus Steuern KW Ertrag aus Konzessionsgebühren\n\nErtrag aus Stromverkauf Ertrag aus Dividenden KW Ertrag aus Dividenden EWA\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n117 \n\nentstehenden Verluste nicht kompensieren.59 Dies verdeutlicht den Bedarf der individuellen \n\nBeurteilung der Kraftwerksanlagen zum Zeitpunkt der Umsetzung. Aus heutiger Sicht würde \n\nman, wenn die Strompreisentwicklung dem tiefen Strompreisszenario folgen würde im Jahr \n\n2043 die Strategien mit einem stärkeren Engagement im Strommarkt nur bei den Kraftwerk \n\nWassen und Göschenen umsetzen. Bei diesen beiden Kraftwerksanlagen könnte eine Strate-\n\ngie mit einem stärkeren Engagement aus rein finanzieller Sicht für den Kanton Uri gewinnbrin-\n\ngend umgesetzt werden.  \n\nIn der Strategie H1 und H2 werden die Erträge aus dem Stromverkauf mit den Wasserzinsen \n\nverrechnet. Dies führt im tiefen Preisszenario zu negativen Dividenden und entsprechendem \n\nAbbau des Eigenkapitals. \n\nAbbildung 12-11: Potenzielle Erträge im Jahr 2046 (tiefes Preisszenario) \n\n \n\n \n\n \n\n                                                      \n\n59  Dabei gilt es zu beachten, dass die Erträge des Lucendro im Vergleich zu den übrigen berücksichtigten Kraftwerks-\n\nanlagen konservativ gerechnet wurden. Die Konservativität der Schätzung begründet sich wie folgt: Einerseits sind \n\ndie Gestehungskosten des KW Lucendro unbekannt. Daher wurde die konservative Annahme übernommen, dass \n\ndiese knapp unter 5 Rp./kWh liegen. Zum Vergleich: Die Gestehungskosten des KW Wassen betragen 3.96 \n\nRp./kWh gerechnet. Darüber hinaus wird der Ertrag des KW Lucendro konservativ geschätzt. Das KW Lucendro \n\neignet sich zur Produktion von Spitzen- und Regelenergie. Diese Stromqualitäten erzielen im Handel höhere Er-\n\nträge als der im Berechnungsmodell hinterlegte Preis für Grundlaststrom. \n\n-20 0 20 40 60 80 100\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I\n\nin Mio. CHF\n\nErtrag aus Wasserzinsen Ertrag aus Steuern KW Ertrag aus Konzessionsgebühren\n\nErtrag aus Stromverkauf Ertrag aus Dividenden KW Ertrag aus Dividenden EWA\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n118 \n\n12.5 Auswirkungen einer Reduktion der Wasserzinsen auf das Ertragspoten-\nzial \n\nDie internationale Strompreisentwicklung führt dazu, dass die Erträge der Wasserkraftwerke \n\nseit 2008 stark zurückgegangen sind und die Rentabilität der Wasserkraftwerke in Frage ge-\n\nstellt ist. Dies betrifft insbesondere die neueren Anlagen, die aufgrund der noch nicht getätigten \n\nAbschreibungen höhere Gestehungskosten aufweisen. Vor diesem Hintergrund werden in der \n\nPolitik Forderungen laut, die Wasserzinsen zu senken oder zumindest nicht mehr, wie vorge-\n\nsehen, zu erhöhen. Die fehlende Rentabilität der Wasserkraft liegt allerdings nicht nur bei den \n\nWasserzinsen. Vielmehr sind durch die Subventionierung von neuen erneuerbaren Energien \n\nÜberkapazitäten im Markt entstanden. Gleichzeitig kann aufgrund der tiefen CO2-Preise güns-\n\ntiger Kohlestrom produziert werden. Für die Problematik der Überkapazitäten und der CO2-\n\nBesteuerung fehlt der Schweiz im europäischen Strommarkt der Handlungsspielraum. Dem-\n\ngegenüber kann die Schweiz mit der Gestaltung der Wasserzinsen relativ rasch die Rahmen-\n\nbedingungen für die Wasserkraft verändern. Ein Verzicht auf die Wasserzinsen würden die \n\nHerstellungskosten für Wasserkraft im Schnitt um ca. 20% senken. Bei Werken, die bereits \n\ngrösstenteils abgeschrieben sind und daher einen tiefen Abschreibungsaufwand aufweisen, \n\nkann der Anteil der Wasserzinsen auch wesentlich höher ausfallen. \n\nEs ist kaum zu erwarten, dass die Schweiz auf die Nutzung der Wasserkraft verzichten wird. \n\nEinerseits ist Energie aus Wasserkraft eine vergleichsweise saubere Form der Energieproduk-\n\ntion. Andererseits würde die Aufgabe der Wasserkraft auch den Standortkantonen der Was-\n\nserkraft nichts nützen, weil damit ebenfalls die Einnahmen aus der Wasserkraft zurückgehen \n\nwürden. Insofern interessiert, welche Auswirkungen ein Wegfall der Wasserzinsen auf die Er-\n\ntragssituation der einzelnen Strategien haben würde. Um dies zu simulieren, wurden in dem in \n\ndiesem Abschnitt eingeführten Berechnungsmodell die Wasserzinsen in sämtlichen Strategien \n\nauf 0 gesetzt. Dies führt dazu, dass sich die Gestehungskosten der Wasserkraftanlagen um \n\nden Betrag des Wasserzinses reduzieren. Der Vergleich der Situation ohne Wasserzinsen (Ab-\n\nbildung 12-12) mit der Situation mit Wasserzinsen (Abbildung 12-5) zeigt folgendes: \n\n Da in der Strategie A so oder so ein Abbau der Wasserzinsen vorgesehen ist, ist der Net-\n\ntobarwert in beiden Strategien gleich hoch. \n\n Am stärksten (-444 Mio. CHF) verringern sich die Nettobarwerte bei der Strategie B., weil \n\ndie Strategie B als einzige Einnahmequelle massgeblich auf die Wasserzinsen setzt. Da \n\nauf Beteiligungen an Kraftwerksanlagen verzichtet wird, können die fehlenden Wasserzins-\n\neinnahmen nicht durch zusätzliche Erträge aus dem Stromverkauf kompensiert werden. \n\nDies gilt selbstverständlich nur solange, wie der Strommarktpreise tatsächlich die Stromge-\n\nstehungskosten ohne Wasserzinsen decken  \n\n Entsprechend verringern sich die Nettobarwerte bei den übrigen Strategien im Verhältnis \n\nzu ihrer Beteiligung an der Stromproduktion aus Wasserkraft. Am tiefsten ist die Reduktion \n\naufgrund der fehlenden Wasserzinsen bei den Strategien G und I. Diese Strategien vermö-\n\ngen der Verlust an Wasserzinsen langfristig am besten zu kompensieren, da ab 2045 sämt-\n\nliche grossen Kraftwerksanlagen bei diesen Strategien im Eigentum der öffentlichen Hand \n\nwären. Dennoch resultiert ein um rund 309 Mio. CHF geringerer Nettobarwert. Der Grund \n\ndafür ist, dass der Einnahmenverlust aus den wegfallenden Wasserzinsen bis zum Heimfall \n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n119 \n\nder grossen Wasserrechtskonzessionen andauert. In der verbleibenden Betrachtungsperi-\n\node kann dieser Rückgang nicht oder nur im geringem Ausmass durch die Mehrerträge aus \n\ndem Stromverkauf (infolge der höheren Beteiligung oder Eigennutzung Uris oder der voll-\n\nständigen Eigennutzung durch Uri) kompensiert werden. \n\nAbbildung 12-12: Nettobarwert für die Periode 2015 – 2085 nach Strategie ohne Wasserzinsen  \n\n \n\n \n\n12.6 Fazit zu den finanziellen Ergebnissen \n\nDie wichtigsten Erkenntnisse aus der finanziellen Bewertung der Strategien können wie folgt \n\nzusammengefasst werden: \n\n Die Ergebnisse hängen zentral von der Entwicklung der Strompreise ab. Deren Entwicklung \n\nlässt sich im heutigen Zeitpunkt nur mit grossen Unsicherheiten prognostizieren. Entspre-\n\nchend gross ist auch die Bandbreite der finanziellen Ergebnisse. Eine höheres Engagement \n\ndes Kantons Uri bei der Stromproduktion öffnet ein beachtliches Ertragspotenzial, beinhal-\n\ntet aber auch ein nicht zu unterschätzendes Risiko. Klar ist aber auch, dass die alleinige \n\nFokussierung auf den Wasserzins ebenfalls mit Risiken behaftet ist. \n\n Der Handlungsspielraum für die Umsetzung der einzelnen Strategien unterscheidet sich für \n\ndie einzelnen Kraftwerke im Zeitverlauf: \n\n– Für das Kraftwerk Lucendro steht der Umsetzungsentscheid bereits im Jahr 2024 an. \n\nBeim Kraftwerk Lucendro zeigen sich für das mittlere und das hohe Strompreisszenario \n\nzu diesem Zeitpunkt bereits positive finanzielle Ergebnisse. Entsprechend interessant \n\nist es für den Kanton Uri, aus finanzieller Sicht sich einen möglichst grossen Anteil an \n\n-100 100 300 500 700 900 1'100\n\nStrategie A\n\nStrategie B\n\nStrategie C\n\nStrategie D\n\nStrategie E\n\nStrategie F\n\nStrategie G\n\nStrategie H1\n\nStrategie H2\n\nStrategie I1/I2\n\nin Mio. CHF\n\nErtrag aus Wasserzinsen Ertrag aus Steuern KW\n\nErtrag aus Konzessionsgebühren Ertrag aus Stromverkauf\n\nErtrag aus Dividenden KW Ertrag aus Dividenden EWA\n\nInvestitionen  Erhöhung Aktienkapital EWA\n\n\n\n 12. Anhang A: Finanzielle Bewertung der Eignerstrategien Kommission Energiepolitik Uri \n\n120 \n\nder im Kraftwerk Lucendro produzierten Energie zu sichern. Die Analyse zeigt allerdings \n\nauch die finanziellen Risiken, die mit einem höheren Engagement verbunden sein kön-\n\nnen. Im Jahr 2024 würde im tiefen Strompreisszenario noch ein Jahresverlust von rund \n\n420‘000 CHF resultieren.  \n\n– Bei den anderen Kraftwerken stehen die grossen Umsetzungsentscheide erst im Jahr \n\n2043 (Amsteg, Göschenen, Wassen) sowie 2045 (Bürglen) an. Gemäss den aktuellen \n\nAbschätzungen sind für sämtliche Werke zu diesem Zeitpunkt unter Anwendung des \n\nmittleren Strompreisszenarios positive Ergebnisse zu erwarteten. Im Hinblick auf den \n\nkonkreten Umsetzungsentscheid müsste auf jeden Fall zum Zeitpunkt des Umsetzungs-\n\nentscheids eine kraftwerkspezifische Wirtschaftlichkeitsanalyse durchgeführt werden. \n\n Über die gesamte Zeitperiode von 2015 – 2085 betrachtet zeigt sich aus heutiger Sicht, \n\ndass die Strategien, die ein grösseres Engagement des Kantons Uri im Strommarkt vorse-\n\nhen, ein interessantes Einnahmenpotenzial für Uri darstellen. Dies ist für einzelne Anlagen \n\n(Göschenen, Wassen) selbst dann der Fall, wenn die Strommarktpreise ausgehend vom \n\nheutigen Strompreisniveau nur geringfügig steigen würden.  \n\n Bei einer Reduktion der Ansätze der Wasserzinsen auf Bundesebene würde sich an der \n\nReihenfolge der Strategien grundsätzlich nichts ändern. Je höher die Beteiligung, umso \n\nbesser könnten die Einnahmenverluste aus den Wasserzinsen kompensiert werden. Dies \n\ngilt allerdings nur solange die Gestehungskosten abzüglich der Wasserzinsen unter den \n\nStrommarktpreisen liegen. \n\n \n\n\n\n 13. Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n121 \n\n13 Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am \nLucendro \n\n13.1 Bewertung der Nord- und der Südableitung ohne Ausbauten \n\n13.1.1 Bewertungsansatz \n\nZiel der finanziellen Bewertung der Handlungsoptionen am Kraftwerk Lucendro ist ein einfa-\n\ncher Vergleich zwischen den finanziellen Erträgen der Nord- und Südableitung. Für die Be-\n\nstimmung der wirtschaftlicheren Variante sind in dieser Untersuchungsphase einzig die Grös-\n\nsenordnungen relevant. Daher werden für die Berechnungen verschiedenen Vereinfachungen \n\nvorgenommen. Für die Bewertung der Energieproduktion der Nord- und der Südableitung wird \n\nwie bei der finanziellen Bewertung der möglichen Eignerstrategien (vgl. Anhang A [Kapitel 12]) \n\nein Market-to-Market-Modell verwendet. Analog der finanziellen Bewertung der Eignerstrate-\n\ngien wird auch für die Bewertung der Nord- und der Südableitung ein Untersuchungszeitraum \n\nzwischen 2015 und 2085 berücksichtigt.  \n\nDie für die Bewertung notwendigen Grundlagen sind im nachfolgenden Abschnitt 13.1.2 dar-\n\ngestellt. Im Kapitel 13.1.3 wird ganz zum Abschluss ein Fazit zu den einzelnen Varianten ge-\n\nzogen. \n\n13.1.2 Bewertungsgrundlagen \n\nFür die Berechnungen sind im Prinzip drei Schritte notwendig:  \n\n Bestimmung der Energieproduktion mit dem Lucendro-Wasser \n\n Bestimmung des Ertrags aus der produzierten Energie \n\n Bestimmung der Gestehungskosten für die Energieproduktion \n\na) Energieproduktion mit Lucendro-Wasser \n\nDie konzedierte Wassermenge des Kantons Uri für das Kraftwerk Lucendro beträgt 0.85m3/s.60 \n\nDie Abbildung 13-1 zeigt die für die Berechnung der Energieproduktion mit Lucendro-Wasser \n\nbenötigten Annahmen. Um die Energieproduktion zu berechnen muss zuerst die Nettoleistung, \n\ndie mit Lucendro-Wasser produziert werden kann, bestimmt werden. Dazu wird die Nettofall-\n\nhöhe (Bruttofallhöhe abzüglich Fliesswegbedingtem Fallhöhenverlust [0.4% des Fliesswegs]) \n\n                                                      \n\n60  Vgl. Wasserrechtsverleihung des Kantons Uri vom 12. März 1942 an die Aare-Tessin Aktiengesellschaft für Elekt-\n\nrizität (Atel). \n\n\n\n 13. Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n122 \n\nmit der konzedierten Wassermenge und einer Konstante für die Dichte, die Erdbeschleunigung \n\nund dem Wirkungsgrad (8.12) multipliziert.61 \n\nDie Abbildung zeigt, dass aufgrund der topografischen Gegebenheiten und dem Ausbaustan-\n\ndard auf der Südableitung mit dem Lucendro-Wasser eine grössere Energieproduktion erzielt \n\nwerden kann, als wenn das Wasser Richtung Norden abgeleitet würde.62 Bei dieser Betrach-\n\ntung ist noch nicht berücksichtigt, dass die Nordableitung gar nicht auf die zusätzliche Was-\n\nsermenge ausgelegt ist, sodass nicht die gesamte Wassermenge turbiniert werden könnte. \n\nDieser Aspekt wurde im Sinne der Vereinfachung der Berechnung nicht weiter geprüft. \n\nAbbildung 13-1:  Annahmen zur Nordableitung ohne Ausbauten \n\n \n\nb) Ertrag aus der Stromproduktion \n\nDie Berechnungsmethode für den Ertrag aus der Stromproduktion ist die gleiche wie bei der \n\nBestimmung des Ertrages aus der Wasserkraftnutzung im Rahmen der finanziellen Bewertung \n\nder Eignerstrategien (vgl. Anhang A [Kapitel 12]). Ausgangspunkt für die Modellierung bildet \n\nder durchschnittliche Strompreis, der von der Kraftwerksanlage im heutigen Marktumfeld und \n\nder prognostizierten Strompreisentwicklung (vgl. Abschnitt Abbildung 12-2, S. 103) erzielt wer-\n\nden kann. Die Ausgangswerte sind in der Abbildung 13-2 dargestellt. Sie beziehen sich auf die \n\nProduktion von günstigem Grundlaststrom. Da mit den Kraftwerksanlagen auch ein gewisser \n\nAnteil teurere Spitzenenergie produziert wird, wird entsprechend unterschätzt.  \n\n                                                      \n\n61  Für die Berechnungen werden Angaben verwendet aus der Statistik der Wasserkraftanlagen der Schweiz und dem \n\nBericht der IUB zur Wasserkraftnutzung am Gotthard (vgl. IUB 2010, Wasserkraftnutzung am Gotthard. Analyse \n\nund Beurteilungen, S. 15ff. \n\n62  Vgl. dazu auch das Höhenprofil in Abbildung 9-3, S. 84 \n\nKraftwerke\n\nBrutto-\n\nfallhöhe \n\nin m\n\nFliess-\n\nweg \n\nin m\n\nFall-\n\nhöhen-\n\nverlust \n\nin m\n\nNetto-\n\nFallhöhe \n\nin m \n\nNetto-\n\nLeistung mit \n\nLucendro \n\nWasser \n\nin MW\n\nEnergiepro-\n\nduktion mit \n\nLucendro \n\nWasser \n\nin GWh\n\nNordableitung 1'075 19'805 79 996 6.9 60.2\n\nKW Hospental 158 2'220 9 149 1.0 9.0\n\nKW Göschenen \n\n(Andermatt)\n341 2'800 11 330 2.3 19.9\n\nKW Wassen 279 6'925 28 251 1.7 15.2\n\nKW Amsteg 297 7'860 31 266 1.8 16.1\n\nSüdableitung 1'766 32'950 132 1'634 11.3 98.8\n\nKW Lucendro 1'002 7'050 28 973 6.7 58.8\n\nKW Stalvedro 134 4'400 18 116 0.8 7.0\n\nKW Piottino 330 9'500 38 292 2.0 17.7\n\nKW Biascina 300 12'000 48 252 1.7 15.2\n\n\n\n 13. Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n123 \n\nAbbildung 13-2: Durchschnittlich erzielter Strompreis pro Jahr \n\n  \n\n \n\nDie Abbildung zeigt, dass die von den Kraftwerksanlagen auf der Ticino-Kaskade realisierten \n\nStrompreise höher geschätzt werden als auf der Reuss-Kaskade. Der Grund dafür ist, dass \n\nauf der Ticino-Kaskade mehr Strom im Winter produziert werden kann. Im Winter sind die \n\nStrompreise tendenziell höher als im Sommer. Dieser Vorteil hängt unmittelbar mit den Spei-\n\ncherkapazitäten des Lucendro-Stausees zusammen, die sich über die gesamte Ticino-Kas-\n\nkade auswirken.  \n\nc) Gestehungskosten der Stromproduktion \n\nDie Gestehungskosten der Stromproduktion sind für diejenigen Werke bekannt, an denen der \n\nKanton Uri beteiligt ist. Für die übrigen Kraftwerksanlagen wurden Annahmen getroffen (KW \n\nHospental sowie die Kraftwerksanlagen der Ticino-Kaskade). Die entsprechenden Werte sind \n\nin der Abbildung 13-3 dargestellt.  \n\nAbbildung 13-3: Gestehungskosten der Stromproduktion \n\n \n\n* Annahmen \n\nKraftwerke \n\nNordableitung\n\nStrompreis \n\npro kWh in \n\nRp./kWh\n\nKraftwerke \n\nSüdableitung\n\nStrompreis \n\npro kWh in \n\nRp./kWh\n\nKW Hospental 4.90 KW Lucendro 5.51\n\nKW Göschenen \n\n(Andermatt)\n4.92 KW Stalvedro 5.13\n\nKW Wassen 5.04 KW Piottino 5.16\n\nKW Amsteg 5.01 KW Biascina 5.09\n\nTotal 4.97 5.35\n\nKraftwerke \n\nNordableitung\n\nGestehungs-\n\nkosten in \n\nRp./kWh\n\nKraftwerke \n\nSüdableitung\n\nGestehungs-\n\nkosten in \n\nRp./kWh\n\nKW Hospental 3.5* KW Lucendro 4.8*\n\nKW Göschenen \n\n(Andermatt)\n5.2 KW Stalvedro 4.8*\n\nKW Wassen 4.0 KW Piottino 4.8*\n\nKW Amsteg 6.8 KW Biascina 4.8*\n\nTotal 5.1 4.8\n\n\n\n 13. Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n124 \n\n13.1.3 Fazit zu den finanziellen Ergebnissen \n\nDas finanzielle Ergebnis zeigt, dass mit der Südableitung unter den bestehenden Rahmenbe-\n\ndingungen und den getroffenen Berechnungsannahmen ein finanziell besseres Ergebnis er-\n\nzielt werden kann. Das bedeutet allerdings nicht, dass das Wasser auf der nördlichen Gefäss-\n\ntrecke nicht auch spürbar genutzt werden könnte. Der Grund für das schlechtere Abschneiden \n\nder Nordableitung ist, dass bei in der Grössenordnung vergleichbaren Gestehungskosten auf \n\nder Ticino-Kaskade (Südableitung) eine grössere Höhendifferenz genutzt werden kann. Das \n\nKraftwerk Lucendro nutzt alleine ein Gefälle von 970m. Dies entspricht fast der gesamten aus-\n\ngebauten Nettofallhöhe der Reusskaskade (995m). \n\nAbbildung 13-4: Finanzielle Ergebnisse der Nord- und der Südableitung: Nettobarwert   \n\nfür die Periode 2015 – 2085 \n\n \n\n \n\nDie Abbildung zeigt, dass im tiefen Strompreisszenario ein negatives Ergebnis beim Kraftwerk \n\nLucendro resultiert. Hierzu ist anzufügen, dass der Ertrag aus dem Stromverkauf beim Kraft-\n\nwerk Lucendro in der Tendenz unterschätzt wird. Die Berechnungen stützten sich auf die Tarife \n\nfür Grundlaststrom ab. Mit den Speicherkapazitäten des Lucendro-Stausees können aber auch \n\nSpitzenlaststrom und Regelenergie für die Sicherstellung der Netzstabilität produziert werden. \n\nDie Tarife für Spitzenlaststrom und Regelenergie wahren in der Vergangenheit rund 20% höher \n\nals die Preise für Grundlaststrom (vgl. Abschnitt 12.2.1, S. 100). Würden diese um 20% höhe-\n\nren Strommarktpreise für die Berechnungen verwendet, würde beim Kraftwerk Lucendro auch \n\nim tiefen Szenario ein leicht positiver Nettobarwert resultieren. \n\n24.2 \n\n55.8 \n\n35.9 \n\n2.5 \n\n17.4 \n12.3 \n\n-17.4 -17.7 \n\n-9.2 \n\n-30.0\n\n-20.0\n\n-10.0\n\n0.0\n\n10.0\n\n20.0\n\n30.0\n\n40.0\n\n50.0\n\n60.0\n\nGesamte\nReuss-Kaskade\n\nGesamte\nTicino-Kaskade\n\nNur\nLucendro\n\nNordableitung Südableitung\n\nN\ne\n\ntt\no\n\nb\na\n\nrw\ne\n\nrt\n i\nn\n\n M\nio\n\n. \nC\n\nH\nF\n\nHoch Mittel Tief\n\n\n\n 13. Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n125 \n\n13.2 Bewertung des Ausbaus der Nordableitung \n\n13.2.1 Einleitende Bemerkungen und Bewertungsansatz \n\nDie Ergebnisse des Vergleich zwischen der Nord und der Südableitung haben gezeigt, dass \n\ndie Nordableitung im Vergleich zur Südableitung weniger wirtschaftlich ist. Der Vergleich geht \n\nallerdings von den bestehenden Kraftwerksanlagen aus und berücksichtigt die Möglichkeiten \n\nfür die Steigerung der Qualität und der Menge der produzierten Energie auf der Reuss-Kas-\n\nkade nicht. In diesem Abschnitt soll folglich beurteilt werden, ob sich der Ausbau der \n\nReusskaskade und die Nordableitung für den Kanton Uri wirtschaftlich lohnen würde.  \n\nDie Grundlagen für den Ausbau der Nordnutzung wurden im Jahr 1997 erarbeitet.63 Der Aus-\n\nbau des Lucendro-Stausees war in den Varianten der Stossrichtung „Erhöhung der Speicher-\n\nkapazität mit Beseitigung des Leistungsengpasses“ vorgesehen. Im Rahmen einer groben \n\nWirtschaftlichkeitsrechnung soll geprüft werden, ob sich ein Ausbau der Reuss-Kaskade unter \n\nEinbezugs des Lucendro-Stausee lohnen würde. Dazu werden die Ausbauvarianten, die den \n\nLucendro-Stausee miteinbeziehen mit der Referenzvariante verglichen. Dabei wird der Ein-\n\nfachheit halber ausgeklammert, dass die Fassung der Muttenreuss und die Überleitung in den \n\nGöscheneralpsee mit dem Bau des KW Realp II nicht mehr möglich ist. Insgesamt können 6 \n\nrelevante Ausbauvarianten unterschieden werden.64 \n\nFür die Bewertung der Energieproduktion einzelnen Varianten wird, wie bei der finanziellen \n\nBewertung der möglichen Eignerstrategien (vgl. Anhang A [Kapitel 12]) ein Market-to-Market-\n\nModell verwendet. Um eine Konzessionsdauer von 80 Jahren zu simulieren, wird ein Unter-\n\nsuchungszeitraum zwischen 2015 und 2095 angenommen. Dabei wird davon ausgegangen, \n\ndass sämtliche Investitionen im 1. Betriebsjahr anfallen. Die den Berechnungen unterliegen-\n\nden Annahmen werden im nachfolgenden Abschnitt erläutert. \n\n13.2.2 Bewertungsgrundlagen \n\nAls Grundlage für die Bewertung werden folgende Angaben benötigt: \n\n Investitionskosten für die einzelnen Varianten \n\n Energieproduktion in GWh \n\n Strompreise 2012/2013 in Rp./kWh \n\n Gestehungskosten in Rp./kWh \n\n \n\n                                                      \n\n63  Auf eine Aktualisierung der Grundlagen und eine Überprüfung der möglichen Ausbauvarianten wurde verzichtet, \n\nweil die Bewertung basierend auf den bisherigen Grundlagen deutlich zeigt, dass eine Nordableitung zum jetzigen \n\nZeitpunkt nicht wirtschaftlich ist. \n\n64  Vgl. für eine Beschreibung der Varianten den Bericht der Technischen Kommission. Baudirektion Uri (1997), Was-\n\nserkraftnutzungskonzept Uri. Phase II – Feinkonzept. \n\n\n\n 13. Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n126 \n\na) Investitionskosten \n\nDie Investitionskosten basieren auf der Angaben im Bericht der technischen Kommission. Die \n\nIm Jahr 1997 geschätzten Investitionskosten wurden anhand des Baukostenindexes auf das \n\nJahr 2014 hochgerechnet. Gemäss Baukostenindex sind die Baukosten in der Zentralschweiz \n\n24.7% höher als im Jahr 1998. Zahlen von früher sind nicht direkt verfügbar und es wurde \n\naufgrund des groben Charakters der Abschätzung darauf verzichtet, diese detailliert abzuklä-\n\nren. Je nach Variante belaufen sich die Investitionskosten bezogen auf Preise des Jahres 2014 \n\nauf 2.5 bis 3.2 Mrd. CHF (vgl. Abbildung 13-5). Für die Herstellung des Referenzzustands im \n\nJahr 2015 werden knapp 50 Mio. CHF veranschlagt. \n\nAbbildung 13-5: Investitionskosten in Mio. CHF \n\n Variante  \n7 \n\nVariante  \n8 \n\nVariante  \n9 \n\nVariante \n10 \n\nVariante \n11 \n\nVariante \n12 \n\nReferenz-\nvariante \n\nInvestitionskos-\nten in Mio. CHF \n\n2'686  3'221  2'685  2'584  2'518  3'053  50  \n\n \n\nb) Energieproduktion \n\nDie Angaben zur jährlichen Energieproduktion stammen ebenfalls aus dem Bericht der Tech-\n\nnischen Kommission. Die Produktionsmengen werden differenziert nach Winter-, Sommer- \n\nund Übergangsperiode ausgewiesen und in der nachfolgenden Abbildung 13-6 dargestellt. Die \n\nAbbildung zeigt, dass der Ausbau der Reuss-Kaskade im Vergleich zur Referenzvariante eine \n\nSteigerung der Energieproduktion von 1‘150 GWh/a auf bis 1‘365 GWh/a erlaubt. Neben der \n\nProduktionssteigerung ermöglichen die zusätzlichen Speicherkapazitäten eine Verlagerung \n\nder Stromproduktion in den Winter, wo die Energie i.d.R. zu höheren Strommarktpreisen ver-\n\nkauft werden kann.  \n\nFür die Pumpspeicherkraftwerke wird ebenfalls Energie benötigt. Der Pumpenergiebedarf wird \n\nauf 90 GWh/a bis 122.9 GWh/a geschätzt. Die Aufwendungen für die Pumpenergie müssen \n\ngrundsätzlich von den Erträgen aus der Stromproduktion abgezogen werden. Um die Berech-\n\nnung zu vereinfachen, wird im Sinne der groben Schätzung bereits die Energieproduktion kor-\n\nrigiert. Dazu wird der Anteil Pumpenergie entsprechend dem Verhältnis zwischen Grundlast- \n\nund Spitzenstrom abgezogen.65 Als Ergebnis resultiert die Energieproduktion abzüglich Pum-\n\npenergie, die für die Ermittlung des Ertrags aus der Wasserkraftnutzung verwendet wird. \n\n                                                      \n\n65  Im Jahr 2012 waren die Kosten für Spitzenergie 14% teurer als Grundlaststrom. Grundlastenergie ist folglich rund \n\n12% weniger Wert als Spitzenenergie. Daher werden nur 87% der Pumpenergie berücksichtigt und von der Ener-\n\ngieproduktion des Kraftwerks abezogen. \n\n\n\n 13. Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n127 \n\nAbbildung 13-6: Energieproduktion in GWh/a \n\n Variante  \n7 \n\nVariante  \n8 \n\nVariante  \n9 \n\nVariante \n10 \n\nVariante \n11 \n\nVariante \n12 \n\nReferenz-\nvariante \n\nEnergieproduk-\ntion in GWh/a \n\n1'365  1'382  1'363  1'335  1'333  1'351  1'150  \n\nWinter 371 385 372 363 364 377 199 \n\nÜbergansperiode 401 408 401 403 400 412 319 \n\nSommer 593 590 590 568 568 562 632 \n\nEnergieproduk-\ntion abzüglich \nPumpenergie in \nGWh/a \n\n1'286  1'275  1'286  1'293  1'291  1'281  1'150  \n\n \n\nc) Strompreise und Ertrag pro kWh \n\nDie Berechnungsmethode für den Ertrag aus der Stromproduktion pro kWh ist die gleiche wie \n\nbei der Bestimmung des Ertrages aus der Wasserkraftnutzung im Rahmen der finanziellen \n\nBewertung der Eignerstrategien (vgl. Anhang A [Kapitel 12]). Ausgangspunkt für die Modellie-\n\nrung bildet die Stromproduktion differenziert nach den Produktionsperioden sowie nach den in \n\ndiesen Perioden geltenden Strommarktpreisen. Verwendet wurden die Monatsdurchschnitts-\n\npreise des Jahres 2012/2013. Der so ermittelte durchschnittliche Ertrag pro kWh (vgl. Abbil-\n\ndung 13-2) wird anschliessend anhand der erwarteten Strompreisentwicklung in die Zukunft \n\nfortgeschrieben. \n\nAbbildung 13-7: Ertrag pro kWh \n\n Variante  \n7 \n\nVariante  \n8 \n\nVariante  \n9 \n\nVariante \n10 \n\nVariante \n11 \n\nVariante \n12 \n\nReferenz-\nvariante \n\nDurchschnittlicher \nErtrag pro kWh in \nRp./kWh \n\n5.21  5.22  5.21  5.22  5.22  5.23  5.07  \n\n \n\nd) Gestehungskosten \n\nEs werden dieselben Gestehungskosten verwendet, wie sie für die gesamte Reuss-kaskade \n\nermittelt wurden (vgl. Abbildung 13-3). Sie betragen 5.1 Rp./kWh. Dabei wurde angenommen, \n\ndass sich die Gestehungskosten durch die Ausbauten, abgesehen von den mit den Investitio-\n\nnen verbundenen Abschreibungsaufwand und Kapitalkosten, nicht verändern würden.66 \n\n                                                      \n\n66  Der Abschreibungsaufwand und die Kapitalkosten müssen in den Gestehungskosten nicht explizit berücksichtigt \n\nwerden, da sie bereits über die Investitionen und den Diskontierungssatz in die Nettobarwertberechnung einflies-\n\nsen. \n\n\n\n 13. Anhang B: Finanzielle Bewertung der Handlungsoptionen am Lucendro Kommission Energiepolitik Uri \n\n128 \n\n13.3 Ergebnis der Bewertung \n\nDas Ergebnis der Beurteilung ist eindeutig. Die Nettobarwertbetrachtung über 80 Jahre zeigt, \n\ndass ein Ausbau der Reuss-Kaskade zum jetzigen Zeitpunkt nicht wirtschaftlich ist. Der Grund \n\ndafür sind die tiefen Strommarktpreise und die geringe Differenz zwischen Spitzen- und Grund-\n\nlaststrom. Damit sich der Ausbau finanziell rechnen würde, müsste ein durchschnittlicher Er-\n\ntrag von über 10 Rp./kWh erzielt werden können. \n\nAbbildung 13-8: Nettobarwert für die Periode 2015 – 2095 für die verschiedenen Ausbauvari-\n\nanten und den Referenzzustand  \n\n \n\n \n\n-1'930 \n\n-2'443 \n\n-1'929 -1'826 -1'764 \n\n-2'276\n\n473 \n\n-2'436 \n\n-2'946 \n\n-2'434 -2'335 -2'272 \n\n-2'782 \n\n33 \n\n-2'897 \n\n-3'404 \n\n-2'896 -2'800 -2'736 \n\n-3'243 \n\n-368 \n\n-4'000\n\n-3'500\n\n-3'000\n\n-2'500\n\n-2'000\n\n-1'500\n\n-1'000\n\n-500\n\n0\n\n500\n\n1'000\n\nV\na\n\nria\nn\n\nte\n 7\n\nV\na\n\nria\nn\n\nte\n 8\n\nV\na\n\nria\nn\n\nte\n 9\n\nV\na\n\nria\nn\n\nte\n 1\n\n0\n\nV\na\n\nria\nn\n\nte\n 1\n\n1\n\nV\na\n\nria\nn\n\nte\n 1\n\n2\n\nR\ne\n\nfe\nre\n\nn\nz\nz\nu\n\ns\nta\n\nn\nd\n\nN\ne\n\ntt\no\n\nb\na\n\nrw\ne\n\nrt\n i\nn\n\n M\nio\n\n. \nC\n\nH\nF\n\nHoch Mittel Tief\n\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n129 \n\n14 Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung \n\nDie Aktualisierung der Eignerstrategien zeigt, dass die beiden Strategien F und G für die zu-\n\nkünftige Ausrichtung im Vordergrund stehen. Sowohl die Strategie F (Bezugsrechte > 51% mit \n\nallfälliger Mehrheitsbeteiligung) wie auch die Strategie G (Eigennutzung) würden gegenüber \n\nder heutigen Situation ein vermehrtes finanzielles Engagement im Rahmen der Kraftwerkin-\n\nvestitionen erfordern. Mit dem Engagement ergeben sich einerseits wesentlich höhere Ertrags-\n\nmöglichkeiten, andererseits vergrössern sich aber auch die potenziellen Risiken. Im Rahmen \n\nder Aktualisierung der Eignerstrategie wurde diesen Risikoüberlegungen Rechnung getragen, \n\nindem die „Minimierung der finanziellen Risiken“ explizit als Kriterium in die Bewertung der \n\nStrategien eingeflossen ist.  \n\nKönnen mit einer geschickten Wahl der Eignerstrategie die zukünftigen Erträge aus der Was-\n\nserkraftnutzung gesteigert werden, so ist dies für Uri sehr bedeutsam. Aktuell belaufen sich die \n\nErträge aus der Wasserkraft auf gut einen Viertel der gesamten Steuererträge. Aufgrund der \n\nKleinheit des Kantons können aber auch Verlustrisiken an die Substanz gehen, ist doch das \n\nfinanzielle „Polster“ des Kantons eng beschränkt. Vor diesem Hintergrund ist es sinnvoll, die \n\nRisikobetrachtung im Rahmen dieses Anhangs zu vertiefen. Hierzu wird wie folgt vorgegangen: \n\n Im folgenden Abschnitt 14.1 wird untersucht, ob und wenn ja, wie sich die Rangfolge der \n\nStrategien verändern würde, wenn der „Minimierung der finanziellen Risiken“ eine noch hö-\n\nhere Gewichtung gegeben wird als dies bereits in der Grundanalyse der Fall ist.  \n\n In Abschnitt 14.2 wird die Frage beleuchtet, wie die Risikoexposition der im Vordergrund \n\nstehenden Strategien F und G zu beurteilen ist, wenn die Höhe des Wasserzinses unter \n\nDruck geraten würde.  \n\n Im abschliessenden Abschnitt 14.3 werden die Erkenntnisse aus der Vertiefung der Risiko-\n\nbetrachtung zusammengefasst.  \n\n14.1 Höhere Gewichtung der finanziellen Risiken \n\nDie Gewichtung der Ziele und Kriterien zur Beurteilung der Strategien im Haupttext wurden \n\nvon der EPU festgelegt.67 Das Hauptgewicht der gesamten Beurteilung liegt gemäss der Fest-\n\nlegung der EPU auf dem Zielbereich „Finanzen“, sie werden mit einer Gewichtung von 50% \n\nberücksichtigt.68 Innerhalb des Finanzbereichs dominieren die Teilkriterien „Erträge maximie-\n\nren“ mit einer Gewichtung von 50% und „Finanzielle Risiken minimieren“ mit 30%.69  \n\n                                                      \n\n67  Vgl. für eine vollständige Darstellung des Zielsystems die Abbildung 4-5 auf S. 50. \n\n68  Die drei weiteren Zielbereich mit einer deutlich kleineren Gewichtung sind: Wettbewerbs- und Ordnungspolitik \n\n(20%), Energie und Umwelt (20%) und Volkswirtschaft (10%). \n\n69  Die zwei weiteren Teilkriterien innerhalb des Finanzbereichs sind „Kontinuität der Einnahmen sichern (5%)“ sowie \n\n„Technische und operative Risiken minimieren (15%). \n\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n130 \n\nIm Sinne eine Sensitivitätsanalyse wird nachstehend geprüft, wie sich die Bewertung bzw. \n\nRangfolge der Eignerstrategien ändern würde, wenn das Teilkriterium „Finanzielle Risiken mi-\n\nnimieren“ zulasten des Teilkriteriums „Erträge maximieren“ ein höheres Gewicht erhält. Diese \n\nAnalyse soll insbesondere aufzeigen, ob und wenn ja ab bei welcher Änderung in der Gewich-\n\ntung die Reihenfolge der Strategien kippen würde. Hierzu wird, wie in Abbildung 14-1 aufge-\n\nzeigt, das Gewicht des Teilkriteriums „Finanzielle Risiken minimieren“ in mehreren Stufen er-\n\nhöht, von 30% gemäss Festlegung EPU über 40% und 45% bis 50%.  \n\nAbbildung 14-1: Annahmen für die Sensitivitätsanalyse der Risikogewichtung  \n\nTeilkriterium Gewichtung \n gemäss Fest-le-\n\ngung EPU \n\nGewichtung für  \nSensitivitäts- \n\nanalyse I \n\nGewichtung für \nSensitivitäts- \n\nanalyse II \n\nGewichtung für  \nSensitivitäts- \n\nanalyse III \n\nErträge maximieren 50% 40% 35% 30% \n\nFinanzielle Risiken  \nminimieren \n\n30% 40% 45% 50% \n\n \n\nIn der folgenden Abbildung 14-2 werden die Beurteilungsergebnisse für die 11 untersuchten \n\nStrategien je nach der gewählten Gewichtung für das Teilkriterium „Finanzielle Risiken mini-\n\nmieren“ zusammengefasst. Rot hinterlegt sind in den Spalten jeweils jene Strategien, die am \n\nbesten oder zweitbesten bewertet werden. Die Ergebnisse lassen sich wie folgt interpretieren:  \n\n Unabhängig davon, ob die Risiken oder die Maximierung der Erträge stärker gewichtet wird, \n\nist die Strategie F („Mehrheitsbeteiligung)“ immer im Spitzenduo vertreten.  \n\n Die Strategie G („Eigennutzung“), die grössere finanzielle Risiken aufweist als die Strategie \n\nF, verbleibt auch dann im Spitzenduo, wenn das Kriterium „finanziellen Risiken minimieren“ \n\ngleich (vgl. Sensitivitätsanalyse I) oder leicht stärker (vgl. Sensitivitätsanalyse II) gewichtet \n\nwird als das Kriterium „Erträge maximieren“. Erst wenn die Gewichtung der beiden Teilkri-\n\nterien vollständig getauscht wird (vgl. Sensitivitätsanalyse III) ist die Strategie G nicht mehr \n\nim Spitzenduo vertreten. \n\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n131 \n\nAbbildung 14-2: Ergebnis der Sensitivitätsanalyse \n\n \n\nG\ne\ns\na\nm\n\nt-\n\nto\nta\n\nl\n\nR\na\nn\n\ng\n\nG\ne\ns\na\nm\n\nt-\n\nto\nta\n\nl\n\nR\na\nn\n\ng\n\nG\ne\ns\na\nm\n\nt-\n\nto\nta\n\nl\n\nR\na\nn\n\ng\n\nG\ne\ns\na\nm\n\nt-\n\nto\nta\n\nl\n\nR\na\nn\n\ng\n\nStrategie A\n\nkeine Bezugsrechte, keine Beteiligung, \n\nAbbau Abgaben\n-0.68 11 -0.48 11 -0.38 11 -0.28 11\n\nStrategie B\n\nkeine Bezugs-rechte, keine Beteiligung, \n\nErhöhung Abgaben\n-0.16 10 -0.06 10 -0.01 8 0.04 6\n\nStrategie C\n\nBezugsrechte und Beteiligung  wie heute, \n\nErhöhung Abgaben 0.22 8 0.17 7 0.14 5 0.12 3\n\nStrategie D\n\nErhöhung Bezugsrechte auf 20% ohne \n\nErhöhung Beteiligung 0.32 7 0.23 5 0.18 3 0.14 2\n\nStrategie E\n\nErhöhung Bezugsrechte (30-49%) mit evtl. \n\nMinderheitsbeteiligung \n0.32 6 0.17 6 0.09 7 0.01 7\n\nStrategie F\n\nErhöhung Bezugsrechte (>51%), \n\nallenfalls mit Mehrheitsbeteiligung \n0.57 2 0.40 1 0.32 1 0.24 1\n\nStrategie G\n\nEigennutzung 0.58 1 0.33 2 0.21 2 0.08 4\n\nStrategie H1\n\nErhöhung Beteiligung EWA\n\n < 50% / Rückzug aus Beteiligungen an KW 0.12 9 -0.03 9 -0.11 10 -0.18 10\n\nStrategie H2\n\nErhöhung Beteiligung EWA\n\n > 50% /  Rückzug aus Beteiligungen an KW 0.47 4 0.26 3 0.15 4 0.04 5\n\nStrategie I1\n\nSchaffung einer kantonalen \n\nEnergiegesellschaft zur Produktion und \n\nVerwertung von Strom aus Wasserkraft\n0.48 3 0.23 4 0.11 6 -0.02 8\n\nStrategie I2\n\nSchaffung einer kantonalen \n\nEnergiegesellschaft aktiv in sämtlichen \n\nBereichen des Strommarktes\n\n0.44 5 0.14 8 -0.01 9 -0.16 9\n\nursprüngliche \n\nGewichtung \n(Erträge \n\nMaximieren: 50% / \n\nRisiken \n\nminimieren: 30%) \n\nSensitivitäts-\n\nanalyse I\n(Erträge \n\nMaximieren: 40% / \n\nRisiken\n\n minimieren: 40%) \n\nSensitivitäts-\n\nanalyse III\n(Erträge \n\nMaximieren: 30% / \n\nRisiken minimieren: \n\n50%) \n\nSensitivitäts-\n\nanalyse II\n(Erträge \n\nMaximieren: 35% / \n\nRisiken\n\n minimieren: 45%) \n\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n132 \n\n14.2 Risikoexposition bei erodierenden Wasserzinsen \n\n14.2.1 Zukunft der Wasserzinsen70 \n\nMit dem starken Rückgang der Strompreise seit 2008 hat sich in jüngster Vergangenheit der \n\nDruck auf die Wasserzinsen erhöht. Um die Konkurrenzfähigkeit der Stromproduktion aus der \n\nWasserkraft gegenüber der teilweise im Ausland massiv subventionierten neuen erneuerbaren \n\nEnergien (Sonne, Wind) stärken zu können, werden verschiedene Möglichkeiten diskutiert: \n\n Substituierung des Wasserzins durch einen Wasserzinsrappen: Eine Vertretung aus der \n\nStrombranche hat den Vorschlag eingebracht, auf den Wasserzins zwar nicht gänzlich zu \n\nverzichten, diesen aber durch einen Wasserrappen zu ergänzen oder substituieren. Dieser \n\nwürde auf der Stromrechnung ausgewiesen und wäre von den Endverbrauchern zu bezah-\n\nlen. Mit der Lösung wird angestrebt, eine Lastenverschiebung weg von den Energieprodu-\n\nzenten hin zu den Konsumenten durchzusetzen. Weil der Wasserrappen nur bei den Strom-\n\nkonsumenten in der Schweiz erhoben werden könnte, bestehen Zweifel, ob sich für die \n\nGebirgskantone das gleiche Einnahmenvolumen wie bei den heutigen Wasserzinsen ge-\n\nnerieren liesse.  \n\n Verzicht auf die Ausschöpfung des per Anfang 2015 erhöhten Wasserzinsmaximums: Ein-\n\nzelne Kraftwerkbetreiber versuchen, bei der konzessionserteilende Behörde zu erreichen, \n\ndass diese freiwillig von der vollen Ausschöpfung des Wasserzinsmaximums absehen. \n\n Senkung und/oder Flexibilisierung der Wasserzinsmaxima: Die von der UREK-N einge-\n\nreichte Motion beauftragt den Bundesrat, die Wasserzinsregelung nach 2019 unter Berück-\n\nsichtigung der konkreten Lage der Wasserkraftwerke zügig an die Hand zu nehmen. Der \n\nBundesrat beantragt die Annahme der Motion. In ersten Gesprächen der Energiewirtschaft \n\nund teilweise der Kantone wird eine Flexibilisierung angesprochen, die in einen Zusammen-\n\nhang mit der Rentabilität der Anlage oder allenfalls den CO2-Preisen gestellt werden soll. \n\n Ausweitung der KEV-Entschädigung auf Grosswasserkraftwerke: Die Kommission für Um-\n\nwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrates (UREK-N) beantragt, die vom Bundesrat \n\nvorgeschlagene Obergrenze für Investitionsbeiträge von 10 MW aufzuheben. Dadurch \n\nkönnten bei Erweiterung und Erneuerung bis zu 40% der anrechenbaren Investitionskosten \n\nüber die KEV vergütet werden.71 \n\nAus den aktuellen Entwicklungen zeigt sich der klare Wille, an der bisher fixen Wasserzinshöhe \n\nin der Zukunft nicht mehr festhalten zu wollen. Wie bereits im Haupttext erwähnt, muss auf-\n\ngrund dieser Entwicklungen befürchtet werden, dass die heute für Uri vergleichsweise hohen \n\nEinnahmen aus den Wasserzinsen in Zukunft nicht mehr gesichert sind.  \n\n                                                      \n\n70  Entspricht dem Stand der Diskussionen am 6. August 2015. Die Kommission für Umwelt, Raumplanung und Ener-\n\ngie des Ständerates wird die konkrete Ausgestaltung der Massnahmen zur Unterstützung der Wasserkraft nach \n\nder Sommerpause 2015 beschliessen (vgl. http://www.parlament.ch/d/mm/2015/Seiten/mm-urek-s-2015-08-\n\n12.aspx)  \n\n71  Allerdings würden darunter nur wesentliche Kraftwerk-Erweiterungen oder Erneuerungen fallen. Für den Heimfall \n\nder Lucendro Konzession käme also eine ausgeweitete KEV-Förderung kaum zum Tragen. \n\nhttp://www.parlament.ch/d/mm/2015/Seiten/mm-urek-s-2015-08-12.aspx\nhttp://www.parlament.ch/d/mm/2015/Seiten/mm-urek-s-2015-08-12.aspx\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n133 \n\n14.2.2 Auswirkungen einer Reduktion der Wasserzinsen auf die Einnahmen des Kantons Uri \naus der Wasserkraft \n\nVor dem erläuterten Hintergrund zukünftig potenziell sinkender Einnahmen aus den Wasser-\n\nzinsen stellt sich die Frage, welche Auswirkungen eine solche Entwicklung auf die aus der \n\nWasserkraft erzielbaren Einnahmen in den einzelnen Strategien hätte. Von besonderem Inte-\n\nresse ist dabei ein Vergleich der Einnahmenentwicklung im „status quo“ (Strategie C) mit den \n\nbeiden favorisierten Strategien F und G.72 Zu diesem Zweck werden im Sinn einer groben \n\nAbschätzung die Einnahmenentwicklungen für die vier folgenden Wasserzinsszenarien ermit-\n\ntelt: \n\n Szenario 1: Beibehaltung der heutigen Wasserzinsen (100%) \n\n Szenario 2: Reduktion der Wasserzinsen auf 75% des heutigen Wasserzinsniveaus \n\n Szenario 3: Reduktion der Wasserzinsen auf die Hälfte der heutigen Wasserzinsen  \n\n Szenario 4: Vollständige Abschaffung der Wasserzinsen \n\nIn den drei Szenarien 2 bis 4 wird zur Vereinfach der Berechnungen von einer sofortigen Sen-\n\nkung der Wasserzinsen ab 2015 ausgegangen. Selbstverständlich ist dies in der Praxis nicht \n\nder Fall. Mit einer Reduktion der Wasserzinsen und entsprechender Reduktion der Einnahmen \n\nmuss wohl frühestens ab 2019 gerechnet werden. Für die grundsätzlichen Erkenntnisse aus \n\nder Abbildung 14-3 ist diese modelltechnische Vereinfachung jedoch nicht von Bedeutung. Die \n\nAbbildung zeigt die Nettoerträge des Kantons Uri aus Stromverkauf abzüglich \n\nGestehungskosten und den Wasserzinseinnahmen für die drei Strompreisszenarien Hoch, \n\nMittel und Tief.73 Die Berechnungen wurden analog zur Ermittlung der Nettobarwerte bei der \n\nfinanziellen Bewertung der Eignerstrategien in Anhang A (Kapitel 12) vorgenommen. Es \n\nkönnen folgende Schlussfolgerungen gezogen werden: \n\n Die Einnahmen74 des Kantons aus der Urner Wasserkraft hängen in der heutigen Strategie \n\nC massgeblich von der Höhe der Wasserzinsen ab. Ein Rückgang bei den Wasserzinsen \n\nführt in dieser Strategie in allen drei Strompreisszenarien zu einem massiven Einbruch bei \n\nden Einnahmen aus der Wasserkraft. In diesem Sinne weist die Strategie C eine \n\nvergleichsweise hohe Risikoexpostion gegenüber der Entwicklung der Waserzinsen auf. \n\n Ein sofortiger Rückgang der Wasserzinse führt bei einer Betrachtung über den gesamten \n\nZeitraum auch bei den Strategie F und G zu Mindereinnahmen. Dies hängt damit \n\nzusammen, dass die Energiebezugsrechte in den Strategien F und G erst mit dem Heimfall \n\nder grossen Konzessionen massgeblich ausgebaut werden können, demgegenüber der \n\nAusfall der Wasserzinsen bereits kurzfristig Wirkung zeigt.  \n\n Es zeigt sich jedoch, dass mit den Strategien F und G in den Strompreisszenarien Mittel \n\nund Hoch ein wesentlich grösser Teil des Wasserzinsausfalls kompensiert werden könnte \n\nals mit der heutigen Eignerpolitik in der Strategie C. Auch im Strompreisszenario Tief \n\n                                                      \n\n72  Vgl. zu den beiden Strategien die Ausführungen in Abschnitt 6.2. \n\n73  Vgl. zu den Strompreisszenarien die Ausführungen im Abschnitt 12.1.2. \n\n74  Es gilt zu beachten, dass in Abbildung 14-3 nicht die Einnahme für ein bestimmtes Jahr ausgewiesen werden, \n\nsondern die Barwerte der abdiskontierten Jahreseinnahmen über den gesamten Betrachtungsraum 2015 bis 2085.  \n\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n134 \n\nschneiden die Strategien F und G bei einem starken Rückgang der Wasserzinsen auf 25% \n\noder 0% besser ab als die Strategie C. Einzig wenn im Tiefpreisszenario die Wasserzinsen \n\nlangristig auf dem heutigen Niveau (100%) oder auf 75% gehalten werden könnten – was \n\nvor dem Hintergrund der aktuell laufenden Diskussion auf nationaler Ebene nicht zu \n\nerwarten ist – wäre der Gesatmertrag in der Strategie C grösser als in den Strategien F und \n\nG.  \n\nAbbildung 14-3: Nettobarwert für die Periode 2015 – 2085 für die Strategien C, F und G diffe-\n\nrenziert nach Strompreisszenario und Wasserzinsniveau \n\n \n\n \n\nNoch deutlicher werden die Unterschiede zwischen der Strategie C sowie F und G erkennbar, \n\nwenn die Erträge aus der Wasserkraft für ein einzelnes Jahr nach dem Auslaufen der Reuss \n\nund Bürgler Konzession betrachtet werden. In Abbildung 14-4 sind die entsprechenden Be-\n\nträge für Jahr 2046 wiederum für die drei Strompreisszenarien und differenziert nach den Stra-\n\ntegien C, F und G ausgewiesen. Aus der Abbildung können folgende Schlussfolgerungen ge-\n\nzogen werden: \n\n Die Strategie G ist als einzige Strategie in der Lage die Ertragseinbusse aus der Wass-\n\nerzinsreduktion mit Erträgen aus der Stromproduktion und -verkauf vollständig zu kompen-\n\nsieren. Bei den zwei anderen Strategien führt eine Reduktion der Wasserzinse immer zu \n\neiner Ertragsabnahme. Dies lässt sich damit erklären, dass der Eigentumsanteil in den Stra-\n\ntegien C und F weniger als 100% ist und daher der Kostenvorteil aus der Wasserzinsreduk-\n\ntion zulasten der öffentlichen Hand mit dem Partner geteilt werden muss. \n\n Nur im Strompreisszenario Tief und bei Aufrechterhaltung der Wasserzinsen auf dem heu-\n\ntigen Niveau oder mindestens bei 75% wäre der Status quo der Strategie G respektive F \n\nklar überlegen. Wie bereits oben erwähnt, erachten wir es aber als wenig realistisch, dass \n\nbei einer langfristig tiefen Strompreisentwicklung die Wasserzinsen trotzdem auf dem heu-\n\ntigen Niveau belassen werden. Viel wahrscheinlicher ist, dass das Wasserzinsniveau deut-\n\nlich reduziert würde. Dies hätte zur Folge, dass die finanziellen Ergebnisse der Strategien \n\nC, F und G wieder in einer ähnlichen Grössenordnung liegen würden. Es zeigt sich somit, \n\ndass die tatsächlichen Einbussen im tiefen Szenario im Vergleich mit den zusätzlichen Er-\n\ntragspotenzialen im mittleren und hohen Szenario vergleichsweise gering sind. \n\nWasserzins 100% 75% 50% 0% 100% 75% 50% 0% 100% 75% 50% 0%\n\nStrategie C 478 375 273 70 527 426 325 125 439 335 232 26\n\nStrategie F 528 438 348 171 632 540 449 268 408 317 226 46\n\nStrategie G 582 506 431 281 666 578 490 315 373 296 219 67\n\nStrompreisszenario Mittel Strompreisszenario Hoch Strompreisszenario Tief\n\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n135 \n\nAbbildung 14-4: Erträge für das Jahr 2046 für die Strategien C, F und G differenziert nach \n\nStrompreisszenario und Wasserzinsniveau in Mio. CHF \n\n \n\n \n\n14.2.3 Ertragspotenziale und finanzielle Risiken beim KW Lucendro \n\nWährend bis zum Heimfall der Reusskonzessionen noch rund 30 Jahre vergehen, steht mit \n\ndem Ablauf der Lucendro-Konzession im Jahr 2024 die erste grosse Wasserrechtskonzession \n\nzum anteilmässigen Heimfall an die Kantone Uri und Tessin an. Die bisherigen Erkenntnisse \n\nzeigen, dass sich ein verstärktes Engagement des Kantons Uri basierend auf den Strompreis-\n\nerwartungen lohnen würde. Dieses Engagement ist aber auch mit finanziellen Risiken verbun-\n\nden. Dieses könnte sich einstellen, wenn die heutigen Erwartungen zur Strompreisentwicklung \n\nzu optimistisch sind und sich die tatsächlichen Strompreise in Zukunft weniger erhöhen. \n\nEs ist daher angezeigt, den bestehenden Ertragspotenzialen auch die möglichen Risiken ge-\n\ngenüberzustellen. Die Abbildung 14-5 zeigt die Ertragspotenziale respektive die Verlustpoten-\n\nziale für den Status quo (entspricht der Strategie C) und die Handlungsoption „Eigennutzung \n\nKanton Uri/Tessin (entspricht der Strategie G) für verschiedene Fälle: \n\n Die Szenarien Hoch, Mittel und Tief zeigen jeweils den Nettobarwert, der erzielt wird, wenn \n\ndas entsprechende Strompreisszenario eintritt. \n\n Beim tiefen Szenario werden zusätzlich zwei Fälle differenziert. Im ersten Fall kann das \n\nheutige Wasserzinsniveau trotz tiefer Strommarktpreise gehalten werden. Im zweiten Fall \n\nsoll die Wasserkraft mit einer Senkung auf 75% des heutigen Niveaus vor allem im Tief-\n\npreisszenario konkurrenzfähiger werden.  \n\n Ganz rechts auf der Abbildung wird der potenzielle Verlust im „worst case“ gezeigt.  \n\nDie Ergebnisse zeigen folgendes: \n\n Die Handlungsoption „Eigennutzung Uri/Tessin“ schneidet bei allen Strompreisszenarien \n\nbesser ab, als der Status quo. Einzig wenn trotz tiefer Strommarktpreise die Wasserzinsen \n\nauf dem heutigen Niveau bleiben würden, liesse sich mit der Strategie C ein besseres Er-\n\ngebnis erzielen. Langfristig ist dies, wie die aktuelle Diskussion um die Höhe der Wasser-\n\nzinsen zeigt, allerdings eher unwahrscheinlich. \n\n Würden im "worst case" die Strommarktpreise sogar unter das Tiefpreisszenario fallen, so-\n\ndass nach der erfolgten Übernahme mit den Erträgen aus der Stromproduktion selbst die \n\nvariablen Kosten der Produktion nicht mehr gedeckt werden können, müsste der Betrieb \n\ndes Kraftwerks eingestellt werden. Davon ausgehend, dass in diesem Fall das Kraftwerk \n\nWasserzins 100% 75% 50% 0% 100% 75% 50% 0% 100% 75% 50% 0%\n\nStrategie C 25 20 15 5 30 25 20 10 20 15 10 0\n\nStrategie F 34 32 29 24 57 54 51 46 14 11 9 4\n\nStrategie G 45 45 45 45 87 87 87 87 7 7 7 7\n\nStrompreisszenario Mittel Strompreisszenario Hoch Strompreisszenario Tief\n\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n136 \n\nauch nicht mehr verkauft werden könnte, müsste die Investition von 5 Mio. CHF für die \n\nRestwertentschädigung abgeschrieben werden.75 \n\nAbbildung 14-5: Ertragspotenziale und Risiken für die Strategien Eigennutzung Uri/Tessin und \n\nStatus quo (Nettobarwert für die Jahre 2015 – 2085 in Mio. CHF) \n\n \n\nHinweis: Die Handlungsoption Eigennutzung Uri/Tessin entspricht der Strategie G, der Status quo entspricht der \nStrategie C. \n\n \n\n14.3 Fazit: Risikosituation bei Umsetzung der Eignerstrategie F in den nächs-\nten Jahren \n\nDie Erkenntnisse aus der vertieften Analyse der finanziellen Risiken haben gezeigt, dass sich \n\ndie Rangfolge der beiden favorisierten Strategien F (Mehrheitsbeteiligung) und G (Eigennut-\n\nzung) als äusserst stabil erweist. Selbst wenn die Minimierung der finanziellen Risiken im Ver-\n\ngleich zur ebenfalls angestrebten Ertragsmaximierung gleich oder leicht höher gewichtet wird, \n\nnehmen die beiden favorisierten Varianten F und G die beiden Spitzenpositionen ein. Erst \n\nwenn die Festlegung der EPU (Maximierung Erträge: 50%, Minimierung finanzielle Risiken: \n\n30%) ins Gegenteil gekehrt wird (Erträge: 30%, Risiken: 50%), fällt die Eigennutzung der Stra-\n\ntegie G aus den Spitzenpositionen. Nach wie vor verbleibt aber die Mehrheitsbeteiligung der \n\nStrategie F an der Spitze.  \n\nWichtig ist die Erkenntnis, dass der Kanton Uri zurzeit eine vergleichsweise hohe Risikoex-\n\nposition gegenüber einer allfälligen Erosion bzw. Senkung der Wasserzinsen aufweist. \n\nDiese Exposition ergibt sich aus den beiden folgenden Umständen:  \n\n                                                      \n\n75  Vgl. Antrag der Baudirektion für die Sitzung vom 15. Oktober 2013. Bericht und Antrag des Regierungsrats an den \n\nLandrat zum Gesuch der Alpiq Hydro Ticino SA um Verlängerung der Lucendro Konzession. \n\n59 \n\n39 \n\n22 \n17 \n\n-5\n\n29 29 29 \n\n14 \n\n-10\n\n0\n\n10\n\n20\n\n30\n\n40\n\n50\n\n60\n\n70\n\n100% 75%\n\nStrompreis-\nszenario Hoch\n\nStrompreis-\nszenario Mittel\n\nStrompreisszenario Tief Maximaler Verlust\nbei Stillegung im\n\nJahr 2025\n\nMio. CHF\n\nHandlungsoption Eigennutzung Uri/Tessin Status quo\n\n59 \n\n39 \n\n22 \n17 \n\n-5\n\n29 29 29 \n\n14 \n\n-10\n\n0\n\n10\n\n20\n\n30\n\n40\n\n50\n\n60\n\n70\n\n100% 100% 100% 75%\n\nStrompreis-\nszenario Hoch\n\nStrompreis-\nszenario Mittel\n\nStrompreisszenario Tief Maximaler Verlust\nbei Stillegung im\n\nJahr 2025\n\nMio. CHF\n\nHandlungsoption Eigennutzung Uri/Tessin Status quo\n\nWasserzins\n\nStrom-\n\npreis-\n\nszenario\n\n\n\n 14. Anhang C: Vertiefung der Risikobetrachtung Kommission Energiepolitik Uri \n\n137 \n\n Einerseits stellen die Einnahmen aus der Wasserkraft eine wichtige Einnahmequelle für den \n\nKanton Uri dar. Sie belaufen sich im Vergleich zu den gesamten Steuereinnahmen auf über \n\n25% an diesem Total.  \n\n Anderseits stammen diese Einnahmen aus der Wasserkraft zum allergrössten Teil (rund \n\n90%) aus den Wasserzinseinnahmen. Die Erlöse aus dem Stromverkauf sind im Vergleich \n\nhierzu sehr gering. Dies ist Folge davon, dass der Anteil kantonaler Energiebezugsrechte \n\nim Vergleich zur gesamten Stromproduktion mit Urner Wasserkraft klein ist (ca. 15%).  \n\nDiese Situation führt dazu, dass sich eine Reduktion des Wasserzinses in der aktuellen Eig-\n\nnerstrategie des Kantons praktisch vollumfänglich auf die Erträge aus der Wasserkraft durch-\n\nschlägt, ohne dass ein Teil der Ausfälle über entsprechend höhere Nettoerlöse beim Strom-\n\nverkauf kompensiert werden kann, wie dies bei einem entsprechend grossen Anteil an Ener-\n\ngiebezugsrechten möglich wäre. Die favorisierten Strategien F und G würden diese einsei-\n\ntige Risikoexposition gegenüber der Entwicklung der Wasserzinsen vermindern, weil in \n\nZukunft der Kanton mit den beiden Strategien über einen bedeutend höheren Anteil an Ener-\n\ngiebezugsrechten verfügen würde. \n\nSelbstverständlich ist ein verstärktes Engagement in der Wasserkraftproduktion nicht ohne Ri-\n\nsiken. Diese Risiken sind jeweils im Einzelfall und im Vorfeld des Entscheids für die Ausübung \n\ndes Heimfalls zu prüfen. Bezüglich des aktuell anstehenden Entscheids beim Kraftwerk Lucen-\n\ndro sind diese Risiken vertretbar. Im schlimmsten Fall, d.h. wenn die Erträge aus dem Verkauf \n\nder Energie nicht einmal mehr die variablen Kosten der Stromproduktion decken, müsste die \n\nRestwertentschädigung in der Höhe von 5 Mio. CHF abgeschrieben werden.  \n\n \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n138 \n\n15 Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin \n\n15.1 Ausgangslage und Fragestellung \n\nDie Kantone Uri und Tessin erteilten der Aare-Tessin Aktiengesellschaft für Elektrizität (Atel; \n\nheute Alpiq SA) im Jahr 1942 Konzessionen zur Fassung von Gewässern des Gotthardgebiets \n\n(Einzugsgebiet der Gotthardreuss) in zwei Stauseen (Lago di Lucendro und Lago della Sella). \n\nDiese Konzessionen wurden im Jahr 1989 (nach drei kurzzeitigen Verlängerungsbeschlüssen) \n\nerneuert und enden am 31. Dezember 2024. Im Jahr 2001 wurden diese Konzessionen auf die \n\nAtel Hydro Ticino SA (heute Alpiq Hydro Ticino SA [AHT]) übertragen. \n\nAbbildung 15-1: Längsprofil der Kraftwerksanlage \n\n \n\nQuelle: ALPIQ (2011), Das Wasserkraftwerk Lucendro, S. 7 \n\nIm Zusammenhang mit der Verlängerung der Lucendro-Konzession im Jahr 1989 wurde einer-\n\nseits die Konzessionsvereinbarung angepasst. Anderseits schlossen der Kanton Uri und der \n\nKanton Tessin im Vorfeld dieser Konzessionsverlängerung verschiedene Vereinbarungen, die \n\neinerseits einen – später nicht zustande gekommenen – gemeinsamen Betrieb der Wasser-\n\nkraftanlage und anderseits die Aufnahme bestimmter Regelungen in die Konzessionsverein-\n\nbarung zum Gegenstand hatten. Im März 2015 hat die AET der Alpiq sämtliche Aktien der AHT \n\nabgekauft. \n\nIm Folgenden wird untersucht, welche Rechte und Pflichten sich aus der Konzessionsverein-\n\nbarung und den Vereinbarungen zwischen den Kantonen Uri und Tessin im Hinblick auf den \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n139 \n\nAblauf der Konzession im Jahr 2024 ergeben. Es wird zudem geprüft, welche rechtlichen Rah-\n\nmenbedingungen der Kanton Uri bei der Ausübung des Heimfallrechts zu beachten hat. \n\n15.2 Zusammenfassung der Ergebnisse \n\n15.2.1 Konzessionsverhältnis mit der AHT \n\na) Konzessionsende \n\nAus der Konzessionsvereinbarung ergibt sich kein Anspruch der AHT auf Verlängerung der \n\nbestehenden Konzession. Die Konzessionsvereinbarung sieht ausdrücklich vor, dass der Kan-\n\nton Uri den Heimfall erklären kann. Das ist unbestritten. \n\nb) Heimfall \n\nDie im Zeitpunkt der Konzessionserneuerung vorhandenen nassen Teile gehen beim Heimfall \n\nunentgeltlich an den Kanton Uri über; erfasst werden durch den Wortlaut von Art. 7ter Ziff. 1 \n\nder Konzession die festen und beweglichen Anlagen zum Stauen und Fassen, Zu- oder Ablei-\n\ntung des Wassers, die Wassermotoren in den Gebäuden, in denen sie sich befinden, und der \n\nzum Betrieb des Wasserwerks dienende Boden mitsamt den Gebäuden („mit den Gebäuden, \n\nin denen sie sich befinden“).  \n\nDer Heimfall erfolgt wertmässig im Umfang der Quote an der verliehenen Wasserkraft; die \n\nQuote beträgt 55%. \n\nDie Konzessionärin ist zur Substanzerhaltung verpflichtet; sie ist deshalb nicht frei, die Was-\n\nserkraftanlage (auch die elektrischen Teile) nur schlecht oder gar nicht zu unterhalten. Diese \n\nPflicht dauert bis zum Konzessionsende, also bis zum 31. Dezember 2024. Aufwendungen im \n\nZusammenhang mit der Betriebsfähigkeit der Kraftwerkanlagen sind vom Konzedenten (den \n\nKantonen Uri und Tessin nicht zu vergüten, sofern sie die nassen Teile betreffen, selbst wenn \n\ndie Aufwendungen im letzten Jahr vor Ablauf der Konzession geleistet wurden. Die elektri-\n\nschen Anlageteile unterliegen diesen Vorschriften nicht; Betriebsunterhaltskosten sowie Mo-\n\ndernisierungs- oder Erweiterungsinvestitionen sind in Anwendung von Art. 7ter Ziff. 2 der Kon-\n\nzession abzugelten. Da die Konzedentin nicht gezwungen werden soll, unnötige Investitionen \n\nder Konzessionärin am Ende der Konzessionsdauer entschädigen zu müssen, bleibt die Zu-\n\nstimmung der Konzedentin zu diesen (später entschädigungspflichtigen) Modernisierungs- o-\n\nder Erweiterungsinvestitionen vorbehalten. \n\nDie geschuldete Entschädigung ist nach dem Sach- oder Realwert der Anlagen zur Zeit des \n\nHeimfalls zu bemessen; auszugehen ist dabei von den ursprünglichen Erstellungskosten, wo-\n\nbei Zu- und Abgänge mit in Rechnung zu stellen sind, diese objektweise ermittelten Beiträge \n\nsind um einen die Preissteigerung für gleiche Anlagen berücksichtigten Wert zu erhöhen und \n\ndas Ergebnis schliesslich um eine die Abnutzung und Altersentwertung berücksichtigende Ab-\n\nschreibung herabzusetzen. \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n140 \n\nAusweislich der Akten sind in diesem Sinn CHF 4 Millionen für Investitionen in nasse Teile zu \n\nentschädigen, durch den Kanton Uri mithin CHF 2‘200‘000. \n\nc) Energieliefervertrag \n\nDer Vertrag zwischen dem Kanton Uri und der Alpiq SA betreffend Lieferung elektrischer Ener-\n\ngie hat keinen Einfluss auf Rechte und Pflichten im Zusammenhang mit dem Konzessions-\n\nende. \n\n15.2.2 Vereinbarungen mit dem Kanton Uri \n\nDie Kantone Uri und Tessin haben im Rahmen der Diskussionen im Zusammenhang mit der \n\nVerlängerung der Konzession verschiedene Vereinbarungen abgeschlossen. Aus diesen Ver-\n\neinbarungen lassen sich im Hinblick auf den Ablauf der Konzessionen im Jahr 2024 keine \n\nRechte und Pflichten der Vertragsparteien ableiten. \n\n15.2.3 Fristen und Vorgehen im Zusammenhang mit dem Heimfall \n\na) Konzessionsverlängerung \n\nDer Landrat muss bis Ende 2024 den Grundsatzentscheid fällen, ob er bereit ist, die Konzes-\n\nsion der AHT zu verlängern. \n\nb) Heimfall \n\nFür die Erklärung des Heimfalls bestehen weder gesetzliche noch vertragliche Fristen; eine \n\nHeimfallerklärung ist grundsätzlich auch noch nach Ende der Konzession möglich. Aus dem \n\nGrundsatz von Treu und Glauben ergibt sich aber, dass die Heimfallerklärung in der Regel \n\nspätestens mit Ablauf der Konzession zu erfolgen hat, weil der AHT nicht zumutbar ist, dass \n\nsie darüber hinaus im Ungewissen gelassen wird, ob sie die Anlagen in betriebsfähigem Zu-\n\nstand halten muss oder nicht.  \n\nZuständig für die Ausübung des Heimfalls ist der Landrat; dieser muss gleichzeitig über die \n\nweitere Verwendung der heimgefallenen Anlagen entscheiden. Hat der Kanton Uri die Aus-\n\nübung des Heimfalls erklärt, ist er an diese Erklärung grundsätzlich gebunden und kann sie \n\nnicht mehr zurücknehmen. \n\n15.2.4 Handlungsspielraum aus rechtlicher Sicht \n\nDer Kanton Uri kann grundsätzlich unabhängig vom Kanton Tessin entscheiden, ob er das \n\nHeimfallrecht ausüben will. \n\nDa an den für das Kraftwerk Lucendro genutzten Gewässern sowohl der Kanton Uri als auch \n\nder Kanton Tessin ein Nutzungsrecht haben, müssen sie bei der Neuverleihung einer Konzes-\n\nsion bzw. dem weiteren Betrieb zusammenarbeiten. \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n141 \n\nKönnen sich die Kantone nicht einigen, erteilt das Eidgenössische Departement für Umwelt, \n\nVerkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) die Konzession. Das Departement wird dabei \n\nauf die Interessen der Kantone Rücksicht nehmen, ist aber im Grundsatz frei, die Konzession \n\nso zu vergeben, wie es dies als richtig empfindet. Diese rechtliche Ausgangslage ist von einiger \n\nBedeutung. \n\n15.2.5 Handlungsoptionen \n\nAus rechtlicher Sicht sind verschiedene Szenarien zulässig. Zu beachten ist immer, dass der \n\nKanton Tessin den Heimfall in jedem Fall ausüben wird und deshalb über die AET Miteigentü-\n\nmer der Kraftwerkanlagen Lucendro wird. Dies hat zur Folge, dass die Kantone Uri und Tessin \n\ndie Weiterführung der Kraftwerkanlagen nach Ablauf der Konzession und erfolgtem Heimfall \n\nvorab einvernehmlich regeln müssen. \n\nFolgende Optionen stehen aus rechtlicher Sicht zur Verfügung: \n\n die Nutzung der Wasserkraft aufgeben (unrealistisch) \n\n bei der Südableitung: Eigennutzung durch die Kantone Uri/Tessin, Partnerwerk Uri/Tessin \n\nmit Dritten, Konzessionsvergabe an die AET oder an einen Dritten. \n\n bei der Nordableitung: die technische und wirtschaftliche Machbarkeit müsste vorweg ge-\n\nklärt werden.  \n\n Bei allen Optionen gilt es zu beachten, dass sich die zu konzessionierende Gewässerstre-\n\ncke in zwei Kantonen befindet, was zur Folge hat, dass sich die Kantone über das Vorgehen \n\neinvernehmlich einigen müssen, ansonsten das UVEK den Konzessionsinhalt bestimmt \n\nund die Konzession erteilt. \n\n15.3 Detaillierte Herleitung \n\n15.3.1 Beurteilung der im Zusammenhang mit der Konzessionsverlängerung abgeschlosse-\nnen Vereinbarungen \n\na) Konzessionsvereinbarung zwischen dem Kanton Uri und der AHT \n\nAnspruch der AHT auf Konzessionsverlängerung \n\nIn der ursprünglichen „Wasserrechtsverleihung“ aus dem Jahr 1942 war vereinbart, dass die \n\nVerleihung um weitere 40 Jahre verlängert wird, "unter der Bedingung, dass mindestens die \n\ngleiche einmalige Verleihgebühr und die jährliche Gebühr wie zuvor bezahlt werden" (Art. 7 \n\nZiff. 1 der Konzessionsvereinbarung). Nach Ablauf der ersten Konzession war strittig, ob sich \n\naus dieser Bestimmung ein Anspruch auf Verlängerung der Konzession ableiten lasse. In der \n\nFolge wurde die Konzession um weitere 40 Jahre verlängert und Art. 7 Ziff. 1 der Konzessi-\n\nonsvereinbarung ersatzlos gestrichen. Ein Anspruch der AHT auf Verlängerung der Konzes-\n\nsion lässt sich aus dieser Bestimmung deshalb nicht mehr herleiten. \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n142 \n\nAuch aus anderen Bestimmungen der Konzession lässt sich kein Anspruch der AHT auf Ver-\n\nlängerung der Konzession herleiten. Im Gegenteil: Art. 2 Ziff. 2 der Konzessionsvereinbarung \n\nstellt ausdrücklich klar, dass mit dem Dahinfallen der Konzessionsvereinbarung sämtliche Nut-\n\nzungsrechte an den Gewässern uneingeschränkt und bedingungslos an den Kanton Uri zu-\n\nrückfallen. \n\nMit dem Auslaufen und Dahinfallen der Konzessionsvereinbarung ist aber noch nicht über das \n\nSchicksal der Wasserkraftanlagen entschieden, weil mit der Vereinbarung die Nutzung des \n\nGewässers konzessioniert wird; fällt die Konzession dahin, ist für den Weiterbestand der Was-\n\nserkraftanlagen entscheidend, ob der Heimfall ausgeübt wird oder nicht. \n\nGesetzliche Regelung des Heimfalls \n\nDie Verwertung der Energie aus Wasserkraft ist in der Regel nur unter Inanspruchnahme von \n\nöffentlichem Gewässer möglich und erfordert die Zustimmung des Trägers der Gewässerho-\n\nheit, welche in der Konzession zum Ausdruck kommt. Die Rechtsbeziehung zwischen Konze-\n\ndent und Konzessionär wird in der Hauptsache durch Bundeswasserrecht, kantonales Was-\n\nserrecht und die Konzession selbstgestaltet. Damit ist bezogen auf den Heimfall zunächst die \n\nFrage der Normhierarchie (welches Gesetz und welche Bestimmung in welchem Gesetz geht \n\ndem jeweils anderen Gesetz [Bundeswasserrechtsgesetz, kantonales Gewässernutzungs-\n\nrecht] vor) und das Verhältnis der gesetzlichen Bestimmungen zur konkreten Konzession zu \n\nprüfen. \n\nDer Heimfall ist bundesgesetzlich im Bundesgesetz über die Nutzbarmachung der Wasser-\n\nkräfte vom 22. Dezember 1916 (Wasserrechtsgesetz, WRG; SR 721.80) geregelt. Die bundes-\n\nrechtliche Regelung in Art. 67 Abs. 1 WRG ist unter Vorbehalt der Absätze 2 bis 5 dispositiv, \n\ndas bedeutet, die Regelung kann durch vertragliche Absprachen in Konzessionsurkunden an-\n\nders gestaltet werden (Geiser Karl / Abbühl J.J., Einführung und Kommentar zum Bundesge-\n\nsetz über die Nutzbarmachung der Wasserkräfte, Zürich 1918, S. 203; Jagmetti Riccardo, \n\nSchweizerisches Bundesverwaltungs-recht, Band VII, Energierecht, Basel 2005, Rz. 4604).  \n\nZulässig ist auch von Art. 67 WRG abweichendes kantonales Recht. Der Kanton Uri hat ein \n\neigenes Gewässernutzungsrecht erlassen. Art. 37 des (kantonalen) Gewässernutzungsgeset-\n\nzes vom 16. Februar 1992 (GNG; UR 40.4101) sieht den (wohl automatischen) Heimfall an \n\nden Kanton vor (und zwar der hydraulischen wie auch der elektrischen Teile), wenn die Kon-\n\nzession durch Zeitablauf, Verzicht oder Verwirkung endet. Ein Verzicht auf den Heimfall ist \n\nmöglich, wenn eine Heimfallverzichtsentschädigung geleistet wird. Das Gewässernutzungsge-\n\nsetz ist allerdings erst am 1. Januar 1993 und damit nach Verlängerung der vorliegenden Kon-\n\nzession in Kraft getreten und auf diese deshalb nur anwendbar, wenn keine wohlerworbenen \n\nRechte betroffen sind (Art. 46 Abs. 3 GNG). Wie es sich damit verhält, kann offenbleiben, weil \n\nvorliegend eine vertragliche Heimfallregelung besteht, die der kantonalen Gesetzgebung in \n\nweiten Teilen entspricht. \n\nMassgeblich und zu prüfen ist deshalb die konzessionsvertragliche Regelung des Heimfalls. \n\n \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n143 \n\nKonzessionsvertragliche Regelung des Heimfalls \n\n1. Ausgangslage \n\nIn Art. 7ter der Konzession wird wie folgt geregelt:  \n\n„Beim Heimfall gelten insbesondere folgende Bestimmungen: \n\n1. Die auf öffentlichem oder privatem Boden errichteten Anlagen zum Stauen oder \n\nfassen, Zu- oder Ableiten des Wassers, die Wassermotoren mit den Gebäuden, in \n\ndenen sie sich befinden und den zum Betrieb des Wasserwerkes dienenden Boden \n\noder entsprechende Rechte kann der Kanton für seinen Miteigentumsanteil unent-\n\ngeltlich übernehmen. \n\n2. Ersatzmaterial und die nach Inkrafttreten der vorliegenden Wasserrechtsverleihung \n\ngetätigten Investitionen für Modernisierungen oder Erweiterungen der Anlagen \n\nnach Ziffer 1 werden beim Heimfall unter Berücksichtigung der Anlagekosten und \n\neiner branchenüblichen Abschreibung vergütet, soweit sie über die blosse Aufrecht-\n\nerhaltung eines betriebsfähigen Zustandes im Sinne des Artikel 67 Absatz 3 WRG \n\nhinausgehen. Als Modernisierungs- und Erweiterungsanlagen gelten Investitionen, \n\ndie vom Regierungsrat des Kantons Uri vor der Vornahme als solche anerkannt \n\nwerden, wobei die Anerkennung nicht grundlos verweigert werden kann. Für die \n\nvom Kanton zu vergütende Summe wird die massgebende Eigentumsquote zu-\n\ngrunde gelegt.  \n\n3. Für die Anlagen zum Erzeugen und Fortleiten elektrischer Kraft gemäss Art. 67 Ab-\nsatz 1 Buchstabe b und Absatz 2 WRG ist eine billige Entschädigung zu leisten.“ \n\nArt. 7ter der Konzession normiert den Heimfall bei Erlöschen der Konzession. Objekt des \n\nHeimfalls ist das Werk (nicht das Nutzungsrecht) mit den dazugehörigen Anlagen. Der Heimfall \n\nkann sich im Grundsatz auf alle Anlageteile oder nur Teile davon erstrecken.  \n\nDer Wortlaut von Art. 7ter Konzession entspricht weitgehend demjenigen in Art. 67 lit. a WRG; \n\nLiteratur und Judikatur zu dieser bundesrechtlichen Norm können deshalb zur Klärung der \n\nFragen beigezogen werden, soweit sie für die vorliegende Problemstellung bei gleichlauten-\n\ndem Wortlaut passend sind.  \n\n \n\n2. Bedeutungsinhalt von Art. 7ter Ziff. 1 der Konzession \n\nErfasst werden durch den Wortlaut von Art. 7ter Ziff. 1 der Konzession die festen und beweg-\n\nlichen Anlagen zum Stauen und Fassen, Zu- oder Ableitung des Wassers, die Wassermotoren \n\nin den Gebäuden, in denen sie sich befinden, und der zum Betrieb des Wasserwerks dienende \n\nBoden mitsamt den Gebäuden („mit den Gebäuden, in denen sie sich befinden“).  \n\nArt. 7ter Ziff. 1 (in Verbindung mit Art. 7ter Ziff. 3) der Konzession entspricht der in der Literatur \n\nebenfalls wiedergegebenen relativ scharfen Trennung zwischen dem hydraulischen Werkteil \n\nund dem elektrischen Werkteil; Hintergrund der Trennung ist die Auffassung des damaligen \n\nBundesgesetzgebers, dass nur Gegenstand des (gesetzlichen) Heimfalls sein kann, was mit \n\nder behördlich konzessionierten Ausnützung der Wasserkraft in direktem Zusammenhang \n\nsteht (vgl. Ulrich Gadient, Der Heimfall im Wasserrecht des Bundes und der Kantone, Zürich \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n144 \n\n1958, S. 83, allerdings mit kritischem Kommentar zu dieser aus betrieblicher Sicht eher unver-\n\nnünftigen Regelung). \n\nEinigkeit herrscht in der Lehre auch darüber, dass die nassen (hydraulischen) Teile als Grenz-\n\nstelle zum trockenen, elektrischen Teil die Welle zwischen Turbine und Generator haben (Jag-\n\nmetti, a.a.O., Rz. 4605; Gadient, a.a.O., S. 83).  \n\nAbbildung 15-2: Welle zwischen Turbine und Generator \n\n \n\n \n\nDie (auch im Bundesrecht dispositiv vorgesehene) Teilung zwischen hydraulischem und elekt-\n\nrischem Werkteil findet ihre mittelbare Entsprechung in Art. 7ter Ziff. 3 der Konzession, wonach \n\ndie Anlagen zum Erzeugen (der Generator) und Fortleiten (Transformator, Schaltfelder, Lei-\n\ntungen) der elektrischen Energie im Zeitpunkt des Heimfalls nicht unentgeltlich auf den Kon-\n\nzedenten zu übertragen sind, sondern dafür eine billige Entschädigung zu leisten ist. Die Ab-\n\ngrenzungsfrage ist deshalb mit finanziellen Auswirkungen für den Kanton Uri verbunden. \n\nDie Konzessionsvereinbarung zwischen dem Kanton Uri und der AHT sieht in Art. 7bis Ziff. 1 \n\nausdrücklich vor, dass der Kanton Uri nach Ablauf der Konzession den Heimfall im Sinn von \n\nArt. 67 ff. WRG geltend machen kann. Die nassen Teile des Kraftwerks gehen in diesem Fall \n\ngestützt auf Art. 7bis Ziff. 2 in Verbindung mit Art. 7ter Ziff. 3 der Konzession im Umfang der \n\nQuote an der verliehenen Wasserkraft auf den Kanton Uri über, und zwar unentgeltlich. \n\nWas gehört zu den hydraulischen Teilen? \n\n Es kann fraglich sein, inwieweit das Maschinenhaus zu den betriebsnotwendigen und nicht \n\nentschädigungspflichtigen Anlageteilen gehört. Art. 7ter Ziff. 1 der Konzession wie auch Art. \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n145 \n\n67 Abs. 1 lit. a WRG schlagen die Gebäude, in welchen sich die Turbinen befinden, zu den \n\nunentgeltlich heimfallenden Anlageteilen. Die Normen lassen keinen Handlungsspielraum; \n\nder Heimfall erfasst das gesamte Gebäude, selbst wenn in Teilen davon auch Anlagen ver-\n\nbaut sind, die zu den elektrischen Anlageteilen zu zählen sind und argumentiert werden \n\nkönnte, es würde die Betriebsfähigkeit des Wasserwerkes an sich nicht beeinträchtigen, \n\nwenn der Gebäudeteil über dem Wasserspiegel nicht vorhanden wäre. Wenn das Gesetz \n\nvon Gebäuden spricht, ist im Gesamtzusammenhang davon auszugehen, dass damit in \n\nerster Linie die Gebäudehülle gemeint ist, da die Generatoren zwar unbestrittenermassen \n\nBestandteil des Maschinenhauses sind, ihr Heimfall aber gestützt auf Art. 7ter Ziff. 1 der \n\nKonzession bzw. Art. 67 Abs. 1 lit. b WRG entschädigungspflichtig ist. Dies muss konse-\n\nquenterweise nicht nur für die Generatoren, sondern für alle Aus- und Einbauten innerhalb \n\nder Gebäudehülle gelten, die nicht den benetzten Teilen dienen, seien sie nun elektrische \n\nAnlageteile oder da-von unterscheidbare andere Einrichtungen.  \n\n Das Maschinenhaus wie auch die Stauanlagen sind mit Kranbahnen, Hebewerkzeugkra-\n\nnen, Hallenkranen und ähnlichen Hilfsmitteln ausgestattet. Soweit diese Hilfsmittel (auch) \n\ndem Unterhalt von nassen Anlageteilen dienen (im Sinn der Betriebsnotwendigkeit), werden \n\nsie von Art. 7ter Ziff. 1 der Konzession bzw. Art. 67 Abs. 1 lit. a WRG erfasst und fallen \n\nkostenlos an den Konzedenten zurück. Dabei genügt es, wenn diese Anlageteile im Bereich \n\ndes Unterhalts der Wasserkraftanlage von wesentlicher Bedeutung sind, selbst wenn sie \n\nteilweise auch andere Funktionen (vor allem für die elektrischen Anlageteile) erfüllen (an-\n\ngesprochen ist etwa der Hallenkran, der zum Ausheben der Turbine und der mit ihr verbun-\n\ndenen Welle benötigt wird, aber auch Arbeiten bei der Revision oder Sanierung der Gene-\n\nratoren übernehmen dürfte). \n\n Grenzstelle zwischen den hydraulischen und den elektrischen Anlageteilen ist, wie darge-\n\nlegt, die Welle zwischen Turbine und Generator. Die elektrischen Anlageteile, welche dem \n\nBetrieb der Wasserkraftanlage dienen, fallen unter Art Art. 7ter Ziff. 1 der Konzession und \n\nsind zu entschädigen. Sachenrechtliche Aspekte spielen dabei keine oder eine nur sehr \n\nunterge-ordnete Rolle; insbesondere kommt es nicht darauf an, dass ein Grossteil der \n\nelektrischen Anlageteile mit dem Grund und Boden derart verbunden ist, dass mit dem \n\nÜbergang der betreffenden Parzelle auch das Eigentum an den elektrischen Anlageteilen \n\nauf den Konzedenten übergeht; zu entschädigen sind sie gleichwohl. Von der Definition \n\nerfasst werden im Wesentlichen die Generatorenanlagen inklusive der Energieausleitung, \n\ndie elektromechanischen Anlagen, die Freiluft-Schaltanlage 50/110 kV, die Maschinen-\n\ntransformatoren, die Mittelspannungsanlagen, die Eigenbedarfsenergieversorgung, die \n\nNotstromversorgung, die Niederspannungsanlagen, die informationstechnischen Anlagen, \n\ndie Einbauten im Maschinenhaus, soweit sie den elektrischen Anlageteilen dienen (Leitzen-\n\ntrale). \n\n Nicht zu entschädigen sind Anlageteile, die unmittelbar dem Betrieb der hydraulischen An-\n\nlageteile dienen, selbst wenn sie hierfür elektromechanische Unterstützung benötigen; an-\n\ngesprochen sind insbesondere Hallenkrane und andere Hebewerkzeuge. \n\n \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n146 \n\n3. Bedeutungsinhalt von Art. 7ter Ziff. 2 der Konzession \n\nDer entschädigungslose Heimfall ist auf die im Zeitpunkt des Inkrafttretens der Konzessions-\n\nvereinbarung bestehenden Anlagen beschränkt; wurden nachträglich Investitionen getätigt, die \n\nüber die blosse Aufrechterhaltung des Betriebs hinausgehen, wird der Kanton Uri für diese \n\nentschädigungspflichtig; die Höhe der Entschädigung ist unter Berücksichtigung der Anlage-\n\nkosten und einer branchenüblichen Abschreibung festzusetzen (Art. 7ter Ziff. 2 der Konzessi-\n\nonsvereinbarung; vgl. auch Art. 67 Abs. 4 WRG). Die Bestimmung („bestehende Anlagen“) \n\nerklärt sich aus der Verlängerung der (vorbestehenden) Konzession, weil erst in diesem Mo-\n\nment von bereits bestehenden Anlagen gesprochen werden kann (Konzessionsbestimmung in \n\nder Fassung vom 15. Februar 1989). \n\nDer Konzessionär ist zur Substanzerhaltung verpflichtet; dies folgt aus Art. 67 Abs. 3 WRG \n\n(Pflicht zum Erhalt der Anlagen und Einrichtungen in betriebsfähigem Zustand), aus Art. 33 \n\nAbs. 1 GNG (Unterhaltspflicht) und indirekt auch aus der den Stromversorgungsunternehmen \n\nobliegenden Pflicht, um die Versorgungssicherheit bemüht zu sein. Dasselbe ergibt sich aus \n\ndem Bundesgesetz betreffend die elektrischen Schwach- und Starkstromanlagen vom 24. Juni \n\n1902 (Elektrizitätsgesetz, EleG; SR 734.0) und der Verordnung über elektrische Starkstrom-\n\nanlagen vom 30. März 1994 (Starkstromverordnung; SR 734.2) und auch aus Art. 4 der Kon-\n\nzession, welcher die Konzessionärin verpflichtet, die gesamte Anlage in gutem und betriebs-\n\nfähigem Zustand zu erhalten. Die Konzessionärin ist deshalb nicht frei, die elektrischen Anteile \n\nder Wasserkraftanlage nur schlecht oder gar nicht zu unterhalten. Diese Pflicht dauert bis zum \n\nKonzessionsende, also bis zum 31. Dezember 2024. \n\nVon der Pflicht des Konzessionärs, die Anlagen und Einrichtungen im betriebsfähigen Zustand \n\nzu erhalten (Art. 67 Abs. 3 WRG), sind die Modernisierungen und Erweiterungen im Sinn von \n\nArt. 67 Abs. 4 WRG zu unterscheiden; diese Aufwendungen unterliegen den allgemeinen Re-\n\ngeln über den Heimfall, wie sie in der Konzession oder (bei fehlender vertraglicher Regelung) \n\nim dispositiven Gesetzesrecht verankert sind.  \n\nDas bedeutet im konkreten Fall, dass Aufwendungen im Zusammenhang mit der Betriebsfä-\n\nhigkeit der Kraftwerkanlagen vom Konzedenten (den Kantonen Uri und Tessin) im Zeitpunkt \n\ndes Heimfalls der Wasserkraftanlagen nicht zu vergüten sind, sofern sie die nassen Teile (feste \n\nund bewegliche Anlagen zum Stauen und Fassen, Anlagen für die Zu- oder Ableitung des \n\nWassers, die Wassermotoren mitsamt den Gebäuden, in denen sie sich befinden und der zum \n\nBetrieb des Wasserwerks dienende Boden mitsamt den jeweiligen Gebäuden) betreffen, selbst \n\nwenn die Aufwendungen im letzten Jahr vor Ablauf der Konzession geleistet wurden. Die \n\nelektrischen Anlageteile unterliegen diesen Vorschriften nicht; Betriebsunterhaltskosten sowie \n\nModernisierungs- oder Erweiterungsinvestitionen sind in Anwendung von Art. 7ter Ziff. 2 der \n\nKonzession abzugelten (durch eine billige Entschädigung). Da die Konzedentin nicht gezwun-\n\ngen werden soll, unnötige Investitionen der Konzessionärin am Ende der Konzessionsdauer \n\nentschädigen zu müssen, bleibt die Zustimmung der Konzedentin zu diesen (später entschä-\n\ndigungspflichtigen) Modernisierungs- oder Erweiterungsinvestitionen vorbehalten (vgl. Art. 7ter \n\nZiff. 2 der Konzession; Art. 67 Abs. 4 WRG; Art. 33 Abs. 2 WNG). \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n147 \n\nDas Erfordernis der Absprache soll in erster Linie das Gemeinwesen vor überhöhter finanzieller \n\nBeteiligung an „Luxusrenovationen“ schützen (Prot. SR vom 13. März 1996, AB 1996 S 108, \n\nVotum BR Leuenberger); damit ist nicht ausgeschlossen, dass eine Konzessionärin im Nach-\n\nhinein geltend zu machen versucht, die Investitionen seien notwendig gewesen, um die Anlage \n\nzeitgerecht zu modernisieren. Sie wird aber damit rechnen müssen, dass der Konzedent dies \n\nanders sieht; relevant ist eine objektivierte Betrachtungsweise, die sich aber an den Plänen \n\ndes Konzedenten orientieren muss. \n\nEs wird zu prüfen sein, ob die AHT oder ihre Rechtsvorgängerin beim Kanton Uri entspre-\n\nchende Zustimmungserklärungen eingeholt hat. Ausweislich des Berichts und Antrags des Re-\n\ngierungsrats an den Landrat vom 15. Oktober 2013 (Bericht Nr. 2013-596) ist dies der Fall; die \n\nKantone Uri und Tessin haben danach für die von der AET getätigten und von den Regierungs-\n\nräten gebilligten Erneuerungen der „nassen Teile“ einen Betrag rund CHF 4 Millionen zu be-\n\nzahlen (erwähnter Bericht, S. 13) bzw. der Kanton Uri einen Betrag von 2‘200‘000 (das Flä-\n\nchenverhältnis der jeweiligen Wassereinzugsgebiete beträgt 55:45 zugunsten des Kantons \n\nUri). \n\nBegriff der billigen Entschädigung \n\nFür die Übernahme der elektrischen Anlagen muss der Kanton Uri eine billige Entschädigung \n\nleisten (Art. 7ter Ziff. 3 der Konzessionsvereinbarung); die entspricht der Regelung von Art. 67 \n\nAbs. 1 lit. b WRG. Die billige Entschädigung bemisst sich nach Sach- und Realwert der Anla-\n\ngen zur Zeit des Heimfalls. Auszugehen ist dabei von den teuerungsbereinigten ursprünglichen \n\nErstellungskosten, wobei Zu- und Abgänge zu berücksichtigen sind. Dieses Ergebnis ist um \n\ndie branchenüblichen Abschreibungen herabzusetzen (vgl. zum Ganzen RAPHAEL VON WERRA, \n\nFragen zum Ablauf von Wasserrechtskonzessionen mit Heimfall unter besonderer Berücksich-\n\ntigung der Verhältnisse im Kanton Wallis, ZBl 81/1980, S. 1 ff., 12). \n\nHistorisch ist relativ klar, was mit dem Begriff der „billigen Entschädigung“ gemeint war. Der \n\nBundesgesetzgeber war der Auffassung, dass auf den Konzessionär bei der Beendigung des \n\nKonzessionsverhältnisses keine allzu grosse Rücksicht genommen werden darf, zumal „die \n\nguten Erfolge des Betriebes nicht allein den Anlagen zuzuschreiben wären, sondern der Zu-\n\nsammenwirkung von Konzession und Anlagen. Die Anlagen allein haben nach Ablauf der Kon-\n\nzession nur den Bauwert der noch zu reduzieren ist durch eine angemessene Amortisation in \n\nFolge der Abnutzung“ (so Nationalrat Vital anlässlich der Nationalratsverhandlungen im Sep-\n\ntember 1915, zitiert in: Geiser / Abbühl, a.a.O., S. 204).  \n\nDieser Auffassung des Gesetzgebers ist in der Doktrin im Laufe der Jahre Kritik erwachsen; \n\nein Teil der Lehre vertritt die Meinung, dass angesichts der seit dem Erlass des WRG einge-\n\ntretenen Kostenexplosion eine solche Entschädigung wie von Nationalrat Vital formuliert nicht \n\nmehr als billig angesehen werden kann; dem Sinn des Gesetzes dürfte es, so die Lehre, mehr \n\nentsprechen, die geschuldete Entschädigung nach dem Sach- oder Realwert der Anlagen zur \n\nZeit des Heimfalls zu bemessen; auszugehen wäre dabei von den ursprünglichen Erstellungs-\n\nkosten, wobei Zu- und Abgänge mit in Rechnung zu stellen wären, diese objektweise ermittel-\n\nten Beiträge wären um einen die Preissteigerung für gleiche Anlagen berücksichtigten Wert zu \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n148 \n\nerhöhen und das Ergebnis schliesslich um eine die Abnutzung und Altersentwertung berück-\n\nsichtigende Abschreibung herabzusetzen (vgl. zum Ganzen RAPHAEL VON WERRA, Fragen zum \n\nAblauf von Wasserrechtskonzessionen mit Heimfall unter besonderer Berücksichtigung der \n\nVerhältnisse im Kanton Wallis, ZBl 81/1980, S. 1 ff., 12; Vinzens Augustin, Das Ende der Was-\n\nserrechtskonzession, Freiburg 1983, S. 80). \n\nEs wird zu prüfen sein, mit welchen Entschädigungsforderungen die Konzessionärin auf den \n\nKanton Uri zukommt. Im Rahmen der Prüfung der Eignerstrategie und der Handlungsoptionen \n\ndes Kantons Uri rechtfertigt es sich, vorab eine Schätzung dieser zu erwartenden Kosten er-\n\nhältlich zu machen. Ausweislich des Berichts und Antrags des Regierungsrats an den Landrat \n\nvom 15. Oktober 2013 (Bericht Nr. 2013-596) handelt es sich bei den „trockenen Anlageteilen“ \n\num einen Betrag kleiner CHF 1 Million (erwähnter Bericht, S. 13) bzw. für den Kanton Uri einen \n\nBetrag von kleiner CHF 550‘000 (das Flächenverhältnis der jeweiligen Wassereinzugsgebiete \n\nbeträgt 55:45 zugunsten des Kantons Uri). \n\nVertrag zwischen dem Kanton Uri und der Alpiq SA betreffend Lieferung elektrischer \nEnergie \n\nDer Energieliefervertrag regelt allein die Modalitäten der in Art. 10bis der Konzession vereinbar-\n\nten Lieferung elektrischer Energie während der Laufzeit der Konzession.  \n\nAuf Rechte und Pflichten im Zusammenhang mit dem Konzessionsende hat er hingegen kei-\n\nnen Einfluss.  \n\nMit der Übernahmen der AHT durch die AET gehen die vertraglichen Pflichten zur Lieferung \n\nder elektrischen Energie auf die AET über. \n\nb) Vereinbarungen zwischen den Kantonen Uri und Tessin \n\nGrundsatzvereinbarung der Kantone Uri und Tessin vom 2./ 24. April 1986 sowie Er-\ngänzung vom 8./ 9. Januar 1987 bezüglich Zusammenarbeit i.S. Kraftwerk Lucendro \nmit Ergänzungsvereinbarung zur Grundsatzvereinbarung vom 8./ 9. Januar 1987 \n\nDiese Vereinbarungen wurde im Hinblick auf den erwarteten Heimfall der Kraftwerkanlage \n\nLucendro geschlossen und standen unter dem Vorbehalt der noch offenen Rechtsfragen zwi-\n\nschen dem Kanton Uri und der Atel. \n\nIn der Folge verlängerten beide Kantone die Konzession um vierzig Jahre bis zum 31. Dezem-\n\nber 2024. Damit war die mit den Vereinbarungen angestrebte Nutzung der Kraftwerkanlage \n\nLucendro über eine juristische Person auf lange Frist nicht mehr möglich. Dem Vertragstext \n\nlässt sich kein Hinweis entnehmen, dass die Kantone sich auch bereits im Hinblick auf den \n\nAblauf einer Konzessionsverlängerung binden wollten. Der Vorbehalt deutet im Gegenteil da-\n\nrauf hin, dass die Vereinbarungen gegenstandslos würden, wenn der Kanton Uri seine Kon-\n\nzession verlängern müsste. Gleich zu deuten ist auch Ziff. 9 der Grundsatzvereinbarung der \n\nKantone Uri und Tessin vom 2./ 24. April 1986, wonach die Zusammenarbeit zwar „auf eine \n\nDauer von 20 Jahren seit Beendigung der konzessionsrechtlichen Beziehungen des Kantons \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n149 \n\nTessin zur ATEL“ festgelegt ist, aber der ebenfalls genannte Zeitrahmen vom 1. Januar 1985 \n\nbis 31. Dezember 2004 eine Befristung enthält, die nur Sinn macht, wenn man die Konzession \n\nnicht verlängert wird - genau das ist aber eingetreten. \n\nGrundsatzvereinbarung vom 31. August 1987 bezüglich der Zusammenarbeit in der Sa-\nche Kraftwerk Lucendro \n\nAuch diese Vereinbarung regelt die Zusammenarbeit der Kantone im Hinblick auf den im da-\n\nmaligen Zeitpunkt erwarteten Heimfall und steht ebenfalls unter dem Vorbehalt der noch offe-\n\nnen Rechtsfragen zwischen dem Kanton Uri und der Atel. Es kann deshalb auf das vorgängig \n\nAusgeführte verwiesen werden. \n\nVertrag vom 27./31. August 1987 im Zusammenhang mit der Konzessionslösung i.S. \nLucendro \n\nMit diesem Vertrag wurde detailliert geregelt, welche Bestimmungen die Kantone in ihre jewei-\n\nligen Konzessionsvereinbarungen mit der Atel aufnehmen. Der Kanton Uri ist seinen vertragli-\n\nchen Verpflichtungen mit der Aufnahme entsprechender Bestimmungen in die Konzessions-\n\nvereinbarung nachgekommen. \n\nNach Ziff. 7.5 der Vereinbarung verpflichten sich beide Kantone zudem, bei einem allfälligen \n\nAusbau der Kraftwerkanlage während der Konzessionsdauer unter dem Vorbehalt der eigenen \n\nRechtsansprüche mitzuwirken. Aus dieser Verpflichtung lassen sich keine Rechtsansprüche \n\ndes Kantons Tessin gegenüber dem Kanton Uri ableiten; Letzterer ist einzig verpflichtet, bei \n\neinem allfälligen Ausbau mitzuwirken, das heisst, er kann sich einem solchen Ausbau nicht \n\nvon Anfang an verweigern.  \n\nDie Verpflichtung gemäss Ziff. 7.5 gilt "im Verlaufe der Konzessionsdauer". Daraus lässt sich \n\nschliessen, dass die Nutzung der Kraftwerkanlage nach dem Ende der Konzessionsdauer da-\n\nvon nicht mehr betroffen sein soll. \n\nIm Hinblick auf den Heimfall ergibt sich aus dem Vertrag einzig, dass das Heimfallrecht der \n\nKantone zu Miteigentum geltend gemacht wird und die Anteilsquote aufgrund des Verhältnis-\n\nses, in dem jeder Kanton zur Gewinnung der Wasserkraft beiträgt, ermittelt wird; dies entspricht \n\nder bundesrechtlichen Regelung gemäss Art. 68 Abs. 1 WRG. \n\nAus dem Vertrag vom 27./31. August 1987 ergeben sich damit keine Ansprüche des Kantons \n\nTessin, die über die gesetzliche Regelung hinausgingen. \n\n \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n150 \n\n15.3.2 Gesetzliche und vertragliche Fristen im Zusammenhang mit einem Heimfall der Anla-\ngen \n\na) Gesetzliche Fristen \n\nDie AHT hat den Kanton Uri am 7. Dezember 2009 um Verlängerung ihrer Konzession ersucht, \n\nmithin innert der in Art. 58a Abs. 2 WRG vorgesehenen Frist von 15 Jahren vor Konzessions-\n\nende. Die zuständige Behörde muss ihrerseits mindestens zehn Jahre vor Ablauf der Konzes-\n\nsion einen Grundsatzentscheid über die Verlängerung der Konzession fällen (Art. 58a Abs. 2 \n\nWRG). Zuständig für diesen Entscheid ist der Landrat (Art. 18 Abs. 3 Satz 1 GNG). Dieser hat \n\nam 20. November 2014 entschieden, die Lucendro-Konzession nicht zu verlängern76 \n\nDurch die Einräumung eines Heimfallrechts entsteht ein Gestaltungsrecht des Gemeinwesens. \n\nWird dieses nicht unmittelbar bei Ablauf der Konzession betätigt, entsteht ein Schwebezu-\n\nstand, der so lange währt, bis das Gemeinwesen den Heimfall erklärt hat oder darauf verzichtet \n\n(VON WERRA, S. 8 f.). Anderslautende vertragliche Bestimmungen vorbehalten, verwirkt dem-\n\nnach das Recht, den Heimfall zu erklären, mit Ablauf der Konzession nicht ohne weiteres; das \n\nGemeinwesen kann den Heimfall vielmehr auch noch nachträglich erklären. Eine – allerdings \n\nanhand der konkreten Umstände des Einzelfalls zu bestimmende – zeitliche Grenze dürfte sich \n\naber aus dem Grundsatz von Treu und Glauben ergeben. \n\nb) Vertragliche Fristen \n\nNach der vertraglichen Regelung muss der Kanton Uri den Heimfall geltend machen (Art. 7bis \n\nZiff. 1 der Konzession). Das heisst, der Heimfall tritt mit der Nichtverlängerung der Konzession \n\nnicht automatisch ein. Der Vertragstext sieht keine Frist vor, innert welcher diese Erklärung \n\nabzugeben wäre. \n\nc) Vorgehen bei der Erklärung des Heimfalls \n\nDer Heimfall tritt nur dann ein, wenn er tatsächlich ausgeübt wird. Da es sich um ein Gestal-\n\ntungsrecht handelt, muss das Gemeinwesen eine an den Konzessionär gerichtete Willenser-\n\nklärung abgeben (vgl. hierzu VON WERRA, S. 9). Zu beachten ist in diesem Zusammenhang, \n\ndass auf die Ausübung eines Gestaltungsrechts nach allgemeinen Rechtsgrundsätzen nicht \n\nzurückgekommen werden kann. Das bedeutet, dass der Kanton Uri an eine einmal abgege-\n\nbene Heimfallerklärung gebunden ist. \n\nZuständig für die Erklärung des Heimfalls ist die Konzessionsbehörde, das heisst vorliegend \n\nder Landrat (Art. 38 in Verbindung mit Art. 18 Abs. 3 GNG). Wird der Heimfall erklärt, muss \n\ngleichzeitig auch über die weitere Verwendung der heimgefallenen Anlagen entschieden wer-\n\nden (Art. 38 Satz 2 GNG). Aus einer Verletzung dieser Pflicht kann der bisherige Konzessionär \n\nnichts zu seinen Gunsten ableiten. \n\n                                                      \n\n76  Nr. 2013-596 R-750-12: Bericht und Antrag des Regierungsrates an den Landrat zum Gesuch der Alpiq Hydro \n\nTicino SA um Verlängerung der Lucendro-Konzession. \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n151 \n\n15.3.3 Handlungsspielraum des Kantons Uri aus rechtlicher Sicht \n\na) Ausgangslage \n\nDie Kantone Uri und Tessin müssen die Entscheidung, ob sie das Heimfallrecht ausüben, je \n\nfür sich treffen. Wird das Heimfallsrecht ausgeübt, geht das Eigentum an den Kraftwerkanlagen \n\nüber. Der Kanton Uri erhält einen Miteigentumsanteil, der in Relation zum Flächenverhältnis \n\nder jeweiligen Wassereinzugsgebiete steht; dieses Verhältnis beträgt 55:45 zugunsten des \n\nKantons Uri.  \n\nDer Kanton Tessin muss den Heimfall von Gesetzes wegen ausüben und wird seinen Mitei-\n\ngentumsanteil in die Azienda Elettrica Ticinese (AET) integrieren. Mit den Kauf der AHT hat \n\nder Kanton Tessin diesen Schritt bereits vollzogen. \n\nb) Gesetzliche Rahmenbedingungen \n\nDie heute bestehenden Anlagen nutzen sowohl Gewässer, an denen der Kanton Uri ein Nut-\n\nzungsrecht hat, als auch Gewässer, an denen ein Nutzungsrecht des Kantons Tessin besteht. \n\nSoll die bestehende Anlage weiterbetrieben werden, muss der Betreiber über eine Wasser-\n\nrechtsverleihung von beiden Kantonen verfügen. Damit stellt sich die Frage, was passiert, \n\nwenn die beiden Kantone unterschiedlich Auffassungen darüber haben, wer der neue Konzes-\n\nsionär sein soll. \n\nGemäss Art. 38 Abs. 2 WRG werden Wasserrechte an Gewässerstrecken, die in verschiede-\n\nnen Kantonen liegen, durch die beteiligten Kantone im gemeinsamen Einvernehmen verliehen. \n\nKönnen sich die Kantone nicht einigen, so erteilt das UVEK die Konzession. Das UVEK ent-\n\nscheidet auch dann, wenn sich die Kantone über den Umfang oder über die gemeinschaftliche \n\nAusübung ihrer Rechte aus der Konzession nicht einigen können. Dem UVEK kommt dabei \n\nein erheblicher Entscheidungsspielraum zu. \n\nDer Bund nimmt nach dieser Bestimmung bei Streitigkeiten zwischen Kantonen die Rolle eines \n\nneutralen Dritten ein, um zu verhindern, dass infolge von Streitigkeiten zwischen den Kantonen \n\neine rationelle Ausnutzung der Wasserkraft verunmöglicht wird (BGr, Urteil 2C_338/2013 vom \n\n21. August 2013, E. 2.1).  \n\nDa die Konzessionsstrecke im konkreten Fall sowohl auf Gebiet des Kantons Uri als auch auf \n\nGebiet des Kantons Tessin liegt, müssen die Kantone sich über die zukünftige Nutzung der \n\nWasserkraft einigen, wenn sie nicht riskieren wollen, dass am Ende der Bund hoheitlich eine \n\nKonzession vergibt.  \n\nKommt das UVEK dereinst zum Schluss, die Weiternutzung der bestehenden Anlagen würde \n\ndem Gebot, die Wasserkraft rationell auszunutzen, besser entspreche als eine Neukonzeption \n\nder Kraftwerkanlage verbunden mit der Ableitung des Wassers des Lago di Lucendro nach \n\nNorden, wird das UVEK im Streitfall die Konzessionen im bisherigen Sinn an einen seriösen \n\nKonzessionär vergeben. Diese Rechtsfolge ist bei der Ausarbeitung der Handlungsoptionen \n\nzu beachten. \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n152 \n\nc) Handlungsoptionen \n\nVorbemerkungen \n\nMit Ablauf der Konzessionsdauer fällt das verliehene Sondernutzungsrecht dahin. Der Kon-\n\nzessionär ist nicht mehr berechtigt, die Wasserkraft zu nutzen, wohl aber die Konzedentin. \n\nDavon zu trennen ist die Frage, was mit den Wasserkraftanlagen geschieht. Dies hängt davon \n\nab, ob die Konzedentin ihr Heimfallsrecht ausübt. Erfolgt kein Heimfall, gilt nach Art. 69 Abs. 1 \n\nWRG als dispositives Bundesrecht, dass die auf privatem Boden errichteten Anlagen nach \n\nsachenrechtlichen Grundsätzen ihrem bisherigen Eigentümer verbleiben. In der Regel, insbe-\n\nsondere wenn kein Baurecht besteht, fallen sie in das Eigentum des Grundeigentümers. Dem-\n\ngegenüber gehen die auf öffentlichem Boden stehenden Anlagen an das verleihungsberech-\n\ntigte Gemeinwesen über, nachdem sie während der Konzessionsdauer entgegen dem Akzes-\n\nsionsprinzip im Eigentum des Konzessionärs standen, ohne dass es der Begründung eines \n\nBaurechtes bedurfte. Sollen die Anlagen auf öffentlichem Boden weiter benutzt werden, so hat \n\ndas Gemeinwesen dem Konzessionär eine nach billiger Erwägung aller Umstände zu bemes-\n\nsende Vergütung zu leisten (Art. 69 Abs. 2 WRG). Nicht weiter benutzte Anlagen hat der Kon-\n\nzessionär hingegen zu beseitigen (sogenannte Wegräumungspflicht, vgl. Botschaft zum WRG \n\nvom 1. Mai 1912, S. 47). \n\nMit dem Heimfall wird dem Konzedenten ein Aneignungsrecht verliehen, zu betätigen durch \n\nWillenserklärung an den Konzessionär. Erklärt der Kanton Uri die Ausübung des Heimfalls, fällt \n\ndas Eigentum an den Wasserkraftanlageteilen dem Kanton zu; er wird Miteigentümer an den \n\nhydraulischen und (schon wegen des Zwangs in Art. 67 Abs. 2 WRG) an den elektrischen \n\nTeilen der Anlage.  \n\nDie Darstellung in Abbildung 15-3 fasst die Handlungsoptionen aus der rechtlichen Analyse \n\nzusammen:  \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n153 \n\nAbbildung 15-3: Handlungsoptionen beim Heimfall der Lucendro-Konzession \n\n \n\nAufgabe der Nutzung der Wasserkraft \n\nDie Aufgabe der Nutzung der Wasserkraft steht nicht zur Diskussion. \n\nSüdableitung \n\n1. Eigennutzung der Wasserkraftanlage durch die Kantone Uri / Tessin \n\nVerzichtet der Kanton Uri auf eine Neukonzessionierung zugunsten eines neuen Konzessio-\n\nnärs, kann er  \n\n die Nutzung der Wasserkraft selbst wahrnehmen. Will der Kanton die Wasserkraftanlage \n\n(zusammen mit dem Kanton Tessin) selbst nutzen, kann er dies \n\n–  als öffentlichrechtliche Körperschaft ohne selbständige Gesellschaft über eine Verwal-\n\ntungsstelle tun oder  \n\n– über eine selbständige Gesellschaft (Betriebsgesellschaft), die sich im Besitz des Kan-\n\ntons befindet. Die Betriebsgesellschaft kann eine öffentlichrechtliche sein (öffentlich-\n\nrechtliche Anstalt, öffentlichrechtliche AG) oder eine privatrechtliche Gesellschaft, vor-\n\nzugsweise eine privatrechtliche Aktiengesellschaft. \n\nUm rechtliche Probleme, die sich aus dem Miteigentum an den Anlagen ergeben, zu vermei-\n\nden, wird es in dieser Konstellation sinnvoll sein, die Wasserkraftanlage in einer gemeinsamen \n\nGesellschaft mit dem Kanton Tessin zu betreiben. Dabei ist denkbar, die bestehende AHT, die \n\nAufgabe der Wasser-\nkraftnutzung\n\nNordableitung\n\nEigennutzung Kanton Uri \n(Betriebsgesellschaft)\n\nNutzung in Partnerwerk (z.B. \nmit EWA, EWU, AHT, usw.)\n\nKonzessionsvergabe an Dritten \n(z.B. EWA)\n\nSüdableitung\n\nEigennutzung Kantone Uri  / \nTessin \n\nKonzessionsvergabe an AET\n\nKonzessionsvergabe an Dritten \n(z.B. EWA, AHT)\n\nPartnerwerk UR / TI mit \nDritten\n\nMit Minderheitsbeteili-gung \nan AET\n\nOhne Beteiligung an AET\n\nNutzung ohne selb-ständige\nGesellschaft \n\nNutzung  mit selbständiger \nGesellschaft\n\nJuristische Person des öffentlichen \nRechts (AG, öff.-rechtl. Anstalt)\n\nJuristische Person des Privatrechts (AG)\n\nAHT als Partnerwerk\n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n154 \n\nder Kanton Tessin in der Zwischenzeit von der Alpiq übernommen hat, als diese gemeinsame \n\nGesellschaft zu bestimmen, unter Übernahme des entsprechenden Teils der Aktien der Ge-\n\nsellschaft durch den Kanton Uri (was im Einvernehmen mit dem Kanton Tessin erfolgen \n\nmüsste). \n\n \n\n2. Partnerwerk Uri / Tessin mit Dritten  \n\nAus rechtlicher Sicht besteht grundsätzlich auch die Möglichkeit, gemeinsam mit einem Dritten \n\neine neue Gesellschaft zu gründen. Die Kantone Uri und Tessin würden in diese Gesellschaft \n\ndie heimgefallenen nassen Teile sowie die von der AHT übernommen elektrischen (trockenen) \n\nAnlageteile einbringen, der Dritte würde sich finanziell an der Gesellschaft beteiligen. Das \n\nGanze lässt sich auch über die bestehende AHT-Gesellschaft realisieren. \n\nDiese neue Gesellschaft wird das Kraftwerk nicht alleine, sondern gemeinsam mit der AET und \n\ndem Kanton Uri betreiben müssen. Es ist zu vermuten, dass ein Dritter an dieser Lösung (bei \n\nden gegebenen Mehrheitsverhältnissen und der gegenwärtigen Situation der schweizerischen \n\nWasserkraft) kein allzu grosses Interesse haben wird. \n\n \n\n3. AHT als Partnerwerk \n\nNachdem der Kanton Tessin als Konzedent die AHT von der Alpiq gekauft hat, sind weitere \n\nKonstellationen denkbar, je nachdem, ob der Kanton Tessin in der neuen Eigentümerstruktur \n\nden Heimfall der Anlagen überhaupt auslösen will oder ob er nicht vielmehr die AHT erneut \n\nkonzessionieren will. Dann kann der Kanton Uri im Rahmen der Heimfallverhandlungen anstatt \n\nder Anlagen direkt die Aktien der AHT übernehmen. \n\n \n\n4. Konzessionsvergabe an die AET und Beteiligung an dieser \n\nDer Kanton Tessin beabsichtigt, die heimgefallenen Anlagen in die AET einzubringen; ob er \n\ndies direkt macht oder, nach dem Kauf der AHT, über die Beteiligung an dieser Gesellschaft, \n\nist heute offen. Rechtlich ist es möglich und zulässig, dass der Kanton Uri der AET eine Kon-\n\nzession für die Urner Gewässer erteilt.  \n\nRechtlich ist es ebenfalls möglich, dass der Kanton Uri mit dem Kanton Tessin vereinbart, im \n\nentsprechenden Umfang an der AET beteiligt zu werden (vgl. auch Art. 24 GNG sowie Art. 55 \n\nlit. c WRG). Dies erfordert allerdings die Zustimmung des Kantons Tessin. Ob eine (sehr ge-\n\nringfügige) Minderheitsbeteiligung sinnvoll ist, muss bezweifelt werden, da es dem Kanton Uri \n\nin erster Linie um das Schicksal des Wasserkraftwerkes Lucendro gehen muss. \n\n \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n155 \n\n5. Konzessionsvergabe an Dritten \n\nDer Landrat hat das Verlängerungsgesuch der AHT abgelehnt und sich für den Heimfall der \n\nKraftwerksanlagen entschieden. Nach dem Ablehnungsentscheid besteht gleichwohl die Mög-\n\nlichkeit, dereinst erneut die AHT zu konzessionieren (was bei der neuen Eigentümerschaft an \n\nder AHT Sinn machen kann). Gemeinhin wird in einer solchen Konstellation eine Entschädi-\n\ngung für den Verzicht auf Ausübung des Heimfallrechts vereinbart; Art. 37 Abs. 3 GNG sieht \n\ndiese Möglichkeit ausdrücklich (und wohl verpflichtend, was die Entschädigung betrifft) vor. \n\nDie Verlängerung der Konzession AHT ist dann eine mögliche Option, wenn sich die Kantone \n\nUri und Tessin geeinigt haben, das Kraftwerk Lucendro gemeinsam über die AHT zu betreiben \n\nund der Kanton Uri die Anteile an der AHT von der AET übernommen hat. \n\nDie Verleihung erfolgt durch Erneuerung der Konzessionsvereinbarung mit der AHT. Der Ver-\n\nzicht auf den Heimfall betrifft nur diejenige Quote, welche dem Kanton Uri an den nassen Teilen \n\nzusteht. Auf die Möglichkeit des Kantons Tessin, den Heimfall für seinen quotenmässigen An-\n\nteil zu erklären, hat dies keinen Einfluss. Um schwierige rechtliche Komplikationen zu vermei-\n\nden, wird in diesem Fall vor der Konzessionierung der AHT mit dem Kanton abzusprechen \n\nsein, ob die AET einverstanden ist, die Nutzung der Wasserkraftanlage Lucendro über die AHT \n\nzu realisieren.  \n\nWird zwischen dem Kanton Uri und dem Kanton Tessin keine Lösung für die Einbindung der \n\nAET gefunden (wobei auch die AET zustimmend von der Lösung Kenntnis nehmen müsste), \n\nläge der Entscheid über die Vergabe der Konzession wiederum beim UVEK, da gemäss Art. 38 \n\nAbs. 2 WRG Wasserrechte an Gewässerstrecken, die in verschiedenen Kantonen liegen, \n\ndurch die beteiligten Kantone im gemeinsamen Einvernehmen verliehen werden und das \n\nUVEK die Konzession erteilt, wenn sich die Kantone über den Umfang oder über die gemein-\n\nschaftliche Ausübung ihrer Rechte aus der Konzession nicht einigen können (vgl. auch BGr, \n\nUrteil 2C_338/2013 vom 21. August 2013, E. 2.1). \n\n \n\n6. Nordableitung  \n\nBei der Nordableitung müssen vorab die beiden folgenden Punkte beachtet werden: \n\n Die technische Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit dieser Lösung muss im Grundsatz nach-\n\ngewiesen werden, bevor diese Variante ernsthaft in Betracht gezogen werden kann.  \n\n Selbst wenn die technische Machbarkeit gegeben wäre muss Folgendes beachtet werden: \n\nErstreckt sich ein Wasserkraftwerk über das Gebiet mehrerer Kantone, müssen sich die \n\nKantone über das Vorgehen einigen. Kommt keine Einigung zu Stande, entscheidet das \n\nUVEK. Mit anderen Worten, widersetzt sich der Kanton Tessin der Nordableitung, kann er \n\neinen Entscheid des UVEKs herbeiführen. Es ist davon auszugehen, dass sich das UVEK \n\nim Streitfall aufgrund der erwähnten Ausführungen kaum für eine Nordableitung entschei-\n\nden wird. \n\n\n\n 15. Anhang D: Lucendro Konzession: Analyse von Vertrag \nund Grundsatzvereinbarung mit Tessin Kommission Energiepolitik Uri \n\n156 \n\nIst sowohl die technische/wirtschaftliche Machbarkeit gegeben wie auch eine einvernehmliche \n\nLösung mit dem Kanton Tessin möglich, ergibt sich bei der Nordableitung ein ähnliches Spekt-\n\nrum an Handlungsoptionen wie bei der Südableitung. \n\n \n\n \n\n\n\n Literaturverzeichnis Kommission Energiepolitik Uri \n\n157 \n\nLiteraturverzeichnis \n\nBaudirektion Uri (1997)  \n\nWasserkraftnutzungskonzept Uri. Phase II – Feinkonzept. \n\nBFE – Bundesamt für Energie (2013)  \n\nBewertung von Pumpspeicherkraftwerken in der Schweiz im Rahmen der Energiestra-\n\ntegie 2050. Im Internet:  http://www.bfe.admin.ch/themen/00526/00527/in-\n\ndex.html?lang=de&dossier_id=06075 \n\nBFE (2013)  \n\nPerspektiven für die Grosswasserkraft in der Schweiz. http://www.bfe.ad-\n\nmin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?ext-\n\nlang=de&name=de_801267723.pdf&endung=Perspektiven für die Grosswasserkraft in \n\nder Schweiz \n\nBFE (2014)  \n\nMarktpreise gemäss Art. 3f, Abs. 3 EnV. Stand 7. Oktober 2014. Im Internet: \n\nhttp://www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?ext-\n\nlang=de&name=de_220046422.pdf&endung=Marktpreis gemäss Art. 3 f, Abs. 3 EnV \n\nBFE (2014)  \n\nNeues Fördermodell Wasserkraft. Bericht zuhanden der UREK-N. Im Internet: \n\nhttp://www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?ext-\n\nlang=de&name=de_467729267.PDF&endung=Neues Fördermodell Wasserkraft - Be-\n\nricht zuhanden der UREK-N \n\nBFE (2014)  \n\nRentabilität der bestehenden Wasserkraft. Bericht zuhanden der UREK-N. Im Internet: \n\nhttp://www.bfe.admin.ch/php/modules/publikationen/stream.php?ext-\n\nlang=de&name=de_990556191.pdf&endung=Rentabilität der bestehenden Wasserkraft \n\n- Bericht zuhanden der UREK-N \n\nIUB (2010)  \n\nWasserkraftnutzung am Gotthard. Analyse und Beurteilungen.  \n\nKanton Uri (2008)  \n\nEignerstrategie für die Urner Wasserkraftnutzung. Überarbeiteter und ergänzter Grund-\n\nlagenbericht. Im Auftrag der Kommission für Energiepolitik Uri.  \n\nRegierungsrat des Kantons Uri (2013)  \n\nBericht und Antrag des Regierungsrates an den Landrat zum Gesuch der Alpiq Hydro \n\nTicino SA um Verlängerung der Lucendro-Konzession \n\nWellenstein Jürg (2013)  \n\nAuch Wasserkraft birgt Risiken. In energieRundschau September 2012. \n\nhttp://www.bfe.admin.ch/themen/00526/00527/index.html?lang=de&dossier_id=06075\nhttp://www.bfe.admin.ch/themen/00526/00527/index.html?lang=de&dossier_id=06075\n\n