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name: LA.2022-0214 II. Beilage zu Bericht des Regierungsrats

format: application/pdf

text: \n  \n\n \n\nREGIERUNGSRAT \nBeilage \n\n15. März 2023 Standeskanzlei \n\n \n\n \n\n \n\nBericht Stromversorgungssicherheit im Kanton Uri \n\nGrundlagen und Antworten zum Postulat LR Ruedi Cathry vom 27. März 2022 \n\n \n\n \nFoto: Lisa Planzer \n\n \n\n  \n\n\n\n \n\n  2 / 36 \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\n \n\n \n\n \n\n \n\nImpressum  \n\n \n\nAuftraggeber: \n\nRegierungsrat des Kantons Uri \n\n \n\nProjektteam:  \n\nAmt für Energie  \n\nStefan Müller, Projektkoordinator \nAlexander Walker, Vorsteher Amt für Energie (Vorsitz)  \nAlexander Imhof, Vorsteher Amt für Umwelt \n\nStefan Gisler, Technischer Sachbearbeiter \n \n\n  \n\n\n\n \n\n3 / 36 \n\nInhaltsverzeichnis \n\n1 Einleitung ............................................................................................................................... 5 \n\n2 Ausgangslage ......................................................................................................................... 5 \n\n2.1 Vorbemerkung ....................................................................................................................... 5 \n\n2.2 Stromversorgungssicherheit ................................................................................................... 6 \n\n2.3 Energiehandel resp. Aktivitäten der Energieversorgungsunternehmen (EVU) ......................... 7 \n\n3 Beantwortung der einzelnen Fragen....................................................................................... 8 \n\n3.1 Sichere Stromversorgung ....................................................................................................... 8 \n\n3.2 Erneuerbare und neue Erneuerbare Energien ...................................................................... 22 \n\n3.3 Dekarbonisierung/ Mobilitätsstrategie ................................................................................. 27 \n\n3.4 Klimaschutz/Energieeffizienz ................................................................................................ 30 \n\n3.5 Stromproduktions-Versorgungsmodell 2030/50 in Uri.......................................................... 33 \n\n4 Fazit ..................................................................................................................................... 36 \n\n \n\nAbbildungsverzeichnis \n\nAbbildung 1: Netzebenen in der schweizerischen Stromversorgung ........................................... 6 \n\nAbbildung 2: Energiebeschaffung für die Versorgung ................................................................. 7 \n\nAbbildung 3: Überblick zur Stromversorgung im Kanton Uri ....................................................... 8 \n\nAbbildung 4: OSTRAL-Massnahmen bei einer Strommangellage............................................... 10 \n\nAbbildung 5: Stromlücken im Winterhalbjahr .......................................................................... 12 \n\nAbbildung 6: Ausbau der erneuerbaren Energien im Kantonsvergleich .................................... 13 \n\nAbbildung 7: Produktionsausbau im Kanton Uri ....................................................................... 14 \n\nAbbildung 8: Zubau von Photovoltaikanlagen im Kanton Uri .................................................... 15 \n\nAbbildung 9: Verwendungszweck von Erdgas in Europa ........................................................... 17 \n\nAbbildung 10: Übersicht Erdgasleitungen .................................................................................. 18 \n\nAbbildung 11: Veränderung der Beschaffungsquellen beim Erdgas ............................................ 18 \n\nAbbildung 12: Entwicklung der Gaspreise in Europa ................................................................... 19 \n\nAbbildung 13: Entwicklung der Strommarktpreise ..................................................................... 19 \n\nAbbildung 14: Einfluss Energie aus dem KW Lucendro resp. der Leventinakaskade .................... 21 \n\nAbbildung 15: Orientierungsrahmen des Windkonzepts Schweiz ............................................... 24 \n\nAbbildung 16: Absenkpfad Endenergieverbrauch nach Energieträgern im Verkehr .................... 28 \n\nAbbildung 17: Urner Treibhausgasemissionen 2020, aufgeteilt nach Sektoren ........................... 31 \n\nAbbildung 18: Absenkpfad Treibhausgasemissionen Kanton Uri................................................. 31 \n\nAbbildung 19: Ziele der 2000W-Gesellschaft .............................................................................. 32 \n\nAbbildung 20: Zielpfad für Endenergieverbrauch im Kanton Uri bis 2050 nach Energieträgern ... 33 \n\nAbbildung 21: Zielpfad Endenergieverbrauch Elektrizität im Kanton Uri ..................................... 33 \n\nAbbildung 22: Ausblick Strombilanz Kanton Uri 2050 ................................................................. 35 \n\n  \n\n\n\n \n\n  4 / 36 \n\nGlossar: \n\nAlpiq : Die Alpiq Holding AG ist ein international tätiger Schweizer Energiekonzern \n\nARE : Bundesamt für Raumentwicklung \n\nASSV : kantonales Amt für Strassen- und Schiffsverkehr \n\nBKW : Bernische Kraftwerke Energie AG \n\nBFE : Bundesamt für Energie \n\nBV : Bundesverfassung \n\nCKW : Centralschweizerische Kraftwerke AG \n\nCO2 : Kohlendioxid; bekanntestes Treibhausgas, welches zum Klimawandel beiträgt \n\nDekarbonisierung : Umstieg von der Nutzung fossiler Brennstoffe wie Kohle, Erdgas oder Öl auf kohlenstoff-\nfreie und erneuerbare Energiequellen  \n\nEnFV : Energieförderverordnung \n\nEnG : Energiegesetz (entweder des Bundes oder des Kantons) \n\nETH Zürich : Eidgenössische Technische Hochschule Zürich \n\nEurostat : statistisches Amt der Europäischen Union \n\nEVU : Elektrizitätsversorgungsunternehmen \n\nEWA-eU : EWA-energieUri AG \n\nEWG : Elektrizitätswerk Göschenen \n\nEWU : Elektrizitätswerk Ursern \n\nFreecooling : Kühlung ohne eigentliche Kältemaschine mit der Nutzung von Aussenluft, Grund-, See, \nFlusswasser oder Erdreich \n\nGWE : Gemeindewerk Erstfeld \n\nGEST : Gesamtenergiestrategie des Kantons Uri \n\nGSUD : Gesundheits-, Sozial und Umweltdirektion des Kantons Uri \n\nKEV : Kostendeckende Einspeisevergütung \n\nKLUR : Klimaschutz-Konzept des Kantons Uri \n\nLNG : Liquid Natural Gas oder Flüssiggas \n\nOSTRAL : Organisation für die Stromversorgung in ausserordentlichen Lagen \n\nOTC / OTC-Handel : Over the Counter / ausserbörslicher Handel oder Handel zwischen zwei Parteien \n\nÖV : Öffentlicher Verkehr \n\nPV / PV-Anlage : Photovoltaikanlage zur Stromproduktion mit Sonnenenergie \n\nStromVG : Stromversorgungsgesetz \n\nSBB : Schweizerische Bundesbahnen AG \n\nSNEE : Schutz- und Nutzungskonzept erneuerbare Energien im Kanton Uri \n\nSwissgrid : Eigentümerin resp. Betreiberin des schweizerischen Übertragungsnetzes \n\nTHG : Treibhausgas \n\nUVEK : Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation \n\nVSE : Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen \n\nVOEW : Vollzugsorganisation der wirtschaftlichen Landesversorgung im Bereich der Elektrizitäts-\nwirtschaft \n\nEinheiten: \n\nkW : Kilowatt; Angabe für die Wirkleistung \n\nkWp : Kilowatt peak; Nennleistung von Solaranlagen bei Standardbedingungen \n\nkWh : Kilowattstunde; Einheit der Energie; entspricht der Energiemenge, die bei einer \n(Wirk)Leistung von einem Kilowatt innerhalb einer Stunde umgesetzt wird.  \n\nMWh : Megawattstunde; 100'000 kWh \n\nGWh : Gigawattstunde; 1'000'000 kWh \n\nTWh : Terawattstunden; 1'000'000'000 kWh  \n\n\n\n \n\n5 / 36 \n\n1 Einleitung \n\nAm 27. März 2022 reichte Landrat Ruedi Cathry, Schattdorf, mit Zweitunterzeichner Landrat Marcel \n\nBachmann, Silenen, und Drittunterzeichner Landrat Walter Tresch, Erstfeld, ein Postulat zur «Strom-\n\nversorgungssicherheit – Gesamtenergiestrategie 2030 des Kantons Uri» ein.  \n\nDie Postulanten führen aus, dass die Stromversorgungssicherheit heute eines der grössten politi-\n\nschen Themen in der Schweiz sei. Die drohende Stromversorgungslücke sei in aller Munde. Die mo-\n\nmentane geopolitische Lage verschärfe diese Herausforderung. Der Kanton Uri hat laut den Postu-\n\nlanten in den letzten Jahren seine Hausaufgaben gemacht. Dies zeige der Bericht des Regierungsrats \n\nzur Aktualisierung der Gesamtenergiestrategie (GEST) in Uri auf.  \n\nDie grosse Herausforderung der Elektrizitätsversorgungsunternehmen bestehe in der sicheren \n\nStromversorgung im Winter, da in diesen Monaten zeitweise mehr als 70 Prozent des notwendigen \n\nStroms am Strommarkt zugekauft werden müsse. Dies könne in der momentanen Situation zu Lie-\n\nferengpässen und volatilen Preissituationen führen. Genau in solchen Situationen müsse ein Kanton \n\nalles unternehmen, um die Stromversorgung mit allen möglichen Massnahmen sicherzustellen. Die \n\nDekarbonisierung in der Mobilität sowie Gebäudeheizungsanlagen forderten das Ganze noch zusätz-\n\nlich. Eine sichere Stromversorgung sowie das Erreichen der ambitiösen Klimaziele seien für den Kan-\n\nton Uri bzw. für die ganze Schweiz ein Muss, was auch in der GEST 2030 des Kantons Uri zu berück-\n\nsichtigen sei. \n\nGestützt auf Artikel 119 ff. der Geschäftsordnung des Landrats (GO; RB 2.3121) ersuchen die Postu-\n\nlanten den Regierungsrat, nachgenannte Fragen im Rahmen der neuen GEST 2030 zu beantworten: \n\n2 Ausgangslage \n\n2.1 Vorbemerkung \n\nDas energiepolitische Umfeld auf nationaler und internationaler Ebene hat sich im vergangenen Jahr-\n\nzehnt stark verändert. Vor Kurzem noch prägten Themen wie die Energiestrategie 2050 des Bundes \n\nmit dem Beschluss zum Ausstieg aus der Kernenergie, das Pariser Klimaabkommen respektive der \n\nEntscheid des Bundesrats im Jahr 2019, das «Netto-Null-Ziels» bis ins Jahr 2050 zu erreichen, die \n\nDiskussionen. Zugleich wurde Strom oder fossile Brenn- und Treibstoffe zu sehr niedrigen Preisen \n\ngehandelt. Im Kanton Uri wurde auf Basis des Schutz- und Nutzungskonzepts Erneuerbare Energien \n\n(SNEE) vornehmlich der Ausbau der Wasserkraft eindrücklich vorangetrieben, indem in den letzten \n\nJahren zwölf neue Wasserkraftwerke ihren Betrieb aufnahmen.  \n\nZwischenzeitlich hat sich diese Situation massgeblich verändert. Mit dem Krieg in der Ukraine und \n\nder reduzierten Verfügbarkeit von Strom aus französischen Kernkraftwerken haben sich die Versor-\n\ngungslage und die Situation bei den Energiepreisen drastisch gewandelt, um nur zwei Beispiele zu \n\nnennen. Aufgrund der teilweise kurzfristig eintretenden Ereignisse besteht eine hohe Dynamik. Dies \n\ngilt es auch bei der Lektüre dieses Berichts zu berücksichtigen, da nicht alles vorausgesehen und zeit-\n\nnah aufgenommen werden kann. Die gestellten Fragen werden bestmöglich beantwortet, um so die \n\nEinordnung in die neue GEST 2030 zu ermöglichen.  \n\n  \n\n\n\n \n\n  6 / 36 \n\n2.2 Stromversorgungssicherheit \n\n2.2.1 Übersicht zur heutigen Stromversorgung  \n\nDie Sicherstellung der Stromversorgung findet seit den 1950er-Jahren in einem europäischen Ver-\n\nbundnetz statt und ist technisch eine anspruchsvolle Aufgabe. Die Einspeisungen in das Stromnetz \n\nund die Ausspeisungen müssen jederzeit ausgeglichen sein. Die Stromversorgung in der Schweiz ist \n\nüber einen Zeitraum von mehr als hundert Jahren historisch gewachsen. In den Anfangszeiten wurde \n\nder Strombedarf vor Ort vorwiegend durch kleine, lokal produzierende Wasserkraftwerke sicherge-\n\nstellt. Im Lauf der Zeit wurden zuerst Dörfer, dann Städte und Kantone und schliesslich ganze Natio-\n\nnen miteinander verbunden. Heute weist das schweizerische Übertragungsnetz insgesamt 41 An-\n\nknüpfungspunkte an die umliegenden Europäischen Länder auf. \n\nIn der Schweiz existieren unzählige Anlagen zur Produktion von elektrischer Energie. Geprägt wird \n\ndas Bild durch die Wasserkraft- sowie durch die Kernkraftwerke, die einen Anteil von rund 60 Prozent \n\nresp. 30 Prozent der Landeserzeugung aufweisen. Dazu kommt ein Anteil von rund 10 Prozent, den \n\nkonventionell-thermische und erneuerbare Kraftwerke beisteuern. Diese Kraftwerke befinden sich \n\nmehrheitlich im Besitz von Energieversorgungsunternehmen (EVU), die wiederum grösstenteils im \n\nBesitz der öffentlichen Hand sind. \n\nDer Weg des Stroms von den Produzenten bis zur Steckdose ist lang und zum Teil komplex. Der Strom \n\ndurchläuft dabei unterschiedliche Netzebenen, bis er etwa für den Betrieb eines Haushaltgeräts ein-\n\ngesetzt werden kann. Dabei handelt es sich um Ebenen für die Übertragung des Stroms über die \n\nentsprechenden Leitungen (ungerade Ziffern) und Ebenen, welche die Transformation auf verschie-\n\ndene Spannungsniveaus beinhalten (gerade Ziffern). Jede Netzebene ist im Besitz eines oder mehre-\n\nrer Eigentümer, der die dazugehörigen Anlagen unterhält und bewirtschaftet. \n\nAbbildung 1: Netzebenen in der schweizerischen Stromversorgung \n\n \n\nQuelle: Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) \n\n  \n\n\n\n \n\n7 / 36 \n\nEin wichtiger Grundsatz, der seit teilweisen Strommarktöffnung im 2009 gilt, ist die Trennung zwi-\n\nschen dem Netz als weiterhin regulierten Bereich und allen anderen Funktionen (Erzeugung, Handel, \n\nVertrieb), die zueinander im Wettbewerb stehen können. Als neue Akteure existieren seit der Ein-\n\nführung des Stromversorgungsgesetzes (StromVG; SR 734.7) die sogenannten Bilanzgruppen, die als \n\nEnergiekonten verstanden werden können und jeweils einen Bilanzgruppenverantwortlichen – in der \n\nRegel ein EVU – aufweisen. Jeder Messpunkt in der Schweiz (also alle Erzeuger und Verbraucher) sind \n\neiner Bilanzgruppe zugeordnet. Innerhalb der Bilanzgruppe muss der prognostizierte Energiebezug \n\naller Endverbraucher pro Viertelstunde durch eigene Produktionskapazitäten oder abgeschlossene \n\nHandelsgeschäfte abgedeckt werden. Auch das lokale Versorgungsunternehmen vor Ort muss jeder-\n\nzeit aufzeigen können, wie es den prognostizierten Stromkonsum in seinem Verteilnetz durch den \n\nEinsatz eigener Produktionswerke oder durch den Zukauf von Strom möglichst vollständig abdeckt.  \n\n2.3 Energiehandel resp. Aktivitäten der Energieversorgungsunternehmen (EVU) \n\nDer Zu- und Verkauf von elektrischer Energie wird über den Energiemarkt sichergestellt. Gehandelt \n\nwird mit Energiemengen, die aus unterschiedlichen Quellen und in unterschiedlichen Kraftwerken \n\nerzeugt werden. Diese Energie verkaufen die Produzenten im Voraus an Unternehmen (Verteilnetz-\n\nbetreiber, Industrie, usw.), die den Strom entweder selbst verbrauchen oder an ihre Endkunden wei-\n\nterverkaufen. Dazu kommt, dass der Strom (z.B. bei fehlenden Endkunden) an einer Strombörse ge-\n\nhandelt wird. Diese spezialisierte Strombörse funktioniert wie eine Wertpapierbörse und ist auch \n\nentsprechend organisiert. \n\nAn der Schweizer Strommarktbörse Swissix oder auch an anderen Handelsplätzen wie dem OTC-Han-\n\ndel werden Produkte mit unterschiedlichen Laufzeiten gehandelt. Es sind dies Monats-, Quartals- und \n\nJahresprodukte. Die Produkte werden in der Regel jeweils über drei Monate, drei Quartale oder drei \n\nJahre gehandelt, um dadurch Preisrisiken minimieren zu können (sogenannte Hedgings). Dazu \n\nkommt der Tages-Spotmarkt, in dem die tatsächlich resultierende Fehl- oder Überschussmenge auf-\n\ngrund von Abweichungen bei der Energieproduktion oder dem Verbrauch eingekauft bzw. verkauft \n\nwerden kann.  \n\nAbbildung 2: Energiebeschaffung für die Versorgung \n\nQuelle: eigene Grafik \n\n\n\n \n\n  8 / 36 \n\n3 Beantwortung der einzelnen Fragen \n\n3.1 Sichere Stromversorgung \n\n3.1.1 Frage 1: Wie sieht die heutige Stromversorgung im Kanton Uri aus (Winter/Sommerversor-\n\ngung)? \n\nAntwort: \n\nDie EVU im Kanton Uri verkaufen im Sommerhalbjahr Überschussstrom – vornehmlich aus den Lauf-\n\nwasserkraftwerken und den Photovoltaikanlagen – und müssen im Winterhalbjahr die fehlende \n\nStrommenge zukaufen, um den Endkundenbedarf der Grundversorgungs- und Marktkunden1 abzu-\n\ndecken. Die nachfolgende Grafik zeigt die Verhältnisse im Urner Versorgungsgebiet auf, wobei der \n\nzehnjährige Mittelwert berücksichtigt wurde: \n\nAbbildung 3: Überblick zur Stromversorgung im Kanton Uri \n\n \n\nQuelle: eigene Darstellung auf Basis einer Datenumfrage bei den Urner EVU \n\n \n\n  \n\n                                                             \n1 Endverbraucher mit einem Verbrauch kleiner als 100 MWh sind in der Grundversorgung angesiedelt und können ihren \n\nAnbieter nicht frei wählen. Endverbraucher ab 100 MWh Verbrauch haben die Möglichkeit, elektrische Energie auf dem \n\nfreien Markt einzukaufen. Machen sie davon aber nicht Gebrauch, verbleiben sie in der Grundversorgung. Machen sie \n\ndavon Gebrauch, können diese aber nicht mehr in die Grundversorgung zurückkehren (Prinzip «einmal frei, immer frei»). \n\n\n\n \n\n9 / 36 \n\n3.1.2 Frage 2: Wer ist im Kanton Uri für eine sichere Stromversorgung zuständig? \n\nAntwort: \n\n Versorgung im Normalbetrieb \n\nDie Sicherstellung der Stromversorgung, die seit den 1950er Jahren in einem europäischen Verbund-\n\nnetz stattfindet, ist technisch eine anspruchsvolle Aufgabe. Die Einspeisungen in das Stromnetz und \n\ndie Ausspeisungen müssen jederzeit ausgeglichen sein. Die Stromversorgung in der Schweiz ist über \n\neinen Zeitraum von mehr als hundert Jahren historisch gewachsen. In den Anfangszeiten wurde der \n\nStrombedarf vor Ort vorwiegend durch kleine, lokal produzierende Wasserkraftwerke sichergestellt.  \n\nWie bereits einleitend in Kapitel 2.2 ausgeführt wurde, sind im Kanton Uri die jeweiligen Elektrizitäts-\n\nversorgungsunternehmen (EVU) und die Netzbetreiber für die sichere Stromversorgung zuständig. \n\nIm Kanton Uri sind dies die EWA-energieUri AG (EWA-eU), das Elektrizitätswerk Ursern (EWU), die \n\nGemeindewerke Erstfeld (GWE) sowie das Elektrizitätswerk Göschenen (EWG). \n\nDer Staat schafft dabei geeignete Rahmenbedingungen und greift auf nationaler Ebene nur ein, wenn \n\ndie EVU und die Netzbetreiber die sichere Versorgung mit Elektrizität nicht mehr gewährleisten kön-\n\nnen. \n\n Versorgung in ausserordentlichen Lagen \n\n3.1.2.2.1 Allgemeines \n\nVersorgungssicherheit im Strombereich bedeutet, dass die Elektrizitätsverbraucherinnen und -ver-\n\nbraucher die gewünschte Menge an Elektrizität jederzeit, ausreichend und unterbruchsfrei in der er-\n\nforderlichen Qualität und zu angemessenen Preisen beziehen können. Versorgungssicherheit bedeu-\n\ntet folglich, dass die national und international verfügbaren Kraftwerke die Nachfrage decken können \n\nund die Energie über die Netze auch zuverlässig zu den einzelnen Konsumenten geliefert wird. Dazu \n\nmüssen alle Elemente des Versorgungssystems optimal zusammenspielen.  \n\nSind Stromangebot und –nachfrage nicht mehr im Gleichgewicht, spricht man von einem Engpass in \n\nder Stromversorgung oder einer Strommangellage. Strom ist dabei zwar noch verfügbar, die vorhan-\n\ndenen Produktionskapazitäten vermögen die Nachfrage jedoch nicht mehr zu decken. Dies kann über \n\nmehrere Tage, Wochen oder sogar Monate der Fall sein.  \n\nDem gegenüber steht der Begriff Stromunterbruch oder Blackout. Bei einem Blackout gibt es grund-\n\nsätzlich genügend Strom, um die Nachfrage zu decken. Infolge einer Verkettung von unglücklichen \n\nUmständen (z.B. durch einen Ausfall von mehreren Kraftwerken) ist die Versorgung aber unterbro-\n\nchen und es kommt zu einem (grossräumigen) Stromunterbruch. Daneben können anhaltende \n\nStrommangellagen ebenfalls zu Netzzusammenbrüchen führen.  \n\n3.1.2.2.2 Rollen und Verantwortlichkeiten in der Schweiz \n\nDie Energieversorgung in der Schweiz ist primär Sache der Energiewirtschaft und ist im Energiegesetz \n\ndes Bundes geregelt (vgl. Art. 6 Abs. 2 EnG; SR 730.0). Bund und Kantone haben eine subsidiäre Rolle: \n\nSie setzen die Rahmenbedingungen, damit die Branche ihre Aufgabe optimal erfüllen kann.  \n\nIst die sichere und erschwingliche Stromversorgung der Schweiz trotz der Vorkehrungen der Strom-\n\nwirtschaft mittel- oder langfristig erheblich gefährdet, kann der Bundesrat im Rahmen der wirtschaft-\n\nlichen Landesversorgung eingreifen. Unter Einbezug der Kantone und der Wirtschaft kann er Mass-\n\n\n\n \n\n  10 / 36 \n\nnahmen anordnen, um die Effizienzsteigerung beim Stromverbrauch, die Beschaffung von Strom so-\n\nwie die Verstärkung und den Ausbau der Stromnetze voranzutreiben (StromVG, Art. 9; SR 734.7). Für \n\nden Vollzug der Massnahmen wird die Organisation für die Stromversorgung in ausserordentlichen \n\nLagen (OSTRAL) eingesetzt. Im Falle einer Strommangellage sind folgende Massnahmen vorgesehen: \n\nAbbildung 4: OSTRAL-Massnahmen bei einer Strommangellage \n\n \n\nQuelle: UVEK, Generalsekretariat GS-WBF \n\n Fazit für den Kanton Uri \n\nDie Versorgungssicherheit wird heute durch das StromVG geregelt. Es ist auszuschliessen, dass es im \n\nKanton Uri zu wenig Strom gibt, in der restlichen Schweiz aber genug; und es ist auch nicht denkbar, \n\ndass es im Kanton Uri genug Strom gibt, in der restlichen Schweiz hingegen zu wenig; dies ist tech-\n\nnisch ausgeschlossen, es sei denn, man kappe die Leitungen an der Kantonsgrenze. Es gibt bei einer \n\nschweizweiten Strommangellage keine «regionale Versorgungssicherheit».  \n\nDer in lokalen Kraftwerksanlagen (Wasser, Sonne, Wind, usw.) vor Ort produzierte Strom wird in das \n\nVerbundnetz eingespeist und hilft mit, über die eigene Bilanzgruppe und das gesamte Schweizer Ge-\n\nbiet die Versorgungssicherheit zu unterstützen. Urner Stromkunden beziehen weder direkt noch aus-\n\nschliesslich Strom aus einheimischer Produktion. Mit anderen Worten: der Kanton Uri ist in das \n\nSchweizer Verbundnetz eingebunden und ist nicht autark.  \n\nJe nach Umfang der erteilten Wasserrechtskonzessionen und dem saisonalen Wasseranfall müssen \n\ndie Urner Energieversorger (EWA-eU, GWE, EWG und EWU) z.B. im Winter mehr Energie zukaufen \n\nals im Sommer. Bei umfangreicher Ausstattung mit Konzessionen kann der lokale Energieversorger \n\nallenfalls sogar im Winter auf einen Einkauf verzichten und im Sommerhalbjahr grosse Teile seiner \n\nStromproduktion exportieren. Welchen Einfluss dies auf die Strompreise der lokalen Konsumenten \n\nin der Grundversorgung hat, hängt von den Gestehungskosten des lokalen Kraftwerkparks ab. Dies \n\n\n\n \n\n11 / 36 \n\nwird zudem durch die Energiebeschaffungsstrategie beeinflusst und auch dadurch bestimmt, in wel-\n\nchem Ausmass der lokale Versorger die Stromproduktion aus seinen eigenen Wasserkraftwerken \n\nmöglichst gewinnbringend vermarkten kann. Ein lokaler Produzent mit einem Speicherkraftwerk \n\n(Stausee) hat im liberalisierten Strommarkt einen grossen Anreiz, das im Stausee gespeicherte Was-\n\nser nicht für die günstige Grundversorgung in seinem Netzgebiet einzusetzen, sondern die Strompro-\n\nduktion möglichst auf jene (Winter-)Tage zu fokussieren, an denen generell eine Stromknappheit \n\nherrscht und für entsprechende Ausgleichsenergie hohe Preise bezahlt werden. Für die übrige Zeit \n\nbzw. für die Abdeckung der normalen Grundversorgung wird er den Strom in Form von Bandenergie \n\n(z.B. Base-Produkte) zukaufen, um so seine Bezüger im Netz versorgen zu können.  \n\nDiese Überlegungen führen zusammen mit dem physikalischen Grundsatz, dass der Strom dem ge-\n\nringsten Widerstand folgt, dazu, dass von der Vorstellung einer lokalen Stromversorgung mit aus-\n\nschliesslich lokalen Produktionsanlagen Abstand genommen werden muss: Die jederzeit sichere, \n\nphysische Stromversorgung wird durch den Netzverbund bzw. die Bilanzgruppenverantwortlichen \n\nund letztlich übergeordnet durch die Swissgrid gewährleistet. \n\nDie Qualitäts-Label (z. B. URstrom; Kraftpaket Blau, Gotthardenergie, usw.) beziehen sich rein auf \n\nden ökologischen Mehrwert (Produktionsart) und haben mit der physikalischen Energieproduktion \n\nin Echtzeit nichts zu tun. Die Label geben lediglich Gewähr, dass der ökologische Mehrwert über das \n\nganze Jahr gesehen vom Produzenten nicht an der Börse verkauft, sondern an die Endkunden ver-\n\nkauft oder eingepreist wurde. Sie haben keinen Einfluss auf die unterbruchslose Energieversorgung \n\ndes Kantons Uri.  \n\nWelchen Preis die Urner Stromkunden für die Energie letztlich zu bezahlen haben, hängt also auch \n\nvom nationalen und internationalen Strompreisniveau ab. Tiefe Gestehungskosten in Urner Produk-\n\ntionsanlagen erzielen nur dann eine Wirkung auf die Urner Strompreise – sofern dies mit Blick auf \n\neinen effizienten Energieverbrauch überhaupt erstrebenswert ist – wenn die Stromproduzenten bzw. \n\nKonzessionäre zu einer Weitergabe dieses Kostenvorteils an die Urner Bevölkerung und Wirtschaft \n\nverpflichtet werden. \n\n3.1.3 Frage 3: Wann bestehen in der Eigenversorgung im Kanton Uri Lücken, und wie werden \n\ndiese heute abgedeckt? \n\nAntwort: \n\nIn den (Winter-)Monaten November, Dezember, Januar, Februar und März entstehen regelmässig \n\nLücken in der Eigenversorgung der Urner EVU, da die Eigenproduktion die Nachfrage nicht zu decken \n\nvermag. Dies kann teilweise auch in den übrigen Monaten der Fall sein, wenn zum Beispiel aufgrund \n\nvon Trockenheit weniger Wasser als prognostiziert zur Energieproduktion verfügbar ist. Nachfol-\n\ngende Grafik zeigt diesen typischen Verlauf anhand von Durchschnittswerten der letzten zehn Jahre \n\nexemplarisch auf: \n\n  \n\n\n\n \n\n  12 / 36 \n\nAbbildung 5: Stromlücken im Winterhalbjahr \n\n  \n\nQuelle: eigene Darstellung auf Basis einer Datenumfrage bei den Urner EVU \n\n \n\nDiese Stromlücken im Winterhalbjahr werden durch Stromeinkäufe am freien Energiehandelsmarkt \n\ndurch die EVU abgedeckt. Die Stromlücken sind stark witterungsabhängig, da es sich bei den meisten \n\nProduktionsanlagen um Laufwasserkraftwerke ohne saisonale Speicherung handelt. Es gibt lediglich \n\nzwei nennenswerte saisonale Speicheranlagen im Kanton Uri, nämlich den Oberalpsee (ca. 3 GWh \n\nProduktion im Winterhalbjahr) und den Göscheneralpsee (ca. 120 GWh Produktion im Winterhalb-\n\njahr). Der Oberalpsee wird heute durch das EWU genutzt und kommt den Kundinnen und Kunden in \n\nihrem Versorgungsgebiet zugute (Ursern). Der Göscheneralpsee wird heute von der Schweizerischen \n\nBundesbahnen AG (SBB) und der Centralschweizerischen Kraftwerke AG (CKW) genutzt und hat dem-\n\nzufolge mit der Endkundenversorgung (Grundversorgungs- und Marktkunden) im Kanton Uri nichts \n\nzu tun. Die Göscheneralpkonzession läuft noch bis Ende 2043. \n\nIm Tagesgeschäft entstehen das ganze Jahr über kurzfristige Stromlücken. Jedes EVU muss jeweils \n\nam Tag vorher seinen geschätzten Stromabsatz, die Eigenproduktion und den Einkauf am Strom-\n\nmarkt seinem Bilanzgruppenverantwortlichen viertelstundengenau melden. Fällt zum Bespiel eine \n\nProduktionsanlage kurzfristig aus, wird versucht, mit den restlichen Maschinen die entstandene Lü-\n\ncke zu kompensieren. Dasselbe kann auch auf der Absatzseite passieren, wenn etwa plötzlich ein \n\ngrosser Verbraucher ausfällt (Beispiel: defekte Tunnelbohrmaschine mit einer elektrischen Leistung \n\nvon 3 MW). In diesem Fall besteht die Möglichkeit, die Energieproduktion bei einem Kraftwerk ent-\n\nsprechend zurückzufahren. Kann die entstandene Differenz – ob nun negativ oder positiv – nicht in-\n\nnert kürzester Zeit ausgeglichen werden, übernimmt diese Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber \n\nSwissgrid, wobei für diese Regelenergie entsprechende Zahlungen durch den Verursacher fällig wer-\n\nden. \n\nDurch den fortschreitenden Klimawandel werden die Winter immer milder. Aufgrund der höheren \n\nTemperaturen regnet es mehr, als dass es schneit. Der natürliche Speicher in Form von Schnee ent-\n\n\n\n \n\n13 / 36 \n\nfällt, es fällt demgegenüber im Winter aber auch mehr Wasser an, das turbiniert werden kann. Ide-\n\nalerweise lässt sich dieses Wasser in Speicherseen einlagern, um es bei Bedarf zur Stromproduktion \n\neinsetzen zu können. Da der Bau neuer und grosser saisonaler Speicher heutzutage fast unmöglich \n\nist, müssen die bestehenden Seen ausgebaut und die Speicherkraftwerke optimiert werden (zum \n\nBeispiel mit Dammerhöhungen, um das Fassungsvermögen zu erhöhen und/oder mit der Abstim-\n\nmung der Kraftwerke bei einer bestehenden Kaskade).  \n\nDazu kommt der Mehrverbrauch von Strom durch die zunehmende Elektrifizierung, die zur Errei-\n\nchung der Klimaziele nötig ist. Diese Zunahme – zum Beispiel durch den Zubau von Wärmepumpen \n\nzur Gebäudebeheizung, der zunehmenden Elektromobilität und das Bevölkerungswachstum – gilt es \n\nauszugleichen. Dies kann einerseits mit dem Zubau von erneuerbarer Energieproduktion erfolgen, \n\nmuss aber zwingend auch auf der Verbrauchsseite mit griffigen Effizienzmassnahmen kompensiert \n\nwerden. Hier stellen Massnahmen im Gebäudebereich wie zum Beispiel der Ersatz von Elektrohei-\n\nzungen, energetischer Gebäudehüllensanierungen oder Betriebsoptimierungen wichtige Elemente \n\ndar. \n\n3.1.4 Frage 4: Wie hat sich diese Eigenversorgung, durch den Zubau von verschiedenen Kraftwer-\n\nken im Kanton Uri (Wasser, Wind, PVA etc.), in den letzten 5 Jahren verändert? \n\nAntwort: \n\nIn den letzten zehn Jahren, resp. seit der Verabschiedung des SNEE im Jahr 2012 und der Unterzeich-\n\nnung der Vereinbarungen zwischen dem Kanton Uri und den beiden Korporationen Uri und Ursern, \n\nwurde der Kraftwerksausbau – massgeblich im Bereich der Wasserkraftnutzung – bedeutend voran-\n\ngetrieben.  \n\nNachfolgende Auswertung, welche die durch die KEV geförderte kantonale Stromproduktion pro \n\nKopf im Verlauf der letzten zehn Jahr zeigt, illustriert diese Entwicklung deutlich: \n\nAbbildung 6: Ausbau der erneuerbaren Energien im Kantonsvergleich \n\n \nQuelle: Gastbeitrag auf Blog der ZHAW (https://blog.zhaw.ch/sustainable/2022/11/25/welcher-kanton-fordert-erneuerbare-energien-\n\nam-meisten/) \n\n  \n\n\n\n \n\n  14 / 36 \n\nZu erwähnen sind in diesem Zusammenhang die neuen grösseren Wasserkraftwerke Bristen, Schä-\n\nchen, Erstfeldertal, Realp 2 sowie Fellitobel. Gesamthaft ergibt sich in Bezug auf die zusätzliche Ener-\n\ngieproduktion folgendes Bild: \n\nAbbildung 7: Produktionsausbau im Kanton Uri \n\n \n\nQuelle: Datenumfrage bei den Urner EVU \n\nWasserkraftanlagen: \n\nDer Kanton Uri hat – wie oben dargestellt – im Winterhalbjahr eine mittlere Eigenversorgungslücke \n\n(Verbrauch der Markt- und Grundversorgungskunden) von rund 100'000 MWh. Mit den neuen Lauf-\n\nwasserkraftwerken hat sich die Stromlücke im Winterhalbjahr um ca. 15'000 MWh auf 85'000 MWh \n\nverkleinert. Dagegen nahm der Stromüberschuss im Sommerhalbjahr um ca. 63'000 MWh zu. Bei \n\nsämtlichen neuen Wasserkraftanlagen handelt es sich um Laufwasserkraftwerke, die keine saisona-\n\nlen Speichermöglichkeiten aufweisen. \n\nWindkraftanlagen: \n\nDer auf rund 2300 Meter über Meer gelegene Windpark beim Gütsch ob Andermatt existiert seit \n\nrund zwanzig Jahren. Der Park wurde kontinuierlich erweitert, wobei am 26. Oktober 2012 die vierte \n\nund bisher letzte Windenergieanlage des EWU in Betrieb genommen wurde. Die Kraftwerksanlagen \n\nmit einer installierten Gesamtleistung von 3.3 Megawatt liefern eine durchschnittliche jährliche Ener-\n\ngiemenge von rund 5.2 GWh mit einem idealen Produktionsprofil. Die Windkraft, mit einem vorteil-\n\nhaften Haupterzeugungsanteil im Winterhalbjahr, hat im Kanton Uri ein anerkanntes Potential zur \n\nVerkleinerung der Winterstromlücke.  \n\n  \n\n\n\n \n\n15 / 36 \n\nPhotovoltaikanlagen: \n\nBei einer Photovoltaikanlage werden erfahrungsgemäss zwei Drittel des Stroms im Sommerhalbjahr \n\nproduziert, rund ein Drittel fällt im Winterhalbjahr an. Die heute gebauten Photovoltaikanlagen mit \n\neiner geschätzten Stromproduktion von rund 6 Gigawattstunden (GWh)2 haben nur einen sehr klei-\n\nnen Einfluss auf den Eigenversorgungsgrad im Kanton Uri. Diesem Problem kann entgegenwirkt wer-\n\nden, indem man Photovoltaikanlagen oberhalb der Nebelgrenze baut und/oder mit einem steileren \n\nWinkel montiert, um entsprechend mehr Winterstrom zu gewinnen. Die Sommerproduktion resp. \n\ndie Produktion über das ganze Jahr hinweg nimmt dadurch zwar leicht ab, doch steigt die Wertigkeit \n\nder Energie an. Nebst der Einmalvergütung des Bundes, die der als zusätzlichen Bonus für die Win-\n\nterstromproduktion gewährt, unterstützt dies auch der Kanton zusätzlich finanziell mit dem derzeiti-\n\ngen Förderprogramm Energie Uri. \n\nAbbildung 8: Zubau von Photovoltaikanlagen im Kanton Uri \n\n \n\nQuelle: Eigene Darstellung mit den Angaben der jeweiligen Netzbetreiber \n\n3.1.5 Frage 5: Was wäre ein Worst case Szenario für den Kanton Uri, was die sichere Stromver-\n\nsorgung anbelangt, und wie gedenkt der Regierungsrat dort Abhilfe zu schaffen? \n\nAntwort: \n\nZuständigkeiten im «Normalbetrieb» Unterschied zwischen Energielieferung und Netz  \n\nDie Verantwortung für die Energielieferung im Normalbetrieb liegt bei den EVU. Sie beliefern freie \n\nEndverbraucher (Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch von mindestens 100 MWh pro Ver-\n\nbrauchsstätte) basierend auf privatrechtlichen Verträgen. Kleinere, gebundene Endverbraucher \n\n(Haushalte und kleinere Gewerbekunden) müssen von ihrem Verteilnetzbetreiber jederzeit mit der \n\ngewünschten Menge an Strom zu angemessenen Tarifen beliefert werden (Grundversorgung). We-\n\ngen der heute geltenden Teilmarktöffnung können sie ihren Anbieter – im Gegensatz zu den Gross-\n\nverbrauchern – nicht wechseln.  \n\n                                                             \n2 Verweis auf Bericht «Aktualisierung der Gesamtenergiestrategie Uri, Zielerreichung und Massnahmenevaluation» vom \n\n17. Februar 2022 \n\n\n\n \n\n  16 / 36 \n\nDie Verantwortung für die Netzsicherheit resp. für den Transport von elektrischer Energie vom Er-\n\nzeuger zum Verbraucher liegt bei den Netzbetreibern. Das Übertragungsnetz (Höchstspannungs-\n\nebene) wird von der nationalen Netzgesellschaft Swissgrid betrieben. Ist der stabile Netzbetrieb ge-\n\nfährdet, kann sie bei den Kraftwerksbetreibern, den Netzbetreibern und weiteren Beteiligten die not-\n\nwendigen Massnahmen anordnen (vgl. Art. 20 Abs. 2 Bst. c StromVG). Für die darunterliegenden \n\nNetzebenen sind heute noch über 600 Verteilnetzbetreiber zuständig. Der Grossteil der Verteilnetz-\n\nbetreiber hat im Unternehmen keine Sparte, die Strom produziert, sondern kauft diesen auf dem \n\nStrommarkt ein. Es gibt aber auch Verteilnetzbetreiber bzw. EVU mit grosser eigener Stromproduk-\n\ntion (z.B. BKW) sowie reine Produzenten ohne Netz (z.B. Alpiq). Die Urner EVU verfügen allesamt \n\nüber eigene Kraftwerkskapazitäten. \n\nWorst case Szenarien Kanton Uri \n\nStrommangellage: \n\nBei einer unmittelbar drohenden oder bereits bestehenden schweren Strommangellage kann der \n\nBund im Rahmen der wirtschaftlichen Landesversorgung zeitlich begrenzte Bewirtschaftungsmass-\n\nnahmen anordnen. Für den Vollzug dieser Massnahmen ist die vom VSE im Jahr 1994 gegründete \n\nOrganisation OSTRAL zuständig. Geregelt ist dies in der Verordnung über die Vollzugsorganisation \n\nder wirtschaftlichen Landesversorgung im Bereich der Elektrizitätswirtschaft (VOEW; SR 531.35). Es \n\ngilt dabei zu beachten, dass die einzelnen Massnahmen wiederum in den Kantonen umgesetzt wer-\n\nden müssen. Diesbezüglich sind die lokalen EVU jetzt schon gefordert, indem zum Beispiel Vorkeh-\n\nrungen für allfällige Abschaltungen getroffen werden. Eine Strommangellage nur für den Kanton Uri \n\nist auszuschliessen, da wir physikalisch mit den Nachbarkantonen vernetzt sind. Dies verhält sich \n\nauch im umgekehrten Fall so: genügend elektrische Energie für den Kanton Uri, wenn in den umlie-\n\ngenden Gebieten eine Mangellage herrscht, ist utopisch. Es gibt in einem solchen Fall wie bereits \n\nerwähnt keine «regionale Versorgungssicherheit». \n\n \n\nEin Worst-Case-Szenario im Falle einer akuten Strommangellage wäre sicherlich die letzte Massnah-\n\nmenstufe mit periodischen Abschaltungen. Damit wäre ein Zustand erreicht, der für unsere Gesell-\n\nschaft einschneidende Auswirkungen hätte (Private, Wirtschaft, Sicherheit, Gesundheitswesen, etc.) \n\nDies gilt es in der jetzigen Situation mit allen uns kurzfristig zur Verfügung stehenden Mitteln zu ver-\n\nmeiden. Mittel- und langfristig tun wir gut daran, auf der Produktionsseite (Ausbau erneuerbare \n\nEnergien) wie auch auf der Verbrauchsseite (Effizienz- resp. sogar Suffizienzmassnahmen) die ent-\n\nsprechenden Ziele weiterzuverfolgen, um die Situation massgeblich zu verbessern. \n\n \n\nNaturereignis: \n\nEin Worst case Szenario für den Kanton Uri wäre zum Beispiel ein grosses Unwetter, das ganze Kan-\n\ntonsteile betrifft. Bei diesem Unwetter könnte ein grosser Teil der Infrastrukturanlagen (z. B. Freilei-\n\ntungen, Kraftwerke, usw.) beschädigt, dazu viele Trafostationen geflutet und die Stromversorgung \n\nüber mehrere Tage oder gar Wochen unterbrochen werden. Abhilfe schaffen der Netzbetreiber und \n\ndie EVU, indem sie die Freileitungen in den Boden verlegen oder Trafostationen und Kraftwerke si-\n\ncher positionieren und bauen. Der Kanton Uri hat in den letzten Jahren hohe Summen für Hochwas-\n\nserschutzmassnahmen getätigt und dabei auch die Sicherheit in diesem Bereich erhöht. \n\n \n\nHohe Preise an den Strommärkten ist keine Strommangellage: \n\nAktuell steigen die Strompreise an den Strommärkten massiv an. Da im Winterhalbjahr elektrische \n\nEnergie eingekauft werden muss, wirkt sich dies direkt auf die Urner Strompreise aus. Alle Urner EVU \n\nmussten auf das Geschäftsjahr 2023 ihre Tarife merklich erhöhen. Diese haben aber mit der hohen \n\n\n\n \n\n17 / 36 \n\nEigenproduktion in den Sommermonaten die Möglichkeit, die hohen Strompreise abzudämpfen. In-\n\nwiefern sie diese Einnahmen zur Dämpfung des Tarifanstiegs einsetzen, ist aber ihnen überlassen. \n\n3.1.6 Frage 6: Was für Auswirkungen hätte eine Abschaltung der Gaszufuhr Nordstream 1 in \n\nDeutschland, welche in der momentanen EU - Russlandbeziehung zum Risiko werden könnte, \n\nfür die Strombeschaffung insbesondere im Winter für den Kanton Uri, und wie gedenkt der \n\nRegierungsrat damit umzugehen? \n\nAntwort: \n\nAllgemeine Lage \n\nErdgas spielt seit vielen Jahrzehnten eine grosse Rolle in der weltweiten resp. europäischen Energie-\n\nversorgung. Im Jahr 2021 verbrauchten die 27 europäischen Mitgliedstaaten jährlich rund 397 Milli-\n\narden Kubikmeter Gas (Jahresverbrauch Schweiz 2021 rund 3,6 Milliarden Kubikmeter Gas). Dieses \n\nwurde hauptsächlich zur Strom- und Wärmeerzeugung, im Bereich der Haushalte für die Gebäude-\n\nbeheizung und zum Kochen sowie für industrielle Zwecke eingesetzt.  \n\nAbbildung 9: Verwendungszweck von Erdgas in Europa \n\n \nQuelle: Eurostat \n\n \n\nGemäss Eurostat wurden im Jahr 2021 rund 83 Prozent des verbrauchten Gases importiert, wobei \n\netwa die Hälfte davon aus Russland stammte. Transportiert wurde das Erdgas hauptsächlich über die \n\nPipelines «Soyuz», «Yamal» und «Nordstream 1». Parallel zu «Nordstream 1» wurde ab 2013 eine \n\nzusätzliche Leitung mit der Bezeichnung «Nordstream 2» geplant, die im September 2021 fertigge-\n\nstellt und mit Gas gefüllt wurde. Ein kommerzieller Betrieb konnte aber nie aufgenommen werden, \n\nda die deutsche Bundesnetzagentur «das Zertifizierungsverfahren parallel zur Zuspitzung der geo-\n\nstrategischen Entwicklung gestoppt»3 hat. \n\n                                                             \n3 Quelle: Arbeitsgruppe Energie-Monitoring der Bundesnetzagentur und des Bundeskartellamts: Monitoringbericht 2022 \n\nvom 30. November 2022 \n\n\n\n \n\n  18 / 36 \n\nAbbildung 10: Übersicht Erdgasleitungen \n\n \nQuelle: SRF (https://www.srf.ch/news/international/europaeische-abhaengigkeit-dreht-russland-europa-bald-den-gashahn-zu) \n\nSeit dem russischen Angriff auf die Ukraine im Februar 2022 hat sich der russische Gasanteil im Eu-\n\nropäischen Netz massiv verringert. Die Lieferung wurde im Spätsommer 2022 sogar eingestellt. Am \n\n26. September 2022 wurde zudem an drei von vier Strängen von Nordstream 1 und 2 ein massiver \n\nDruckverlust festgestellt. Untersuchungen ergaben massive Beschädigungen an den beiden Pipe-\n\nlines, die auf Anschläge zurückzuführen sind. Über die Urheberschaft ist bis zum heutigen Zeitpunkt \n\nnichts bekannt. \n\nAufgrund der eingestellten Gaslieferung aus Russland wurde und wird weiterhin versucht, beste-\n\nhende Bezugsmöglichkeiten auszubauen oder neue Quellen zu erschliessen. Flüssiggas (LNG), das \n\nmittels Transportschiffe aus den unterschiedlichsten Weltregionen beschafft und über entspre-\n\nchende Terminals in das bestehende Gasnetz eingespeist werden kann, spielt dabei eine wichtige \n\nRolle. Zudem wurde die norwegische Produktion zu Gunsten der europäischen Versorgung erhöht.  \n\nAbbildung 11: Veränderung der Beschaffungsquellen beim Erdgas \n\n \nQuelle: Europäische Kommission (https://www.consilium.europa.eu/de/infographics/eu-gas-supply)  \n\n\n\n \n\n19 / 36 \n\nDie Situation ist wohl angespannt, die Versorgung funktioniert derzeit aber und die Speicher sind \n\nvergleichsweise gut gefüllt. In der Schweiz werden nur 15 Prozent des Energieverbrauchs durch Erd-\n\ngas abgedeckt, wobei dieses über den europäischen Markt bezogen wird. Es wird sich allgemein zei-\n\ngen, wie sich die Liefermärkte in Zukunft entwickeln werden. \n\nDamit ist auch klar, dass diese Entwicklungen bei den Gaslieferungen die Gaspreise in den vergange-\n\nnen Monaten massiv beeinflusst haben. Aus nachfolgender Grafik des Bundesamts für Energie (BFE) \n\nkann entnommen werden, dass die Preise im Vergleich zu den Vorjahren aufgrund von Knappheit im \n\nExtremfall bis zu dreissig Mal höher ausfielen: \n\nAbbildung 12: Entwicklung der Gaspreise in Europa \n\n \nQuelle: BFE (https://energiedashboard.admin.ch/preise/gas) \n\nDa Gas zu einem wesentlichen Teil direkt zur Stromproduktion genutzt wird, hat dies direkten Einfluss \n\nauf den Preis der dadurch erzeugten elektrischen Energie.  \n\nAbbildung 13: Entwicklung der Strommarktpreise \n\n \nQuelle: BFE (https://energiedashboard.admin.ch/preise/strom) \n\n \n\n\n\n \n\n  20 / 36 \n\n  \n\nAuswirkungen auf den Kanton Uri \n\nDie Abschaltung der Gaszufuhr Nordstream 1 in Deutschland hat für den Kanton Uri keinen direkten \n\nEinfluss, da hier keine Gasinfrastruktur besteht. Indirekt steigt der Strompreis aber an den Energie-\n\nhandelsplätzen an. Im Kanton Uri beschaffen die EVU den fehlenden Strom für die Winterhalbjahre \n\nüber mehrere Jahre im Voraus bei nationalen Ausschreibungen und am Schweizer-Strommarkt. Das \n\nRisiko für hohe Einkaufspreise wird damit minimiert. Steigt das europäische Strompreisniveau an, so \n\nsteigen auch die nationalen Preise an. Die Schweiz ist im Winterhalbjahr ein Import-Strom-Land und \n\ndamit auch «Preisnehmer». Im Winterhalbjahr liefern einzig Speicherwasserkraftwerke und Atom-\n\nkraftwerke zuverlässigen Bandstrom, der direkt in der Schweiz produziert wird. Die Laufwasserkraft-\n\nwerke sind im Winterhalbjahr aufgrund der klimatischen Bedingungen und dem damit verbundenen \n\nniedrigen Abflussmengen nur sehr reduziert (wenn überhaupt) in Betrieb. \n\nDer Kanton Uri verfügt bis Ende 2024 über ein Bezugsrecht beim Kraftwerk Lucendro. Dieses besteht \n\naus einem kleinen Winter-Base-Band4 von 11.5 GWh zu einem indexierten Fixpreis und einem gros-\n\nsen Winter-Base-Band von 49.6 GWh zu Marktpreisen. Aktuell wurde das kleine Winterband den Ur-\n\nner EVU anteilmässig anhand ihres Jahresverbrauchs in der Grundversorgung zur Verwertung über-\n\nlassen. Das grosse Winterband wurde durch die Urner EVU nicht beansprucht, da für dieses gemäss \n\nder gültigen Vereinbarung mit dem Kraftwerksbetreiber übliche Marktpreise bezahlt werden müs-\n\nsen. \n\nWieviel Winterstrom nach dem Heimfall 2024 vom Kraftwerk Lucendro dem Kanton Uri zur Verfü-\n\ngung steht, ist aufgrund des laufenden Prozesses noch nicht klar. Ausgehend von den zur Verfügung \n\ngestellten Wasseranteilen rechnet der Kanton Uri mit einem Energieanteil von 78 GWh pro Jahr aus \n\nder gesamten Leventinakaskade. Der Kanton Uri und Tessin konnten sich bislang nicht über die Auf-\n\nteilung des Kraftwerks Lucendro resp. den Weiterbetrieb am 2025 einigen. Der Ball liegt jetzt beim \n\nDepartement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK), das laut Wasserrechtsgesetz \n\n(WRG; SR 721.80) in solchen interkantonalen Streitfällen zuständig ist. Zudem ist davon auszugehen, \n\ndass ab 2044 auch ein wesentlicher Energieanteil aus der Reusskaskade zur Verfügung steht. Der \n\nUmgang mit Energiebezugsrechten und Beteiligungsenergie ist in der Gesamtenergiestrategie Uri \n\n2030 in Massnahme WK-2b erörtert. Darin wird festgehalten, dass – sollte sich aus den laufenden \n\nVerhandlungen mit Axpo/CKW eine Mehrheitsbeteiligung der öffentlichen Hand an EWA-eU ergeben \n\n– grundsätzlich ein Gefäss für die zukünftige Verwertung zur Verfügung steht. Auch kann auf die Di-\n\nrektiven des Landrats zum Vorentscheid Lucendro vom 26. Mai 2021 verwiesen werden.  \n\nAufgrund des heutigen Kenntnisstands wird aus energetischer Sicht angenommen, dass die Laufwas-\n\nserkraftwerke, die Anteile aus dem Lucendro und der Reusskaskade die Verbrauchsmengen der Pri-\n\nvat- und Gewerbekunden (Grundversorgung) nicht vollständig abdecken können.  \n\nEin grosses und unbedingt anzugehendes Potential liegt zudem bei der Effizienz, um mit geeigneten \n\nMassnahmen den Energieverbrauch senken zu können. Aus diesem Grund werden zum Beispiel Ge-\n\nbäudesanierungen vorangetrieben, um zum Beispiel mit besserer Dämmung und effizienteren Fens-\n\ntern den Energieverbrauch im Winterhalbjahr massgeblich zu reduzieren. Zudem spielt der Ersatz \n\nvon elektrischen Widerstandsheizungen eine massgebliche Rolle. Werden diese durch Luft/Wasser-\n\nWärmepumpen ersetzt, wird der Stromverbrauch um mindestens 2/3 pro Heizungsersatz verringert. \n\n                                                             \n4 Definition Base: entspricht einer Lieferung mit gleichbleibender Leistung (in MW) über den gesamten Lieferzeitraum hin-\n\nweg. Definition Peak: Lieferung mit konstanter Leistung jeweils von Montag bis Freitag von acht Uhr morgens bis acht \n\nUhr abends; das gilt auch für Feiertage, die auf einen Wochentag fallen. \n\n\n\n \n\n21 / 36 \n\n3.1.7 Frage 7: Was hätte die Nutzung der Energie des KW Lucendro (Urner Anteil) für die Strom-\n\nversorgungssicherheit im Kanton Uri für einen Effekt? \n\nAntwort: \n\nWie bereits in der Antwort zur Frage 2.2.1 ausführlich beschrieben, hat der Strom aus dem KW Lucen-\n\ndro keinen direkten Einfluss auf die Stromversorgungssicherheit. Das Kraftwerk ist seit längerem in \n\nBetrieb und leistet damit seinen gesamtschweizerischen Beitrag in dieser Thematik. Der im KW \n\nLucendro produzierte Strom ist also bereits im «Gesamtsystem» enthalten.  \n\nDem steht gegenüber, dass die Urner EVU im Normalbetrieb weniger Winterstrom auf dem freien \n\nMarkt beschaffen müssten, insofern der Strom vom KW Lucendro auch durch diese genutzt und den \n\nUrner Endkunden zur Verfügung gestellt würde. \n\nAbbildung 14: Einfluss Energie aus dem KW Lucendro resp. der Leventinakaskade \n\n \n\nQuelle: eigene Darstellung auf Basis einer Datenumfrage bei den Urner EVU \n\n3.1.8 Frage 8: Wie gedenkt der Regierungsrat mit den Vorgaben der Restwasseranteile bei den \n\nbestehenden und neuen Wasserkraftwerken umzugehen, falls es zu einer Stromversor-\n\ngungsproblematik kommen könnte? \n\nAntwort: \n\nDie Sicherung angemessener Restwassermengen bei der Wasserkraftnutzung ist im Bundesgesetz \n\nüber den Schutz der Gewässer (Gewässerschutzgesetz, GSchG; SR 814.20) geregelt. Der Regierungs-\n\nrat hat diesbezüglich keinen direkten Einfluss auf die Vorgaben. \n\nAufgrund der aktuellen Situation zur Stromversorgungslage hat der Bundesrat Ende September 2022 \n\nentschieden, dass bestimmte Wasserkraftwerke befristet während sieben Monaten – d.h. vom \n\n1.  Oktober 2022 bis 30. April 2023 – die Restwasserabgabe temporär reduzieren und damit mehr \n\nWasser für die Stromproduktion nutzen dürfen. Damit wurde nebst der Wasserkraftreserve und den \n\nReservekraftwerken eine weitere Massnahme zur Verbesserung der Versorgungssicherheit getrof-\n\nfen. Schweizweit betrifft diese Regelung 45 Kraftwerke, die damit eine Mehrproduktion von maximal \n\n\n\n \n\n  22 / 36 \n\n150 GWh elektrischer Energie erzeugen können. Im Kanton Uri wurden die Betreiber von insgesamt \n\nfünf Wasserkraftwerken über diese Massnahme sowie über die einzuhaltende, reduzierte Restwas-\n\nserabgabe informiert. \n\n3.2 Erneuerbare und neue Erneuerbare Energien \n\n3.2.1 Frage 9: Wo sieht der Regierungsrat weiteres Potenzial zum Wasserkraftausbau (Standort-\n\nbestimmung SNEE 2023) im Kanton Uri? \n\nAntwort: \n\nDas Hauptaugenmerk in den nächsten zehn Jahren liegt im Ausbau und der Optimierung der \n\nReusskaskade, da diese das grösste Potenzial zur Steigerung der Stromproduktion im Kanton Uri bie-\n\ntet. Zur Reusskaskade gehören die KW Göschenen, Wassen und Amsteg, die zusammen heute rund \n\n1200 GWh produzieren. Hinzu kommt, dass entsprechende Projekte bei der Grosswasserkraft mit \n\nInvestitionsbeiträgen unterstützt werden und die Konzessionen Spielraum für Erweiterungen zulas-\n\nsen (gemeinsame Erklärung des «Roundtable Wasserkraft»). Neben der Reusskaskade sollen auch \n\ndie Potenziale von Kleinstwasserkraftwerken sowie aus der Trink- und Abwassernutzung erkannt und \n\ngenutzt werden. Dies wurde in der neuen GEST 2030 auch adressiert. Zudem bezeichnet das SNEE \n\nweiterhin Gewässer, die genutzt werden können. Ein kleineres, aber nicht zu vernachlässigendes Pro-\n\njekt ist das geplante Werk an der Meienreuss. Die Konzession hierfür soll noch im Jahr 2023 dem \n\nLandrat vorgelegt werden. \n\n3.2.2 Frage 10: Welche Gewässer könnten noch zusätzlich für die Produktion von Strom genutzt \n\nbzw. ausgebaut werden? \n\nAntwort: \n\nNach dem Bau des Kraftwerks Meiental (Meienreuss) kann die Reuss in der ganzen Reusskaskade \n\nausgebaut werden (Stufe Göschenen - Wassen - Amsteg). Wie unter Punkt 2.5.1 erwähnt, bestehen \n\nnoch weitere Gewässer, die im Rahmen des SNEE und der gesetzlichen Rahmenbedingungen genutzt \n\nwerden können. Das Hauptpotential konnte aber bereits in den ersten Jahren seit Bestehen des SNEE \n\nausgenutzt werden. Zusammenfassend ist der bedeutende Ausbau der Kleinwasserkraft im Kanton \n\nUri als grosser Erfolg zu werten. Dabei spielten zwei Faktoren eine zentrale Rolle: die kostendeckende \n\nEinspeisevergütung, welche die Wirtschaftlichkeit der Projekte massgeblich verbesserte, und das \n\nSNEE, das Planungssicherheit für alle Seiten gab.  \n\nVon den vertraglich miteinander verbundenen Parteien wurde darin festgehalten, dass zehn Jahre \n\nnach Vertragsunterzeichnung ein Wirkungsbericht über die Zielerreichung des SNEE erstellt wird. \n\nDiese Arbeiten sind derzeit in Gang, wobei die Resultate in der zweiten Jahreshälfte 2023 vorliegen \n\ndürften. \n\n3.2.3 Frage 11: Wie sieht der Regierungsrat die Erhöhung von Stauseemauern z.B. Göscheneralp- \n\nund Lucendro-Seen? \n\nAntwort: \n\nGrundsätzliches \n\nDer Kanton Uri begrüsst selbstverständlich Projekte, die der Erhöhung der saisonalen Speicherkapa-\n\nzität dienen. Die Realisierung solcher Vorhaben hängt aber stark von deren technischen Realisierbar-\n\nkeit sowie der Wirtschaftlichkeit (Kosten, Energiepreise-Entwicklung, Investitionsbeiträge des Bun-\n\ndes, usw.) ab.   \n\n\n\n \n\n23 / 36 \n\nGöscheneralpsee: \n\nBeim Göscheneralpsee ist das Potential für eine Staudammerhöhung bis zu 15 Metern vorhanden. \n\nDas Projekt ist daher mit der gesamten Reusskaskade in der Liste des Bundesrats («Roundtable Was-\n\nserkraft») enthalten. Im Jahr 2011 lag ein ausgearbeitetes Dammerhöhungsprojekt inkl. Baubewilli-\n\ngung vor, das aber aus wirtschaftlichen Gründen nicht umgesetzt wurde.  \n\nLucendrosee \n\nNach aktuellem Wissensstand ist beim Lucendro Stausee kein Projekt für eine Staudammerhöhung \n\nvorhanden, da das Speicherpotential für die Zuflüsse und die Regenwassermengen im Sommerhalb-\n\njahr für die Füllung des Sees ausreicht. Der Lucendro Stausee wird im Gegensatz zum Göscheneralp-\n\nstausee (2.5-mal) nur einmal umgeschlagen und die Produktion findet hauptsächlich im Winterhalb-\n\njahr statt (1/4 Sommer- und 3/4 Winterhalbjahr). \n\n3.2.4 Frage 12: Gibt es in Uri Potenzial bei der jetzigen Wasserkraftproduktion mit Pumpspeicher-\n\nwerken? \n\nAntwort: \n\nJa. Potential ist im begrenzten Mass vorhanden. Grundsätzlich besteht überall dort Potential, wo eine \n\nSpeicherung in einem See möglich oder bereits vorhanden ist (z. B. beim Kraftwerk Isenthal, Kraft-\n\nwerk Arniberg, Kraftwerk Göschenen oder beim Kraftwerk Oberalp). Nebst dem Speichersee gehört \n\ntalseitig auch ein Pumpbecken (Rückhaltebecken) oder bestenfalls sogar ein See dazu, um Wasser \n\nansaugen zu können. Die Überlegungen werden bei Konzessionserneuerungen miteinbezogen. \n\n3.2.5 Frage 13: Wie gedenkt der Regierungsrat bei den Heimfällen von Wasserrechts-Konzessio-\n\nnen mit möglichen Ausbauvorhaben, Modernisierungsinvestitionen (Restwertentschädi-\n\ngung) und Restwassermengen umzugehen? \n\nAntwort: \n\nWährend der Konzessionsdauer sind die Konzessionsnehmer in der Pflicht, möglichst optimal mit den \n\nzur Verfügung stehenden Ressourcen zu wirtschaften. Die anstehenden Investitionen liegen während \n\nder Konzessionsdauer beim Konzessionsnehmer und müssen bei den Gestehungskosten eingepreist \n\nwerden. Bei einem Heimfall, wie Artikel 67 WRG sowie die Bestimmungen in den verliehenen Was-\n\nserrechtskonzessionen ihn vorsehen, sind die Anlagen am Ende der Konzession in sicherem und be-\n\ntriebsfähigem Zustand abzugeben.  \n\nIn Bezug auf Ausbauvorhaben und Modernisierungsinvestitionen besteht die Möglichkeit für Rest-\n\nwertanerkennungen, die zwischen Konzessionsgeber und Konzessionsnehmer abgeschlossen wer-\n\nden können. Artikel 67 Absatz 4 WRG sieht dazu folgendes vor: \n\nModernisierungs- und Erweiterungsinvestitionen werden beim Heimfall dem Konzessionär vergütet, \nsofern er die Modernisierung oder Erweiterung in Absprache mit dem heimfallberechtigten Gemein-\nwesen vorgenommen hat. Die Vergütung entspricht höchstens dem Restwert der Investition bei \nbranchenüblicher Abschreibung unter Berücksichtigung der Veränderung des Geldwerts. \n\nDiese Bestimmung findet sich identisch oder in ähnlicher Weise in den Wasserrechtskonzessionen \n\nder Urner Wasserkraftwerke wieder. Entsprechende Restwertvereinbarungen wurden zum Beispiel \n\nbeim Kraftwerk Amsteg (Neubau Bristenstollen, der letztlich aus wirtschaftlichen Gründen nicht rea-\n\nlisiert wurde) oder beim Dotierkraftwerk Urnerloch abgeschlossen und geben den Konzedenten die \n\nMöglichkeit für Investitionen, die bis zum (nahen) Ende der Konzession nicht amortisiert werden kön-\n\nnen. \n\n\n\n \n\n  24 / 36 \n\nAusserdem besteht mit Artikel 69a WRG die Möglichkeit für den Konzessionsgeber, zehn Jahre vor \n\nAblauf der Konzession den Konzessionsnehmer zu Umbaumassnahmen zu verpflichten. Dabei stehen \n\nUmbaumassnahmen im Vordergrund, die im Hinblick auf den Übergang des Werks an einen anderen \n\nBetreiber nötig sind. Selbstverständlich ist der Konzessionsnehmer für diese Aufwendungen schadlos \n\nzu halten. Bei Neukonzessionen sind die Restwassermengen nach der aktuell geltenden Bundesge-\n\nsetzgebung festzulegen. Der Kanton Uri hat sich danach zu richten.  \n\n3.2.6 Frage 14: Welches Potenzial besteht für neue Erneuerbare Energien wie Windkraft und PV-\n\nFreiflächenanlagen im Kanton Uri? \n\nAntwort: \n\nWindkraft: \n\nDas theoretische Windenergiepotenzial im Kanton Uri wurde im Rahmen der SNEE-Erarbeitung auf \n\nca. 40 GWh pro Jahr geschätzt. Als einziger Urner Standort für Windenergie wurde darin der Gütsch \n\nob Andermatt bezeichnet und der Ausbau auf vier Windenergieanlagen begrenzt (Negativplanung). \n\nDiese Anlagen sind heute in Betrieb und produzieren im Mittel 5.2 GWh pro Jahr. Ein weiterer Ausbau \n\nder Urner Windenergie ist im SNEE nicht vorgesehen. Ein zukünftiger Ausbau auf der Grundlage von \n\nSachplänen des Bundes oder Konzepten von interkantonalen Gremien zum Ausbau der Windkraft \n\nwurde im SNEE aber ausdrücklich vorbehalten. Ausserdem fordert Artikel 10 EnG von den Kantonen \n\neine Positivplanung für Wasser- und Windkraft auf Stufe Richtplan.  \n\nZur Abstimmung der kantonalen Windenergieplanungen mit dem langfristigen Ausbauziel des Bun-\n\ndesrats wurde seitens des Bundes das «Konzept Windenergie» erarbeitet und im Jahr 2020 publiziert. \n\nDarin werden die Kantone in Orientierungsrahmen eingeteilt, welche die Grössenordnung der kan-\n\ntonalen Anteile am Ausbau bis 2050 aufzeigen. Uri ist in der kleinsten Klasse von «0 - 60 GWh pro \n\nJahr» eingestuft. Der Bund weist darauf hin, dass die Kantone angehalten sind, deutlich mehr als nur \n\ndas Minimum beim Ausbau anzustreben. Ansonsten sei das Bundesziel nicht erreichbar. \n\nAbbildung 15: Orientierungsrahmen des Windkonzepts Schweiz \n\n \nQuelle: Bundesamt für Raumentwicklung ARE (2020): Konzept Windenergie. Basis zur Berücksichtigung der Bundesinteressen  \n\n                bei der Planung von Windenergieanlagen. Bern. \n\nIm Rahmen der Erarbeitung der neuen GEST 2030 wurde grosses Augenmerk auf diese neue Aus-\n\ngangslage gerichtet. Um den angestrebten Ausbau zu erreichen, ist nebst dem Windpark Gütsch min-\n\ndestens ein weiterer Standort für die Windenergienutzung erforderlich. Aus diesem Grund wurde als \n\nMassnahme vorgesehen, durch die kantonalen Fachstellen ein Windkonzept für den Kanton Uri zu \n\n\n\n \n\n25 / 36 \n\nerarbeiten. Dabei sollen die Erkenntnisse und Überlegungen aller Anspruchsgruppen miteinbezogen \n\nwerden, um eine gute Ausgangslage zu schaffen. Es gilt dabei, die verschiedenen Interessen (Ener-\n\ngienutzung, Schutzinteressen) zu berücksichtigen und eine entsprechende Abwägung vorzunehmen. \n\nDie daraus gewonnenen Erkenntnisse sollen anschliessend in Form einer Positivplanung in den kan-\n\ntonalen Richtplan einfliessen. Damit soll die raumplanerische Grundlage für den konkreten Ausbau \n\nder Windenergie im Kanton Uri geschaffen werden, der für potenzielle Investoren auch die nötige \n\nPlanungssicherheit gibt.  \n\nPhotovoltaik-Freiflächenanlagen \n\nDer Kanton Uri befürwortet die Nutzung der Solarenergie auf überbauten Flächen. Zusätzlich zur \n\nBundesförderung unterstützt er mit finanziellen Mitteln Anlagen mit einer erhöhten Winterstrom-\n\nproduktion über sein Förderprogramm Energie Uri. Mit konkreten Zielen in der GEST 2030 wurde \n\ndieser Produktionsform Rechnung getragen und aufgezeigt, welchen Beitrag der Kanton dazu leisten \n\nkann. Als Massnahmen wurden die Erstellung eines Zubauplans für Photovoltaikanlagen (PV-Anla-\n\ngen) auf kantonalen Bauten5, die Ausarbeitung eines Solarkatasters für die Nutzung von Infrastruk-\n\nturanlagen und Konversionsflächen, die Fortführung der finanziellen Förderung von Anlagen mit ei-\n\nnem hohen Winterstromanteil, die Öffentlichkeitsarbeit sowie die Pflicht zur Eigenstromerzeugung \n\nbei Neubauten definiert.  \n\nDas Potenzial für grosse Freiflächenanlagen (Photovoltaikanlagen > 1000 m2) beziffert das SNEE auf \n\netwa 6 GWh6 Ertrag pro Jahr, was eine Fläche von ca. 60'000 m2 beansprucht. Grossflächenanlagen \n\nin den Alpen haben den Vorteil von einem hohen Wirkungsgrad und einem hohen Anteil an Winter-\n\nenergie, sofern das Problem der Bedeckung mit Schnee und die Ableitung der elektrischen Energie \n\ngelöst werden kann. Weiter sind aber auch landschaftsschutzrechtliche Aspekte zu beachten. Darum \n\nist prioritär, das grosse Potenzial auf den vielen bebauten Flächen für Solaranlagen zu nutzen. Anla-\n\ngen auf unüberbauten Flächen bis 1000 m2 Paneelenfläche können bereits heute im Rahmen des \n\nSNEE realisiert werden. \n\nDie Bundesversammlung hat am 30. September 2022 im Rahmen der «Dringlichen Massnahmen zur \n\nkurzfristigen Bereitstellung einer sicheren Stromversorgung im Winter» den neuen Artikel 71a in das \n\nEnG vom 30. September 2016 (EnG; SR 730.0) aufgenommen. Dieser neue Artikel sieht Erleichterun-\n\ngen bei den Bewilligungsvoraussetzungen von Photovoltaik-Grossanlagen vor, die eine jährliche Min-\n\ndestproduktion von 10 GWh und eine erhöhte Stromproduktion im Winterhalbjahr aufweisen. Die \n\nRegelung gilt so lange, bis die schweizweite jährliche Gesamtproduktion von maximal 2 Terawatt-\n\nstunden (TWh) erreicht ist. Zudem wurde in der Energieförderverordnung (EnFV; SR 730.03) vorge-\n\nsehen, dass solche Anlagen bis ins Jahr 2025 von einer im Einzelfall zu bestimmenden Einmalvergü-\n\ntung profitieren können. Die maximale Vergütung wurde dabei auf 60 Prozent der Investitionskosten \n\nbegrenzt. Diese Bundesregelung übersteuert allfällige kantonale Regelungen, womit auch im Kanton \n\nUri solche Anlagen im Rahmen der erwähnten Vorgaben realisiert werden können. Die Bewilligung \n\n                                                             \n5 Der Landrat hat in der Session vom 16. November 2022 die Realisierung von drei Anlagen auf dem Verwaltungsgebäude \n\nBrickermatte, dem Gebäude des Amts für Schiff- und Strassenverkehr (ASSV) sowie die Vollbelegung des neuen Werkhofs \n\ndes Betriebs Kantonsstrassen genehmigt. Insgesamt wird auf diesen drei Gebäuden eine Anlageleistung von total 386 \n\nKilowatt installiert, was einer Energieproduktion von rund 350'000 Kilowattstunden entspricht. \n\n6 Bei der Berechnung der Zubauzahlen geht man davon aus, dass die Leistung von 1 kWp eine Fläche von 5 m2 benötigt \n\nund durchschnittlich 900 kWh Strom pro Jahr produziert. Der angestrebte mittlere jährliche Flächenzubau von 30’000 m2 \n\nentspricht etwa 24 Anlagen wie auf dem Dach des Schwimmbads Moosbad oder ca. fünf Fussballfeldern. In den Jahren \n\n2020 und 2021 wurden im Mittel ca. 10’000 m2 zugebaut, was einer Fläche von etwa 1.5 Fussballfeldern oder acht Anla-\n\ngen auf dem Moosbad entspricht (Berechnung stammt von SNEE 25.09.2012) \n\n\n\n \n\n  26 / 36 \n\nwird durch die Kantone erteilt, wobei die Zustimmung der Standortgemeinde und der Grundeigen-\n\ntümer vorliegen muss. Eine vorgängige Aufnahme der Anlagestandorte in den Richtplan wurde auf-\n\ngrund der Dringlichkeit nicht vorgesehen. \n\n3.2.7 Frage 15: Was wird im Kanton Uri zusätzlich aktiv unternommen, um die ambitiösen Ziele der \n\nneuen Erneuerbaren Energien Produktion der Energiestrategie 2050 zu erreichen? \n\nAntwort: \n\nBei der Erarbeitung der neuen GEST 2030 hat sich der Regierungsrat eingehend mit diesem Thema \n\nauseinandergesetzt. Die Strategie beinhaltet dazu drei Teilziele mit konkreten Massnahmen: \n\nEE-1 Ausbau der Stromproduktion mit PV-Anlagen \n\n Erstellung eines konkreten Zubauplans für PV-Anlagen für die kantonalen Gebäude \n\n Solarkataster für Nutzungen auf Infrastrukturanlagen und Konversionsflächen \n\n Förderung für PV-Anlagen auf überbauten Flächen mit einem hohen Winterstromanteil \n\n Öffentlichkeitsarbeit zum Bau von PV-Anlagen \n\n Pflicht zur Eigenstromerzeugung bei Neubauten \n\nEE-2 Ausbau der Stromproduktion mit Windenergie \n\n Koordination Ausbau Windpark Gütsch \n\n Erarbeitung Windenergiekonzept und Anpassung Richtplan \n\nEE-3 Ausbau Winterstromproduktion aus weiteren erneuerbaren Energieträgern \n\n Potentialanalyse Winterstromproduktion \n\nDamit soll – unter Berücksichtigung der aktuell gültigen Verfahrensschritte und der wirtschaftlichen \n\nPerspektiven – mit Blick auf das Jahr 2030 ein aktiver und realistischer Beitrag zum Ausbau der Ener-\n\ngieproduktion ermöglicht werden. Sollten übergeordnete Vorgaben zu einer Beschleunigung der Ver-\n\nfahren führen, werden diese berücksichtigt. \n\n3.2.8 Frage 16: Was für Verfahrensbeschleunigungen für Baubewilligungen etc. für neue Projekte \n\nvon Wasserkraft-, Windkraft- und PV-Freiflächen-Kraftwerken etc. sind hier vorgesehen? \n\nAntwort: \n\nAuf Bundesebene sind seit geraumer Zeit Diskussionen zur Verfahrensbeschleunigung im Gang. Da-\n\nbei steht im Raum, die Nutzungsplanungs- und Baubewilligungsverfahren für grosse Energieproduk-\n\ntionsanlagen in einem konzentrierten Plangenehmigungsverfahren zusammenzufassen. Dieses \n\nkönnte sämtliche notwendigen Bewilligungen mit Einschluss des Enteignungsrechts sowie bei Was-\n\nserkraftanlagen der Wasserrechtskonzession umfassen und bedeuten, dass nur noch eine Ein-\n\nsprachemöglichkeit besteht.  \n\nBei grossflächigen Photovoltaikanlagen wurde mit der vorgenommenen Ergänzung des EnG des Bun-\n\ndes bereits eine bedeutende, aber zeitlich beschränkte Beschleunigung vorgenommen, die auch für \n\nden Kanton Uri gilt (siehe auch die detaillierten Ausführungen zu Frage 14). Im Rahmen dieses «So-\n\nlarexpress» sind die Projektanten in diesem Bereich aufgefordert, entsprechende Projekte anzuge-\n\nhen und diese unter den neuen Voraussetzungen voranzutreiben. \n\nDas Bundesparlament berät derzeit über weitere Gesetzesvorlagen zur Förderung der Energiepro-\n\nduktion, so etwa im Bereich der Windkraftnutzung (sogenannter «Windexpress»). \n\n  \n\n\n\n \n\n27 / 36 \n\n3.3 Dekarbonisierung/ Mobilitätsstrategie \n\n3.3.1 Frage 17: Welcher zusätzliche Strombedarf entsteht im Kanton Uri mit dem Wegfall von \n\nfossilen Gebäude Heizungsanlagen und im Strassenverkehr bis 2030/50, und wie wirkt sich \n\ndies auf die Urner Stromversorgungssicherheit aus? \n\nAntwort: \n\nDer Wegfall von fossilen Gebäude-Heizungsanlagen und die Elektromobilität haben keinen Einfluss \n\nauf die Stromversorgungssicherheit im Kanton Uri, wie bereits bei Frage 2.1.2 (Exkurs) ausführlich \n\nbeschrieben. Es muss lediglich mehr oder weniger Winterenergie durch die EVU beschafft werden. \n\nEinleitung \n\nMit den Zielen und Massnahmen aus der neuen GEST 2030 soll der generelle Strombedarf bis 2030 \n\nkonstant bleiben. Um dieses Ziel zu erreichen, muss der zusätzliche Mehrverbrauch, der durch die \n\nElektromobilität und die Dekarbonisierung des Gebäudebereichs entstehen wird, möglichst kompen-\n\nsiert werden. Für den Gebäudebereich bedeutet das konkret, dass der Strombedarf für Heizung und \n\nWarmwasser im Gebäudebereich bis 2030 um 50 Prozent gegenüber 2020 reduziert werden soll. Der \n\nEnergiebedarf für die Klimatisierung soll möglichst durch Freecooling (Grundwasser, Erdsonden) ab-\n\ngedeckt werden, der dadurch entstehende Bedarf an elektrischer Energie soll zudem mit vor Ort pro-\n\nduziertem Photovoltaikstrom abgedeckt werden. Dabei stehen folgende Massnahmen im Vorder-\n\ngrund: \n\nHandlungsbedarf und Möglichkeiten bei Heizung und Warmwasseraufbereitung \n\nSV-1 Effizienzsteigerung vom Stromverbrauch \n\n Verbot von Elektroheizungen im Neubau und bei Erweiterungen \n\n Ersatz von bestehenden, zentralen Elektroheizungen \n\n Verbot von Elektroboilern im Neubau \n\n Ersatz von bestehenden zentralen Elektroboilern \n\n Förderung des Ersatzes von bestehenden Elektroheizungen durch Heizungen mit erneu-\n\nerbarer Energie \n\n Förderung des Ersatzes von bestehenden dezentralen Elektroboilern durch zentrale \n\nWarmwasseraufbereitung \n\n Nutzung erneuerbarer Energie für Kälteerzeugungsanlagen an Ort \n\nEV-1 Energetisch effiziente Gebäude \n\n Anforderungen an die Wärmedämmung der Gebäudehülle von Neubauten gemäss aktu-\n\nellem Stand der Technik \n\n Förderung energetischer Gebäudehüllensanierungen \n\n Förderung energetisch vorbildlicher Neubauten \n\n Gesetzliche Verpflichtung zur Betriebsoptimierung bei Nichtwohnbauten/Betriebsstät-\n\nten mit hohem Energieverbrauch \n\n Betriebsoptimierung in kantonalen Bauten \n\n Förderung von Betriebsoptimierungen in Wohnbauten und Betriebsstätten mit kleinem \n\nEnergieverbrauch \n\n  \n\n\n\n \n\n  28 / 36 \n\nHandlungsbedarf und Möglichkeiten bei der Mobilität \n\nDie Mobilität befindet sich zwischenzeitlich in einem starken Wandel. Heute werden Strassenfahr-\n\nzeuge (noch) zu grossen7 Teilen mit fossilen Treibstoffen betrieben. Aufgrund der derzeitigen techni-\n\nschen Entwicklungen dürfte der Verkehr in Zukunft (fast8) vollständig mit alternativen, treibhausgas-\n\nfreien Energieträgern betrieben werden. Als Alternative zum fossil angetriebenen Fahrzeug sind mitt-\n\nlerweile Elektrofahrzeuge, wasserstoffbasierte Fahrzeuge und solche, die mit biogenen und synthe-\n\ntischen Treibstoffen angetrieben werden, auf dem Markt erhältlich. Folgender Verlauf im Verkehrs-\n\nbereich wurde bei der GEST 2030 hinterlegt, wobei der derzeitige Urner Energiemix sowie der in den \n\nschweizerischen Energieperspektiven 2050+ hinterlegte Absenkpfad einbezogen wurde: \n\nAbbildung 16: Absenkpfad Endenergieverbrauch nach Energieträgern im Verkehr \n\n \n\nQuelle: Eigene Darstellung; Endenergieverbrauch Uri 2020: Ecospeed Region; Absenkpfad CH: Energieperspektiven 2050+ \n\n3.3.2 Frage 18: Welche Mobilitätsstrategie im individualen und öffentlichen Personenverkehr \n\nverfolgt der Regierungsrat? \n\nAntwort: \n\nEs wird in Bezug auf das «Netto-Null-Ziel» und eine damit einhergehende zukunftsfähige Mobilität \n\nnicht reichen, nur die Antriebstechnologie zu ändern. Aus diesem Grund wurden im Klimaschutzkon-\n\nzept des Kantons Uri (KLUR), welches zurzeit erarbeitet wird, weitere Teilziele formuliert. \n\nGrundsätzlich sollte unnötiger Verkehr vermieden, auf klimafreundliche Verkehrsträger verlagert \n\nund verträglicher gestaltet werden. Das gesamte Mobilitätssystem muss deshalb effizienter werden. \n\nHierzu zählen nebst der Substitution der fossilen Antriebe auch, dass die Fahrzeuge effizienter ein-\n\ngesetzt oder geteilt werden, Fahrgemeinschaften gebildet werden oder möglichst oft der öffentliche \n\n                                                             \n7 Gemäss den Bundesamt für Statistik BFS (2021) werden im Jahr 2020 rund 96 Prozent der Personenwagen mit fossilen \n\nTreibstoffen angetrieben. \n\n8 Es wird vermutlich bis 2050 nicht vollständig möglich sein, alle Fahrzeuge zu dekarbonisieren. Ob z.B. eine Schneefräse \n\nbis 2050 nicht-fossil betrieben werden kann, ist unklar. Diese Emissionen gilt es ab 2050 zu kompensieren.  \n\n\n\n \n\n29 / 36 \n\nVerkehr (ÖV) genutzt wird. Auch die Benutzung des Velos oder das zu Fussgehen, ist ein probates \n\nund effizientes Mittel, Emissionen zu vermeiden.  \n\nDie Kompetenzen in Bezug auf die Mobilität sind in der Bundesverfassung (BV; SR 101) geregelt. So \n\nsorgen Bund und Kantone für ein ausreichendes Angebot an öffentlichem Verkehr (Art. 81a BV) sowie \n\nfür ausreichende Strasseninfrastruktur (Art. 83 Abs. 1 BV). Grundsätzlich ist die Benützung von öf-\n\nfentlichen Strassen gebührenfrei. Die Bundesversammlung kann aber Ausnahmen erlassen (Art. 82 \n\nAbs. 3 BV). Weiter legt der Bund die Grundsätze über Fuss- und Velowegnetze fest (Art. 88 Abs. 1 \n\nBV). In die Kompetenz der Kantone fallen die Kantonsstrassen. Kantone bestimmen bspw. selbst, \n\nwelche Verkehrsarten (z.B. nur der Fussverkehr) auf welchen Strassen oder zu welchen Zeiten zuge-\n\nlassen sind.9 Auch die Beeinflussung des motorisierten Individualverkehrs mittels Mobilitätsmanage-\n\nment, Raumplanung, Verkehrssteuern aber auch das Parkplatzreglement fallen in die Kompetenz der \n\nKantone (und teilweise der Gemeinden). Weiter kann der Kanton den Fuss- und Veloverkehr fördern. \n\nÜber die jeweiligen Verkehrsgesetze sind die Kantone ebenfalls in der Lage, den ÖV zu dekarbonisie-\n\nren und bspw. bei der Bestellung von Leistungen im Ortsverkehr den Unternehmungen vorzuschrei-\n\nben, wie die Busse angetrieben werden müssen.  \n\nDer Kanton Uri hat also verschiedene Einflussmöglichkeiten in Bezug auf die Dekarbonisierung und \n\nVerminderung des Energieverbrauchs des Verkehrs. Entsprechend wird im Verkehrsbereich das Ziel \n\ngesetzt, die Treibhausgas-Emissionen (THG-Emissionen) bis 2030 um 21 Prozent gegenüber 2020 zu \n\nreduzieren, was auch der nationalen Ausrichtung entspricht. In Bezug auf den individuellen und öf-\n\nfentlichen Verkehr wurden insgesamt folgende drei Teilziele bis 2030 definiert und 22 konkrete Mas-\n\nsnahmen ausgearbeitet: \n\nM-1 Der motorisierte Verkehr (Personen- und Güterverkehr) im Kanton Uri wächst im Vergleich \n\nzum Bevölkerungs- und Arbeitsplatzwachstum unterproportional und wird dekarbonisiert \n\n M-1a: Weiterentwicklung der bestehenden Gesamtverkehrskonzepte Urner Unterland, \n\nMitte und Ursern \n\n M-1b: Überarbeitung Parkplatzerstellungspflicht \n\n M-1c: Bewirtschaftungspflicht für firmeninterne Parkplätze von Arbeitgebenden \n\n M-1d: Monetäre Anreize zur Verlagerung von pendlerbedingtem MIV auf Fuss-/ Velover-\n\nkehr und ÖV \n\n M-1e: Ökologische Motorfahrzeugsteuer \n\n M-1f: Förderung Car-Sharing-Modelle \n\n M-1g: Prüfung Tempo 30 innerorts \n\n M-1h: Hinwirken auf Einführung von Mobility Pricing auf nationaler Ebene \n\n M-1i: Hinwirken auf CO2-neutralen Transitverkehr \n\n M-1j: Hinwirken auf Einbezug von CO2-Emissionen in die LSVA \n\nM-2 Der öffentliche Verkehr wird soweit möglich dekarbonisiert und ausgebaut. \n\n M-2a: Kanton als nachhaltiger Besteller \n\n M-2b: Förderung flexible Formen des ÖV \n\n M-2c: Ausbau ÖV-Angebot \n\n M-2d: Mobilitätsmanagement bei Bauprojekten mit publikumsintensiver Nutzung \n\n M-2e: Förderung von Tarifmassnahmen im ÖV \n\n M-2f: Errichten und Ausbau Verkehrsdrehscheiben \n\n                                                             \n9  Keller; Hauser (2006) \n\n\n\n \n\n  30 / 36 \n\nM-3 Der Fuss- und Veloverkehr wird gestärkt. \n\n M-3a: Schaffung Fachstelle Fuss- und Veloverkehr \n\n M-3b: Verlagerungsziel MIV auf Fuss- und Veloverkehr bzw. ÖV im Rahmen des Agglo-\n\nmerationsprogramms verschärfen \n\n M-3c: Monitoring Fuss- und Veloverkehr \n\n M-3d: Förderung Fussverkehr \n\n M-3e: Beschleunigte Erstellung der Velopläne gemäss Veloweggesetz (Bund) \n\n M-3f: Vermeidung von Elterntaxis \n\n3.3.3 Frage 19: Was für neue Fördersysteme und Anreize sind in der Elektro- und Wasserstoffmo-\n\nbilität sowie klimafreundlichen Gebäudeheizsystemen vorgesehen? \n\nAntwort: \n\nIm Bereich der Elektro- und Wasserstoffmobilität sind auf kantonaler Ebene derzeit keine neuen di-\n\nrekten Förder- oder Anreizsysteme geplant. Es besteht aber im Kanton Uri die Regelung, dass die \n\nMotorfahrzeugsteuer für batteriebetriebene Fahrzeuge oder solchen, die diesen gleichgestellt sind, \n\num einen Drittel reduziert werden. Ferner unterstützt das Förderprogramm Energie Uri heute bereits \n\nden Einbau von Ladeinfrastrukturen für Elektrofahrzeuge. \n\n3.4 Klimaschutz/Energieeffizienz \n\n3.4.1 Frage 20: Welche Klimaschutzstrategie verfolgt der Regierungsart, um die wichtigen Ziele \n\ndes Pariser Klimaschutzabkommen einzuhalten? \n\nAntwort: \n\nIm Strategie- und Regierungsratsprogramm 2020 bis 2024+ vom 20. November 2020 postuliert der \n\nRegierungsrat im Schwerpunkt 3 ein klimaneutrales, energieeffizientes und sicheres Uri. Die GEST \n\n2030 und die Klimaschutzstrategie (derzeit in Erarbeitung) sollen einen Absenkpfad mit Zwischenzie-\n\nlen zur Erreichung der Klimaneutralität und die dazu erforderlichen Massnahmen aufzeigen.  \n\nMit Regierungsratsbeschluss vom 20. März 2021 wurde die Gesundheits-, Sozial- und Umweltdirek-\n\ntion (GSUD) beauftragt, ein Klimaschutzkonzept (KLUR) zu erstellen. Dieses soll mit einer entspre-\n\nchenden Massnahmenplanung aufzeigen, wie der Kanton Uri die im Kanton verursachten Treibhaus-\n\ngasemissionen bis spätestens 2050 auf Netto-Null senken kann. Diese Zielsetzung ist in Übereinstim-\n\nmung mit der vom Bundesrat festgelegten langfristigen Klimastrategie der Schweiz vom 27. Januar \n\n2021 festgelegt worden und kommt somit dem Pariser Klimaschutzabkommen nach. \n\nDas KLUR ist eng mit der GEST 2030 koordiniert. Sowohl für das KLUR wie auch für die GEST 2030 \n\ngelten folgende Oberziele: \n\na)  Die Treibhausgasemissionen des Kantons Uri sind bis spätestens 2050 auf Netto-Null reduziert. \n\nb)  der Energieverbrauch wir reduziert und die fossilen Energieträger werden vollständig durch er-\n\nneuerbare Energien ersetzt. \n\nIm Rahmen des KLUR wurden die Treibhausgasemissionen des Kantons Uri bestimmt und der Urner \n\nAbsenkpfad definiert. Dieser basiert auf dem nationalen Absenkpfad der Energieperspektive 2050+ \n\ndes Bundes. \n\n\n\n \n\n31 / 36 \n\nAbbildung 17: Urner Treibhausgasemissionen 2020, aufgeteilt nach Sektoren \n\n \nQuelle: eigene Darstellung, Zahlen von Ecospeed Region und Emissionskataster \n\n \n\nAbbildung 18: Absenkpfad Treibhausgasemissionen Kanton Uri \n\n \nQuelle: eigene Darstellung, Absenkpfad nach Energieperspektiven 2050+, Daten von Ecospeed Region und Infras/Meteotest  \n\nDas KLUR umfasst insgesamt 126 Treibhausgasreduktions-Massnahmen aus sieben Sektoren, vier \n\nQuerschnittsthemen und den Negativemissionen. Darin enthalten sich auch alle klimarelevanten \n\nMassnahmen aus der GEST 2030. \n\n\n\n \n\n  32 / 36 \n\nDer Regierungsrat hat im Herbst 2022 das KLUR zur öffentlichen Mitwirkung frei gegeben. Diese ist \n\nin der Zwischenzeit abgeschlossen. Es ist geplant, dass der Regierungsrat das KLUR im Sommer 2023 \n\nverabschiedet und danach dem Landrat zur Kenntnisnahme vorlegt. \n\n3.4.2 Frage 21: Wie schätzt der Regierungsrat die Zielsetzung 2000W-Gesellschaft vs. 1 Tonnen-\n\nCO2 Gesellschaft heute noch ein? Ist wegen der Verlagerung der Primärenergien in Strom \n\nnicht eher davon abzusehen, und somit die klaren Ziele der CO2-Neutralität zu verfolgen und \n\nzu erreichen? \n\nAntwort: \n\nDie zu Beginn der 90er-Jahre an der Eidgenössischen Technischen Hochschule Zürich (ETH Zürich) \n\nentwickelte Vision einer «2000-Watt-Gesellschaft» verfolgte insgesamt zwei Ziele mit einem Zeitho-\n\nrizont bis ins Jahr 2100: \n\n- Reduktion des Energiebedarfs pro Kopf auf eine Dauerleistung von 2000 Watt \n\n- Reduktion der CO2-Emmissionen auf 1 Tonne pro Kopf und Jahr \n\nAls Zwischenziele bis 2050 wurde eine Dauerleistung von 3500 Watt sowie ein CO2-Ausstoss von 2 \n\nTonnen pro Kopf und Jahr vorgegeben. \n\nDies erfolgte mit dem Hintergrund, dass durch die internationale Klimapolitik vorgegebene «2-Grad-\n\nZiel» in Bezug auf die Klimaerwärmung erreichen zu können. Dabei wurden die Energie- und Klima-\n\nziele vereint sowie verschiedene politische Zielsetzungen und wissenschaftliche Erkenntnisse inte-\n\ngriert. Der Kanton Uri orientierte sich mit der damaligen GEST 2008 an diesen Vorgaben, verschärfte \n\ndiese aber. Statt die Ziele im Jahr 2100 zu erreichen, wurde dies auf das Jahr 2050 angesetzt. Als \n\nMeilenstein im Jahr 2020 wurde die 4000-Watt-Gesellschaft aufgenommen. \n\nAufgrund neuer energie- und klimapolitischer Rah-\n\nmenbedingungen sowie neuer klimawissenschaftli-\n\ncher Erkenntnisse seit der Erarbeitung der letzten \n\nVersion im Jahr 2014 wurde das Leitkonzept der \n\n«2000-Watt-Gesellschaft» erstellt10. Der Begriff \n\nder «2000-Watt-Gesellschaft» wurde dabei im \n\nSinne der Kontinuität und der schweizweiten Be-\n\nkanntheit belassen. Nebst dem Energieeffizienzziel \n\nwurden die beiden Ziele «null energiebedingte \n\nTreibhausgasemissionen» sowie «100 Prozent er-\n\nneuerbare Energien» aufgenommen. Damit soll ein \n\nBeitrag der Energieversorgung an das bundesrätli-\n\nche Ziel zu «Netto-Null-Treibhausgasemissionen \n\nbis 2050» geleistet werden. Es ergibt sich zusam-\n\nmengefasst nebenstehendes Bild: \n\nAbbildung 19: Ziele der 2000W-Gesellschaft \n\n \nQuelle: Kurzfassung Leitkonzept für die 2000-Watt-Gesell-\n\nschaft \n\nDie verabschiedete GEST 2030 verfolgt dieselbe Zielsetzung, auch wenn kein direktes, auf die Person \n\nbezogenes Dauerleistungsziel definiert wurde. Wird der vorgesehene Absenkpfad gemäss untenste-\n\nhender Abbildung auf das Dauerleistungsziel «übersetzt», ist die 2000-Watt-Gesellschaft bis 2050 im \n\nKanton Uri Realität. \n\n                                                             \n10 Im Mai 2017 hat das Stimmvolk die Energiestrategie 2050 mit dem Ausstieg aus der Kernenergienutzung angenommen. \n\nIm selben Jahr hat die Schweiz das Pariser Klimaabkommen ratifiziert. Im August 2019 hat der Bundesrat das Netto-Null-\n\nZiel bis 2050 beschlossen und im Januar 2021 die dazugehörige langfristige Klimastrategie verabschiedet. \n\n\n\n \n\n33 / 36 \n\nAbbildung 20: Zielpfad für Endenergieverbrauch im Kanton Uri bis 2050 nach Energieträgern \n\n \n\nQuelle: Gesamtenergiestrategie Uri 2030 \n\n3.5 Stromproduktions-Versorgungsmodell 2030/50 in Uri \n\n3.5.1 Frage 22: Wie sieht ein Stromproduktions- sowie Versorgungsmodell (Sommer/Winter) im \n\nKanton Uri, unter der Beachtung der Kernpunkte der Energiestrategie 2050 sowie den oben \n\nerwähnten Schwerpunkten, und einer möglichst hohen Stromversorgungsunabhängigkeit bis \n\n2030/50 aus? \n\nAntwort: \n\nAuf nationaler Ebene wird das Ziel angestrebt, trotz erhöhter Stromnachfrage in der Mobilität und \n\ndurch den Betrieb von Wärmepumpen den gesamten Stromverbrauch bis 2030 stabil zu halten und \n\nbis 2050 um maximal +10 Prozent wachsen zu lassen. Diese Zielsetzung wurde in der GEST 2030 über-\n\nnommen (vgl. nachfolgende Abbildung). \n\nAbbildung 21: Zielpfad Endenergieverbrauch Elektrizität im Kanton Uri \n\n \nQuelle: Gesamtenergiestrategie Uri 2030 \n\n\n\n \n\n  34 / 36 \n\n \n\nDie Abgabe einer verlässlichen Prognose ist eigentlich nicht möglich, da diese von unzähligen Fakto-\n\nren abhängt. Anbei aber ein Versuch für einen Ausblick für das Jahr 2050, wobei die aktuelle Produk-\n\ntions- und Verbrauchssituation im Kanton Uri die Basis bildet. Dabei wurde die aktuelle Urner Strom-\n\nversorgungssituation herangezogen, welche von einem Überschussangebot in den Sommermonaten \n\nsowie dem Umstand, dass in den Wintermonaten aufgrund der tieferen Produktion der Wasserkraft-\n\nwerke und dem höheren Verbrauch die fehlende Energie am Markt beschafft werden muss, geprägt \n\nist. \n\nFolgende Veränderungen beim Verbrauch und der Verfügbarkeit von elektrischer Energie wurden \n\ndabei angenommen: \n\n \n\nReduktion des Stromverbrauchs durch: \n\n Konsequente Ausserbetriebnahme von Elektroheizungen, Ersatz von rein elektrischer Warm-\n\nwasseraufbereitung und Massnahmen bei der Gebäudekühlung \n\n Bessere Gebäudeeffizienz, z.B. durch Massnahmen bei der Wärmedämmung mit folglich sinken-\n\ndem Heizwärmebedarf \n\n Einsatz von effizienten Geräten sowie Vermeidung von Betrieb ohne Nutzen \n\n Gezielte Betriebsoptimierungen bei Gebäuden, welche zu abnehmendem Energieverbrauch \n\nohne Komfortverlust führen \n\n Effiziente Prozesse in Industrie und Wirtschaft \n\n Effizienzsteigerung bei der Beleuchtung, sei dies von Strassen, Plätzen oder auch in Gebäuden \n\n Zubau von Photovoltaikanlagen (Elektrizität) oder thermischen Solaranlagen (Wärme für Hei-\n\nzung und Warmwasseraufbereitung), welche direkt einen Teil der benötigten Energie im Ge-\n\nbäude abdecken \n\n Flexibilisierung des lokalen Strombedarfs und der Eigenstromproduktion sowie Speicherung \n\n  \n\n\n\n \n\n35 / 36 \n\nZunahme des Stromverbrauchs durch: \n\n Dekarbonisierung von Heizungen, vornehmlich durch den Einsatz von elektrisch angetriebenen \n\nWärmepumpen  \n\n Substitution von heute fossil betriebenen Fahrzeugen durch Elektrofahrzeuge \n\n Verbrauchszunahme durch allgemeines Wachstum sowie gesteigerten Konsum \n\n \n\nVeränderung bei der Verfügbarkeit von erneuerbarem Strom \n\n Die Wasserkraftproduktion beruht auf den heutigen Zahlen sowie dem angestrebten höheren \n\nAnteil aus dem Kraftwerk Lucendro resp. dem zusätzlichen Anteil aus der Leventinakaskade so-\n\nwie dem erhöhten Anteil aus der Reusskaskade. \n\n Keine Berücksichtigung von weiteren Laufwasserkraftwerke, da diese vornehmlich einen Beitrag \n\nzum Überschussstrom im Sommerhalbjahr leisten \n\n Weiterer Zubau von grösseren Wind- und Photovoltaikanlagen mit Fokus auf der Energiepro-\n\nduktion in den Wintermonaten \n\n Reduktion der Produktion bei der Neukonzessionierung von Wasserkraftwerden aufgrund ver-\n\nschärfter Umweltvorgaben (Restwasser) \n\n \n\nAuf Basis dieser Annahmen resultiert folgendes, grobes Bild über die einzelnen Monate: \n\nAbbildung 22: Ausblick Strombilanz Kanton Uri 2050 \n\n \n\nQuelle: Datenumfrage bei den Urner EVU und Annahmen aufgrund der aktuellen Lage  \n\nDaraus folgt, dass selbst mit einem Anteil von rund ca. 200 GWh resp. mit einem Anteil von 20 Pro-\n\nzent aus der Reusskaskade und mit den angestrebten 78 GWh aus der Leventinakaskade die Produk-\n\ntionszahlen für die Monate Januar, Februar, März und Dezember unter den heutigen Verbrauchszah-\n\nlen der Markt- und Grundversorgungskunden (inkl. Dekarbonisierung und E-Mobilität) im Kanton Uri \n\nliegen.  \n\n  \n\n\n\n \n\n  36 / 36 \n\n4 Fazit \n\nWie im Postulat und auch in diesem Bericht erwähnt wird, ist die Stromversorgungssicherheit eines \n\nder grössten politischen Themen in der Schweiz. Vor allem im Winterhalbjahr und in den Übergangs-\n\nzeiten (Frühling und Herbst) kann die Stromversorgung in der Schweiz resp. auch im Kanton Uri zeit-\n\nweise nur durch Importe sichergestellt werden. Insbesondere die Laufwasserkraftwerke und Photo-\n\nvoltaikanlagen reichen aufgrund des Ausbaugrads und der saisonal unterschiedlichen Energieproduk-\n\ntion im Winterhalbjahr nicht aus. Demgegenüber weist die Windenergie eine bessere Bilanz auf, da \n\nim Winterhalbjahr mehr elektrische Energie erzeugt wird. Grundsätzlich braucht es zusätzliche Spei-\n\ncherenergie (Stauseen analog Lucendro und Göscheneralp) für die Spitzenlastzeiten sowie Bandener-\n\ngie (Atom, Kohle, Gas, usw.) um den Stromverbrauch über den Tag abzudecken. Die aktuelle geopo-\n\nlitische Lage in Europa hat die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen, die aus politisch instabilen \n\nRegionen stammen, deutlich aufgezeigt. Zudem hat sich die Situation mit dem Ausfall von zahlreichen \n\nfranzösischen Atomkraftwerken zusätzlich verschärft und Massnahmen in Bezug auf eine drohende \n\nStrommangellage hervorgerufen.  \n\nDer Kanton Uri ist mit seiner bestehenden Wasserkraftproduktion in einer sehr guten Ausgangssitu-\n\nation. Der Heimfall des Kraftwerks Lucendro Ende 2024 und die angestrebte, gegenüber heute grös-\n\nserer Möglichkeit zum Energiebezug aus diesem Werk resp. aus der Leventinakaskade, wird einen \n\nTeil der Lücke im Winterhalbjahr schliessen können. Auch die Vergrösserung des Stauvolumens mit \n\nPotential für zusätzlichen Winterstrom sowie der Ausbau der Reusskaskade, die für den Kanton Uri \n\ndie verstärkte Möglichkeit für den Bezug von elektrischer Energie bieten sollen, sind anzugehen. Mit-\n\ntelfristig, d.h. spätestens ab 2044, kann der Kanton Uri mit zusätzlicher Energie und auch Winter-\n\nstrom aus der Reusskaskade rechnen. \n\nZudem bestünde weiteres Potential im Bereich der Solarenergie, das auf bestehenden Bauten sowie \n\nunter den heutigen befristeten Rahmenbedingungen auch als Freiflächenanlagen im alpinen Gelände \n\nerschlossen werden kann. Gleichzeitig gilt es, den Ausbau von Windenergieanlagen voranzutreiben, \n\nda bei dieser Produktionsart ein besonders vorteilhafter Winterertrag besteht. \n\nDer Ausbau von erneuerbarer Energie ist jedoch noch nicht genug. Der Energieverbrauch ist vor allem \n\nim Winterhalbjahr bei den Heizungen in Gebäuden und Infrastrukturanlagen mit geeigneten Mass-\n\nnahmen und Vorgaben zu reduzieren. Dabei steht die Revision des kantonalen Energiegesetzes im \n\nVordergrund. Sie soll im ersten Halbjahr 2023 angegangen werden. Daneben spielen weitere Mass-\n\nnahmen wie zum Beispiel die finanzielle Unterstützung von energetischen Gebäudesanierungen oder \n\naber auch die Beratung und Öffentlichkeitsarbeit im Energiebereich eine grosse Rolle. Nur wenn alle \n\nerneuerbaren Energieerzeugungsarten ausgeschöpft und zusätzlich Erfolge im Bereich der Energie-\n\neffizienz erzielt werden und jeder einzelne seinen Beitrag leistet, kann das Ziel der Energiestrategie \n\n2050 des Bundes gemeinsam erreicht werden. \n\nAll diese Absichten wurden in der neuen Gesamtenergiestrategie Uri 2030 detailliert aufgenommen \n\nund mit konkreten Massnahmen hinterlegt. Diese sind auf die heutigen Gegebenheiten abgestimmt \n\nund berücksichtigen selbstverständlich auch die Verfahrensschritte, welche es einzuhalten gilt. Das \n\nZiel besteht darin, einen wesentlichen kantonalen Beitrag zur eigentlichen Energiewende aber auch \n\nzur Verbesserung der Situation im Bereich der Versorgungssicherheit zu leisten. \n\nGenerell ist ein bewusster Umgang mit der uns zu Verfügung stehenden Energie wichtig. \n\nSpeziell gilt: jede Kilowattstunde, die nicht benötigt wird, muss auch nicht erzeugt werden. \n\n\n\t1 Einleitung\n\t2 Ausgangslage\n\t2.1 Vorbemerkung\n\t2.2 Stromversorgungssicherheit\n\t2.2.1 Übersicht zur heutigen Stromversorgung\n\n\t2.3 Energiehandel resp. Aktivitäten der Energieversorgungsunternehmen (EVU)\n\n\t3 Beantwortung der einzelnen Fragen\n\t3.1 Sichere Stromversorgung\n\t3.1.1 Frage 1: Wie sieht die heutige Stromversorgung im Kanton Uri aus (Winter/Sommerversorgung)?\n\t3.1.2 Frage 2: Wer ist im Kanton Uri für eine sichere Stromversorgung zuständig?\n\t3.1.2.1 Versorgung im Normalbetrieb\n\t3.1.2.2 Versorgung in ausserordentlichen Lagen\n\t3.1.2.2.1 Allgemeines\n\t3.1.2.2.2 Rollen und Verantwortlichkeiten in der Schweiz\n\n\t3.1.2.3 Fazit für den Kanton Uri\n\n\t3.1.3 Frage 3: Wann bestehen in der Eigenversorgung im Kanton Uri Lücken, und wie werden diese heute abgedeckt?\n\t3.1.4 Frage 4: Wie hat sich diese Eigenversorgung, durch den Zubau von verschiedenen Kraftwerken im Kanton Uri (Wasser, Wind, PVA etc.), in den letzten 5 Jahren verändert?\n\t3.1.5 Frage 5: Was wäre ein Worst case Szenario für den Kanton Uri, was die sichere Stromversorgung anbelangt, und wie gedenkt der Regierungsrat dort Abhilfe zu schaffen?\n\t3.1.6 Frage 6: Was für Auswirkungen hätte eine Abschaltung der Gaszufuhr Nordstream 1 in Deutschland, welche in der momentanen EU - Russlandbeziehung zum Risiko werden könnte, für die Strombeschaffung insbesondere im Winter für den Kanton Uri, und wie...\n\t3.1.7 Frage 7: Was hätte die Nutzung der Energie des KW Lucendro (Urner Anteil) für die Stromversorgungssicherheit im Kanton Uri für einen Effekt?\n\t3.1.8 Frage 8: Wie gedenkt der Regierungsrat mit den Vorgaben der Restwasseranteile bei den bestehenden und neuen Wasserkraftwerken umzugehen, falls es zu einer Stromversorgungsproblematik kommen könnte?\n\n\t3.2 Erneuerbare und neue Erneuerbare Energien\n\t3.2.1 Frage 9: Wo sieht der Regierungsrat weiteres Potenzial zum Wasserkraftausbau (Standortbestimmung SNEE 2023) im Kanton Uri?\n\t3.2.2 Frage 10: Welche Gewässer könnten noch zusätzlich für die Produktion von Strom genutzt bzw. ausgebaut werden?\n\t3.2.3 Frage 11: Wie sieht der Regierungsrat die Erhöhung von Stauseemauern z.B. Göscheneralp- und Lucendro-Seen?\n\t3.2.4 Frage 12: Gibt es in Uri Potenzial bei der jetzigen Wasserkraftproduktion mit Pumpspeicherwerken?\n\t3.2.5 Frage 13: Wie gedenkt der Regierungsrat bei den Heimfällen von Wasserrechts-Konzessionen mit möglichen Ausbauvorhaben, Modernisierungsinvestitionen (Restwertentschädigung) und Restwassermengen umzugehen?\n\t3.2.6 Frage 14: Welches Potenzial besteht für neue Erneuerbare Energien wie Windkraft und PV-Freiflächenanlagen im Kanton Uri?\n\t3.2.7 Frage 15: Was wird im Kanton Uri zusätzlich aktiv unternommen, um die ambitiösen Ziele der neuen Erneuerbaren Energien Produktion der Energiestrategie 2050 zu erreichen?\n\t3.2.8 Frage 16: Was für Verfahrensbeschleunigungen für Baubewilligungen etc. für neue Projekte von Wasserkraft-, Windkraft- und PV-Freiflächen-Kraftwerken etc. sind hier vorgesehen?\n\n\t3.3 Dekarbonisierung/ Mobilitätsstrategie\n\t3.3.1 Frage 17: Welcher zusätzliche Strombedarf entsteht im Kanton Uri mit dem Wegfall von fossilen Gebäude Heizungsanlagen und im Strassenverkehr bis 2030/50, und wie wirkt sich dies auf die Urner Stromversorgungssicherheit aus?\n\t3.3.2 Frage 18: Welche Mobilitätsstrategie im individualen und öffentlichen Personenverkehr verfolgt der Regierungsrat?\n\t3.3.3 Frage 19: Was für neue Fördersysteme und Anreize sind in der Elektro- und Wasserstoffmobilität sowie klimafreundlichen Gebäudeheizsystemen vorgesehen?\n\n\t3.4 Klimaschutz/Energieeffizienz\n\t3.4.1 Frage 20: Welche Klimaschutzstrategie verfolgt der Regierungsart, um die wichtigen Ziele des Pariser Klimaschutzabkommen einzuhalten?\n\t3.4.2 Frage 21: Wie schätzt der Regierungsrat die Zielsetzung 2000W-Gesellschaft vs. 1 Tonnen-CO2 Gesellschaft heute noch ein? Ist wegen der Verlagerung der Primärenergien in Strom nicht eher davon abzusehen, und somit die klaren Ziele der CO2-Neutral...\n\n\t3.5 Stromproduktions-Versorgungsmodell 2030/50 in Uri\n\t3.5.1 Frage 22: Wie sieht ein Stromproduktions- sowie Versorgungsmodell (Sommer/Winter) im Kanton Uri, unter der Beachtung der Kernpunkte der Energiestrategie 2050 sowie den oben erwähnten Schwerpunkten, und einer möglichst hohen Stromversorgungsunabh...\n\n\n\t4 Fazit\n\n


name: LA.2023-0185 I. Bericht und Antrag des Regierungsrats

text: \n \n\n \n\n \n\nBericht und Antrag \n\ndes Regierungsrats \n\nan den Landrat \n\n_______________________________ \n \n\n \n\n \n\n22. August 2023 \n  \n\nNr. 2023-477 R-270-21 Bericht und Antrag des Regierungsrats an den Landrat zum Zusatzkredit \nMicrosoft Enterprise Agreement 2021 bis 2023 \n  \n\nGestützt auf Artikel 50 der Verordnung über den Finanzhaushalt des Kantons Uri (FHV; RB 3.2111) \n\nunterbreitet der Regierungsrat dem Landrat Nachtragskreditbegehren zum Budget 2023 zur Geneh-\n\nmigung. \n\n \n\nI. Zusatzkredit zum Microsoft Enterprise Agreement 2021 bis 2023 \n\n \n\nDie Microsoft-Plattform hat in der Kantonalen Verwaltung Uri seit dem Jahr 2008 eine strategische \n\nBedeutung. Am 19. Mai 2009 hat der Landrat erstmalig zu einem Verpflichtungskredit für die Micro-\n\nsoft-Lizensierung zugestimmt. Mit dem Regierungsratsbeschluss Nr. 2021-96 R-362-28 vom 23. Feb-\n\nruar 2021 wurde letztmals die Verlängerung der Microsoft-Lizenzen in einem Enterprise Agreement \n\n(EA) um weitere drei Jahre bis Ende Juni 2024 beschlossen. Ein EA kann maximal auf drei Jahre abge-\n\nschlossen werden und muss danach erneut offeriert und beantragt werden. Der Verpflichtungskredit \n\nbetrug damals 720'000 Franken. \n\n \n\nIn einem EA werden grundsätzlich alle wichtigen Microsoft-Produkte über eine mehrjährige Vertrags-\n\ndauer lizenziert und mittels einer jährlichen Gebühr abgegolten. Während der vereinbarten Vertrags-\n\ndauer sind alle Folgeversionen der vereinbarten Produkte (Up-/Downgrade-Recht) in der Gebühr in-\n\nbegriffen. Es geht nicht um die Neubeschaffung von Software, sondern um die Wartung und das lau-\n\nfende Upgrade-Recht in Bezug auf bestehende Software. Im EA sind alle wichtigen Microsoft-Pro-\n\ndukte enthalten, die im Kanton Uri eingesetzt werden. Dazu gehören sämtliche Office-Komponenten, \n\ndie Client- und Server-Komponenten von Windows, Exchange, SharePoint, Teams, SQL, System Cen-\n\nter (Softwareverteilung), Project, Visio und weitere Apps/Produkte. In den letzten Jahren zeigte sich \n\nim Markt eine zunehmende Tendenz Richtung Cloudprodukten was seitens Microsoft mit neuen Pro-\n\ndukten wie Teams, OneDrive, Forms, OneNote, Planner und neuen Lizensierungsmodellen ebenfalls \n\nstark gefördert wurde. Für die kantonale Verwaltung bedeutet dies einerseits den Umstieg von Ar-\n\nbeitsplatz/Desktop- zu Userlizensierung und andererseits die Lizensierung von Office365-Vollversio-\n\nnen im Vergleich zu den alten funktional eingeschränkteren Office-Standard 2016 Versionen. Die Ver-\n\nsion Office 2019 wurde nicht eingeführt. Bis zum Umstieg auf die neue Office-365-Vollversion wur-\n\nden durch das «Einfrieren» der bisherigen Version 2016 Lizenzkosten gespart. Aufgrund der Corona-\n\nPandemie mussten Lizenzen für die Videokonferenzlösung Teams für 220 Anwenderinnen und An-\n\n\n\n2 \n\nwender von Microsoft dazugekauft werden. Das Kantons-Extranet für die Zusammenarbeit mit exter-\n\nnen Partnerinnen und Partnern wurde auf SharePoint-Online für 200 Anwenderinnen/Anwender und \n\nUserinnen/User lizensiert. Die Umstellung auf das neue Office365 erfolgte schrittweise und nach Be-\n\ndarf der Direktionen, um möglichst lange von der günstigeren «eingefrorenen» bisherigen Version zu \n\nprofitieren. Aus sicherheitstechnischen Gründen müssen die gemeinsamen genutzten User wie Schal-\n\nter1 oder Praktikant2 abgeschafft werden, was zu zusätzlichen «named User» führt. Infolge der User-\n\nlizensierung muss beispielhaft eine Mitarbeitende mit einem 20-Prozent-Pensum lizenztechnisch wie \n\nein 100-Prozent-Pensum behandelt werden. Mit dieser schrittweisen Erhöhung der Userzahlen bis \n\nzur maximalen Anzahl unserer Mitarbeitenden/Accounts erhöhten sich dementsprechend die EA-\n\nKosten. Zusätzlich kommen neue Anwenderinnen und Anwender von im Amt für Informatik gehoste-\n\nten Gemeinden dazu. Diese Lizenzen werden jedoch den Gemeinden weiterverrechnet und auf ei-\n\nnem anderen Konto gutgeschrieben. \n\n \n\nMit dem Projekt «Ablösung UriCenter auf Sharepoint 2013» per Ende August 2023 mussten die Be-\n\nnutzerlizenzen ungefähr ein Jahr früher beschafft werden, als im Jahr 2021 geplant wurde. Das neue \n\nLizenzmodell von Microsoft rechnet monatsgenau nach Nutzung ab, was damit ebenfalls zu Mehrkos-\n\nten führte. \n\n \n\nMit den ab Oktober 2022 aufgetretenen Telefonieproblemen mit der alten Xphone-Lösung musste \n\nschnell auf eine zukunftsträchtige Telefonielösung, namentlich auf Microsoft-Teams-Call-Anwen-\n\ndung, umgestellt werden. Die dazu notwendigen Lizenzen wurden am günstigsten mit Ergänzungsbe-\n\nschaffungen im Rahmen des bestehenden EA-Vertrags gelöst. \n\n \n\nZusammenfassung der Zusatzkosten: \n\n \n\n Telefonie-Lizenzen Teams-Call 70'000 Franken \n\n O365- plus EMS-E3 Lizenzen 120'000 Franken \n\n- Corona-Videokonferenzlizenzen und Cloud-Extranet \n\n- Ablösung UriCenter Lizenzvorbezug um ein Jahr \n\n- Zusätzliche Userlizenzen (80 named user) \n\n Visio neu Cloud-Lizenzen 8'000 Franken \n\n Datenbank SQL-Server Wachstum an Anwendungen 12'000 Franken \n\n neue Datenzenter-Server ab Juli 2023 Offerte ausstehend 25'000 Franken \n\n Sicherheitslösung Endpoint Defender 2. Jahreshälfte 2023 30'000 Franken \n\n zusätzliche Office-Anbindung für BD-Werkhofmitarbeitende 45'000 Franken \n\nTotal Zusatzkosten 310'000 Franken \n\n \n\nDamit die kantonale Verwaltung gegenüber von Microsoft legal lizensiert ist, ist die Genehmigung \n\ndes Zusatzkredits erforderlich. \n\n \n\nZusatzkredit \n\n \n\nGemäss Artikel 46 der FHV unterbreitet der Regierungsrat dem Landrat einen Zusatzkredit zum Ver-\n\npflichtungskredit «Microsoft Enterprise Agreement 2021 bis 2023» in der Höhe von 310'000 Franken. \n\n \n\n\n\n3 \n\nII. Antrag \n\n \n\nGestützt auf diesen Bericht beantragt der Regierungsrat dem Landrat, folgenden Beschluss zu fassen: \n\n \n\nDer Zusatzkredit zum Verpflichtungskredit «Microsoft Enterprise Agreement Juli 2021 bis Juni 2024» \n\nin der Höhe von 310'000 Franken wird bewilligt. \n\n \n\n \n\n \n\n\n\tI. Zusatzkredit zum Microsoft Enterprise Agreement 2021 bis 2023\n\tZusatzkredit\n\tII. Antrag\n\n