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name: LA.2024-0916 II. Beilage zu Bericht des Regierungsrats

format: application/pdf

text: \nREGIERUNGSRAT \n \n\n25. März 2025 \n\n Beilage \n \n \n \n \n \n \n\n  \n\nBericht \n  \n \n\nzur Eignerstrategie Wasserkraft \n \n\n \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 2/39 \n \n\n \n \n\nImpressum \n\n \nAutor: Kanton Uri \nTitel:  Bericht zur Eignerstrategie Wasserkraft \nOrt:  Altdorf \nDatum:  25. März 2025 \n \nKommission Energiepolitik Uri: \n \nHermann Epp, Baudirektor (Vorsitz) \nChristian Arnold, Gesundheits-, Sozial- und Umweltdirektor \nUrs Janett, Finanzdirektor \nRoman Balli, Kanzleidirektor \nAlexander Walker, Vorsteher Amt für Energie \n \nProjektgruppe: \n \nRoman Balli, Kanzleidirektor \nAlexander Walker, Vorsteher Amt für Energie \nRolf Müller, Direktionssekretär, Finanzdirektion \nRené Brand, Amt für Energie \nStefan Müller, Amt für Energie \nAlexander Imhof, Vorsteher Amt für Umweltschutz \n \nExterne Projektunterstützung: \n \nDominik Rohrer Schnyder Ingenieure  \nGilbert Schnyder Schnyder Ingenieure \n \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 3/39 \n \n\n \n \n\nInhaltsverzeichnis \n\n \n\n1 Einleitung 7 \n\n2 Ausgangslage 8 \n\n2.1 Gesamtenergiestrategie Uri 2008 8 \n\n2.2 Schutz- und Nutzungskonzept Erneuerbare Energien (SNEE) 8 \n\n2.3 Konzessionsende Kraftwerk Lucendro 8 \n\n2.4 Eignerstrategie für Wasserkraftkonzessionen 2015 9 \n\n2.5 Erfolgskontrolle der Gesamtenergiestrategie 10 \n\n2.6 Beteiligungserhöhung bei energieUri 11 \n\n2.7 Vorstösse im Landrat 12 \n\n3 Wertschöpfungskette Wasserkraft 13 \n\n3.1 Übersicht aus Sicht des Staates 13 \n\n3.2 Konzessionsgeber 13 \n\n3.3 Konzessionär 14 \n\n3.4 Kraftwerkbetrieb 14 \n\n3.5 Kraftwerkseinsatz und Energieverwertung 15 \n\n4 Wasserkraftnutzung im Kanton Uri 17 \n\n4.1 Übersicht 17 \n\n4.2 Kategorie 1 20 \n\n4.3 Kategorien 2 und 3 22 \n\n5 Umfeldanalyse 23 \n\n5.1 Energiepolitisches Umfeld 23 \n\n5.2 Energiewirtschaftliches Umfeld 24 \n\n5.3 Herausforderungen und Chancen 25 \n\n6 Strategie Kategorie 1 27 \n\n6.1 Strategieoptionen 27 \n\n6.2 Kraftwerk Lucendro 28 \n\n6.3 Reusskaskade und Ritom 31 \n\n6.3.1 Ausgangslage 31 \n\n6.3.2 Option: Ausübung Heimfall und direkte Beteiligung 33 \n\n6.3.3 Option: Aufgeld 33 \n\n7 Strategie Kategorien 2 und 3 34 \n\n7.1 Strategie Kategorien 2 34 \n\n7.2 Strategie Kategorie 3 34 \n\n8 Finanzielle Aspekte 35 \n\n9 Weiteres Vorgehen 37 \n\nAnhang: Finanzielle Sicht auf Heimfall und neue Konzession 38 \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 4/39 \n \n\n \n \n\nAbbildungsverzeichnis \n\n \n\nAbbildung 1: Aktionäre von energieUri bis 2023 und seit 2023 ..........................................................11 \n\nAbbildung 2: Rollen im Kontext einer Wasserrechtskonzession .........................................................13 \n\nAbbildung 3: Schematische Darstellung Absatz zu Marktpreisen .......................................................15 \n\nAbbildung 4: Schematische Darstellung langfristiger Abnahmevertrag ..............................................16 \n\nAbbildung 5: Schematische Darstellung fixes Aufgeld ........................................................................16 \n\nAbbildung 6: Karte der Wasserkraftnutzung in Uri .............................................................................17 \n\nAbbildung 7: Laufzeiten Konzessionen der Kraftwerke in Uri .............................................................19 \n\nAbbildung 8: Kraftwerke der Kategorie 1 ...........................................................................................20 \n\nAbbildung 9: Aktionariat und Energieanteile beim Kraftwerk Göschenen ..........................................20 \n\nAbbildung 10: Beteiligungsverhältnisse bei den KW Wassen und Amsteg (vor und nach 2021) ..........21 \n\nAbbildung 11: Energieanteile Kraftwerke Kategorie 1 ........................................................................21 \n\nAbbildung 12: Kraftwerke der Kategorien 2 und 3 .............................................................................22 \n\nAbbildung 13: Spotmarktpreise Schweiz seit 2007.............................................................................25 \n\nAbbildung 14: Strategieoptionen Kategorie 1 ....................................................................................27 \n\nAbbildung 15: Kraftwerk Lucendro: Rollenteilung zwischen Kanton und Partnerwerk........................29 \n\nAbbildung 16: Übersicht Reusskaskade .............................................................................................31 \n\nAbbildung 17: Gestehungskosten Reusskaskade seit 1999/2000 .......................................................32 \n\nAbbildung 18: Bilanz Kraftwerkgesellschaft zu Beginn und während zweiter Hälfte Konzession .........38 \n\nAbbildung 19: Bewertung Heimfallsubstrat und Entschädigung alte Kraftwerkgesellschaft ................39 \n\nAbbildung 20: Überführung in neue Kraftwerkgesellschaft ................................................................39 \n\nAbbildung 21: Ersatzinvestitionen .....................................................................................................39 \n\n \n\nTabellenverzeichnis \n\n \n\nTabelle 1: Strategien 2015.................................................................................................................. 9 \n\nTabelle 2: Liste der Wasserkraftwerke (Legende zur Karte in Abbildung 6) ........................................18 \n\nTabelle 3: Liste der Verwaltungsratssitze (Legende zur Karte in Abbildung 6) ....................................28 \n\nTabelle 4: Beteiligungsverhältnisse beim Heimfall .............................................................................32 \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 5/39 \n \n\n \n \n\nAbkürzungsverzeichnis \n\n \n\nAET Azienda Elettrica Ticinese \n\nAG Aktiengesellschaft \n\nAHK Anschaffungs- und Herstellkosten \n\nArt. Artikel \n\nBBl Bundesblatt \n\nBFE Bundesamt für Energie \n\nBV Bundesverfassung (SR 101) \n\nCKW Centralschweizerische Kraftwerke AG \n\nEEX European Energy Exchange \n\nEMG Elektrizitätsmarktgesetz (nicht in Kraft getreten) \n\nEnG Energiegesetz des Bundes (SR 730.0) \n\nEPU Kommission Energiepolitik Uri \n\nEVS Einspeisevergütungssystem \n\nEVU Elektrizitätsversorgungsunternehmen \n\nEWG Elektrizitätswerk Göschenen \n\nEWU Elektrizitätswerk Ursern \n\nGNG Gewässernutzungsgesetz des Kantons Uri (RB 40.4101) \n\nGWE Gemeindewerke Erstfeld \n\nGWh Gigawattstunden (1 GWh = 1000 MWh = 1'000'000 kWh) \n\nHz Hertz \n\nKLL Kraftwerke Linth-Limmern \n\nKW Kraftwerk \n\nkW Kilowatt \n\nKWG Kraftwerk Göschenen \n\nkWh Kilowattstunden \n\nMW Megawatt (1 MW = 1000 kW) \n\nMWh Megawattstunden (1 MWh = 1000 kWh) \n\nOTC Over the Counter (ausserbörsliches, bilaterales Handelsgeschäft) \n\nRp. Rappen \n\nSBB Schweizerische Bundesbahnen \n\nSNEE Schutz- und Nutzungskonzept Erneuerbare Energien \n\nStromVG Bundesgesetz über die Stromversorgung (SR 734.7) \n\nTWKW Trinkwasserkraftwerk \n\nUVEK Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation \n\nVNB Verteilnetzbetreiber \n\nWASTA Wasserkraftstatistik \n\nWRG Bundesgesetz über die Nutzbarmachung der Wasserkräfte (SR 721.80) \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 6/39 \n \n\n \n \n\nKurzfassung \n\nDie Wasserkraft wird im Kanton Uri bereits seit langer Zeit genutzt. Die ersten Kraftwerke, die aus der me-\nchanischen Energie des Wassers Elektrizität erzeugen, entstanden im späten 19. Jahrhundert. Zudem wird \nWasser aus dem Kanton Uri auch in ausserkantonalen Kraftwerken genutzt. \n \nWasserrechtskonzessionen enden in der Schweiz nach spätestens 80 Jahren. Bei zahlreichen Konzessionen \nin der ganzen Schweiz ist diese Frist in den nächsten 10 bis 20 Jahren erreicht, so auch im Kanton Uri. Aktuell \nverfügt der Kanton Uri direkt und indirekt lediglich über einen Anteil von 14% am Aktienkapital der Kraft-\nwerke. Hinzu kommen Anteile der Korporationen und einzelner Gemeinden. Der grösste Teil der Wasser-\nkraftnutzung liegt aber in der Hand der SBB und anderer ausserkantonaler Akteure. Bereits 2008 hat der \nKanton Uri in der Gesamtenergiestrategie Überlegungen angestellt, wie er seinen Anteil an der Wertschöp-\nfung erhöhen kann. Im Fall des Kraftwerks Lucendro hat der zuständige Landrat 2013 den Heimfall der An-\nlagen nach Ablauf der Konzession beschlossen. Verbunden damit ist auch die Eignerstrategie Wasserkraft \naktualisiert worden. Das vorliegende Dokument bildet die Weiterführung der geltenden Eignerstrategie, \nindem es diese punktuell ergänzt und schärft. \n \nPer Ende 2024 endete die Konzession Lucendro. Die Kantone Uri und Tessin konnten sich im letzten Mo-\nment unter Einbezug des Eidgenössischen Departements für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation \n(UVEK) einigen. Diese Einigung vom 1. November 2024 sieht vor, dass die beiden Kantone die Nutzung der \nGewässer in der Gotthardregion zu gleichen Teilen (50% - 50%) einer Gesellschaft mit Sitz in Airolo gewäh-\nren, wobei Uri 57 Prozent der produzierten Energie zusteht. Bis zur definitiven Konzessionsvergabe wird \ndas Kraftwerk durch die heutige Lucendro SA weitergeführt. Diese Übergangsphase von gut drei Jahren gilt \nes zu nutzen, um all die offenen Fragen und Angelegenheiten rund um die Konzessionierung sowie den \nBetrieb des Kraftwerks und die Verwertung der Energie in tatsächlicher, rechtlicher und energiepolitischer \nHinsicht zu klären. \n \nDarüber hinaus gilt es nun, das Konzessionsende der weiteren Anlagen vorzubereiten. Die EPU schlägt vor, \ndabei eine Unterscheidung der Wasserkraftwerke in drei Kategorien vorzunehmen. Die Kategorie 1 umfasst \ndie grössten Anlagen, namentlich jene der SBB und CKW sowie das Kraftwerk Lucendro. Für sie ist eine \nexplizite Strategie vorzusehen, da bei ihnen der Anteil des Kantons heute sehr tief, die Energieproduktion \ngleichzeitig sehr hoch ist. Für die Anlagen der mittleren Kategorie 2 sowie der kleinen Kategorie 3 wird eine \nKonzessionserneuerung mit den bestehenden Konzessionären vorgeschlagen. Es handelt sich dabei um Ur-\nner Akteure, welche diese Werke in der Vergangenheit erstellt und seither betrieben haben. Allerdings ist \nder Verzicht auf den Heimfall einheitlich zu entschädigen. \n \nDie Bedeutung einer sicheren und preiswerten Energieversorgung hat in letzter Zeit weiter zugenommen. \nDer Ausbau der Winterproduktion wird politisch unterstützt. Andererseits sind in den letzten 15 Jahren \nauch in der Schweiz Grosshandelsmärkte für elektrische Energie entstanden. Die Preisentwicklung an die-\nsen Börsen widerspiegelt den Wert der Energieproduktion, der im Laufe der Zeit sehr unterschiedlich aus-\nfällt. Damit verbunden ist mehr Transparenz sowie Möglichkeiten der Stromvermarktung, die beim Bau der \ngrossen Anlagen vor 60 bis 100 Jahren nicht zur Verfügung standen. \n \nDie Ausübung des Heimfallrechts und die stärkere Beteiligung an den Urner Wasserkraftwerken erlaubt es \ndem Kanton Uri in den nächsten 15 bis 20 Jahren, sich stärker an der Wertschöpfung zu beteiligen. Dabei \ngeht es nicht darum, die Anlagen durch kantonale Angestellte selbst operativ zu betreiben. Der technische \nBetrieb kann dabei ebenso an einen Dienstleister ausgelagert werden wie die Energieverwertung. Es be-\nsteht aber die Möglichkeit, Synergien zwischen den einzelnen Anlagen zu nutzen sowie attraktive Arbeits-\nplätze innerhalb des Kantons zu schaffen bzw. zu erhalten. Der Einsatz geeigneter Instrumente wird es er-\nlauben, die wirtschaftlichen Risiken im Griff zu halten. Der Kanton strebt dabei eine enge Zusammenarbeit \nmit beiden Korporationen an. Es ist dabei wichtig, dass die Urner Wasserrechtsgeber ihre Strategien ab-\nstimmen und damit eine gute Verhandlungsposition aufbauen. Ein grosser Vorteil des Kantons als Aktionär \nist seine langfristige Orientierung. Mit dem Konstrukt der Partnerwerke steht dafür eine bewährte Struktur \nzur Verfügung, welche eine Einbindung weiterer staatlicher oder privater Aktionäre erlaubt.  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 7/39 \n \n\n \n \n\n1 Einleitung \n\nGemäss Bundesverfassung liegt die Gewässerhoheit in der Schweiz bei den Kantonen. In Uri gibt es \n\nnebst den öffentlichen Kantonsgewässern auch öffentliche Korporationsgewässer, über deren Nut-\n\nzung die entsprechende Korporation Uri bzw. Ursern entscheidet1. Der Betrieb eines Wasserkraftwerks \n\nerfordert in der Regel eine gemäss Bundesrecht maximal 80 Jahre dauernde Wassernutzungskonzes-\n\nsion. Beim Konzessionsende besteht für den Konzessionsgeber die Möglichkeit, das Heimfallrecht aus-\n\nzuüben, sofern ein solches Recht in der Konzession bzw. im kantonalen Gesetz vorgesehen ist. \n\n \n\nDies erlaubt es der öffentlichen Hand, beim Auslaufen von Konzessionen eine Neubeurteilung der Lage \n\nvorzunehmen und die Nutzungsrechte allenfalls neu zu regeln. Mehrere Schweizer Kantone haben vor \n\ndiesem Hintergrund eine Wasserkraftstrategie formuliert mit dem Ziel, die Nutzung der Wasserkraft \n\nzu sichern und den innerkantonalen Anteil an der Wertschöpfung zu steigern. Auch der Kanton Uri \n\nbefasst sich seit 2008 konkret mit der strategischen Positionierung hinsichtlich der Wasserkraft. \n\n \n\nBereits in den 1980er Jahren ist anlässlich der Totalrevision der Kantonsverfassung von 1888 im \n\n5. Abschnitt unter dem Überbegriff Lebensraum im Art. 50 zu den öffentlichen Sachen im Abs. 4 fest-\n\ngehalten worden, dass Wasserkräfte, die dem Kanton gehören, nur zur Nutzung verliehen werden dür-\n\nfen, wenn sich der Kanton am Unternehmen des Beliehenen erheblich beteiligen kann2. Die Kantons-\n\nverfassung ist in der Volksabstimmung vom 28. Oktober 1984 angenommen und in der Herbstsession \n\n1985 von den eidgenössischen Räten gewährleistet worden. \n\n \n\nDer vorliegende Bericht, der durch die Kommission Energiepolitik Uri (EPU) erarbeitet wurde, stellt \n\neine Aktualisierung der bereits erarbeiteten Grundlagen dar. Er basiert auf der Eignerstrategie aus dem \n\nJahr 2008, die im Jahr 2015 überprüft und den damaligen Gegebenheiten angepasst wurde. Als Ziele \n\nwurden die Mehrheitsbeteiligung des Kantons Uri an bestehenden und neuen Kraftwerksanlagen so-\n\nwie beim Kraftwerk Lucendro die Gründung eines Partnerwerks mit dem Kanton Tessin favorisiert.  \n\n \n\nDie zwischenzeitlich veränderten Rahmenbedingungen und Erfolge wurden im aktuellen Prozess ein-\n\nbezogen. Als wesentliche Bestandteile fallen darunter die im Juni 2022 erlangte Mehrheitsbeteiligung \n\nder öffentlichen Urner Hand bei energieUri sowie die Ende 2024 erzielte Einigung zum Heimfall und \n\nzum künftigen Betrieb des Lucendro-Kraftwerks. Damit wurde die bestehende Strategie ergänzt und \n\ngeschärft, damit dem Regierungsrat eine solide Grundlage für künftige Entscheidfindungen und Ver-\n\nhandlungen zur Verfügung steht. Dies einerseits als Basis für die Vorbereitung der anstehenden Heim-\n\nfälle beim Auslaufen bestehender Konzessionen, andererseits auch als Handlungsanleitung für künf-\n\ntige Konzessionsvergaben. Der Kanton Uri tritt bei Kraftwerken mit mehreren Konzessionsgebern in \n\nenger Zusammenarbeit mit den Korporationen auf. Der Regierungsrat will im Rahmen der verfassungs-\n\nmässigen Zuständigkeitsordnung grundsätzlich geeint mit den Korporationen auftreten. Selbstredend \n\nhaben die Kantonsinteressen bei der Einräumung von kantonalen Nutzungsrechten gegenüber allfällig \n\ndivergierenden Interessen dieser Dritten Vorrang. Die Abwägung erfolgt daher in jedem Einzelfall. Da-\n\nbei findet die Strategie unmittelbar Anwendung bei der Klärung der noch offenen Fragen rund um die \n\nÜbergangsphase und die Konzessionserneuerung beim Kraftwerk Lucendro.   \n\n                                                   \n1 Gemäss Art. 15 Gewässernutzungsgesetz (GNG) bedürfen eigene oder verliehene Wasserkraftnutzungen der Korporatio-\nnen zur Energieerzeugung oder zur Pumpspeicherung der Genehmigung durch den Regierungsrat. \n2 vgl. BBl 1985 II 621 \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 8/39 \n \n\n \n \n\n2 Ausgangslage \n\n2.1 Gesamtenergiestrategie Uri 2008 \n\nDie Gesamtenergiestrategie Uri aus dem Jahr 2008 enthält eine umfassende Darstellung der energie-\n\npolitischen Ausgangslage. Eine wesentliche Komponente bildet dabei auch die Nutzung der Wasser-\n\nkraft. Bereits damals wurde festgestellt, dass der Kanton nur in geringem Umfang an der Wertschöp-\n\nfung partizipiert. \n\n2.2 Schutz- und Nutzungskonzept Erneuerbare Energien (SNEE) \n\nIm Rahmen einer Überarbeitung der Gesamtenergiestrategie ist ab 2012 das Schutz- und Nutzungs-\n\nkonzept Erneuerbare Energien (SNEE) entwickelt worden. Es legt fest, welche Gebiete für die Nutzung \n\nder erneuerbaren Energiequellen Wasserkraft, Windenergie und Photovoltaik infrage kommen. Im Be-\n\nreich Wasserkraft wird der Kanton in drei Teilbereiche unterteilt. In jedem von ihnen sind Gewässer-\n\nstrecken definiert worden, an denen eine Nutzung möglich ist, ggf. mit erhöhten Anforderungen sowie \n\nsolche, an denen eine Nutzung ausgeschlossen ist bzw. darauf verzichtet wird. Im Jahr 2013 ist das \n\nSNEE angepasst worden. \n\n \n\nDas Ziel der Gesamtenergiestrategie 2008 lag bei einer Steigerung der Produktion aus Wasserkraft um \n\n10% resp. jährlich 155 GWh. Davon sollen 100 GWh aus neuen Kraftwerken an bisher ungenutzten \n\nGewässern stammen, die im Rahmen des SNEE realisiert werden. Das restliche Potenzial stammt aus \n\nder Optimierung der Reusskaskade (50 GWh) und Kraftwerke ohne ökologische Beeinträchtigungen \n\n(Dotier-, Trink- und Abwassernutzung, 5 GWh). Seit der Einführung des SNEE 2012 sind insgesamt 14 \n\nWasserkraftwerke neu gebaut oder erweitert worden. Die Gesamtproduktion dieser Anlagen beträgt \n\njährlich über 100 GWh, wobei der grösste Teil der Erzeugung in den Sommermonaten anfällt. Das Ziel \n\nvon 2008 ist damit noch nicht vollständig erfüllt. Als nächstes Werk wird das KW Meiental voraussicht-\n\nlich 2028 in Betrieb gehen, wobei mit einer Jahresproduktion von ca. 32 GWh gerechnet wird. \n\n \n\nDie Anlagen sind allesamt als Partnerwerk mit mehreren Aktionären organisiert und profitieren von \n\nder nationalen Förderung über das Einspeisevergütungssystem (EVS)3. Da die Korporation Uri durch \n\ndas SNEE teilweise auf die Nutzung eigener Gewässer sowie auf den Bau von Wind- und freistehenden \n\nSolaranlagen verzichtet hat, konnte sie sich an drei Partnerwerken beteiligen, die Gewässer des Kan-\n\ntons nutzen. Zudem profitiert sie von den Wasserzinszahlungen jener Anlagen, die an Korporationsge-\n\nwässern realisiert worden sind. \n\n2.3 Konzessionsende Kraftwerk Lucendro \n\nIn den Zentralen Airolo und Sella wird Wasser aus den Kantonen Uri und Tessin zur Stromproduktion \n\ngenutzt. Die Atel (heute Alpiq) erstellte und betrieb die Kraftwerkanlagen. Die durch die Kantone Uri \n\nund Tessin erteilten Konzessionen endeten am 31. Dezember 2024. Beide Kantonsparlamente haben \n\nsich mit dieser Frage auseinandergesetzt und 2013 entschieden, die Konzessionen nicht zu verlängern \n\nsowie den Heimfall auszuüben. \n\n \n\n                                                   \n3 vgl. Art. 19ff Energiegesetz des Bundes (EnG, SR 730.0) \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 9/39 \n \n\n \n \n\n2015 verkaufte die Alpiq die Anlage an die Azienda Elettrica Ticinese (AET). Die AET ist eine selbststän-\n\ndige öffentlich-rechtliche Anstalt des Kantons Tessin, die im Bereich der Erzeugung, der Verteilung und \n\ndem Verkauf von elektrischer Energie tätig ist4. \n\n \n\nNachdem Differenzen zwischen den beiden Kantonen über die Höhe der jeweiligen Anteilsrechte auf-\n\ngetreten sind, ist das für solche Fälle zuständige Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kom-\n\nmunikation (UVEK) beigezogen worden5. Am 1. November 2024 ist durch die Vermittlung von Bundes-\n\nrat Albert Rösti, Vorstehers des UVEK, eine Einigung erzielt worden. Die Vereinbarung zwischen den \n\nbeiden Kantonsregierungen hält im Grundsatz fest, dass sich Aktienanteile an der künftigen Betreiber-\n\ngesellschaft je hälftig auf beide Kantone verteilen. Von der produzierten Energie hat der Kanton Uri \n\nAnspruch auf 57%. Er übernimmt ausserdem die kaufmännische Geschäftsführung, während der Kan-\n\nton Tessin für die Sicherstellung des technischen Betriebs verantwortlich ist. Mit der Kompromisslö-\n\nsung konnte ein Rechtsstreit über das Konzessionsende hinaus verhindert werden. \n\n \n\nAb dem 1. Januar 2025 wird die Anlage, gestützt auf einen Entscheid des UVEK, von der bisherigen \n\nLucendro SA provisorisch weiterbetrieben. Diese Regelung gilt bis zur Erteilung der neuen Konzession, \n\nmaximal drei Jahre. \n\n2.4 Eignerstrategie für Wasserkraftkonzessionen 2015 \n\nGleichzeitig mit dem im Jahr 2013 gefällten Vorentscheid des Urner Landrats zum Heimfall Lucendro \n\nist auch die Eignerstrategie Wasserkraft aktualisiert worden. Darin sind neun Handlungsoptionen skiz-\n\nziert worden, die aus Sicht der damaligen Beteiligungs- und Bezugsverhältnisse zu betrachten sind. Sie \n\nlassen sich verkürzt mit folgenden Schlagworten zusammenfassen: \n\n \n\nA B C D E F G H1/H2 I1/I2 \n\nRückzug Rückzug mit \nFokus auf Ab-\n\ngaben \n\nStatus Quo \nFokus auf Ab-\n\ngaben \n\nEnergie \nbezug 20% \n\nMinderheits-\nbeteiligung \n\nMehrheits-\nbeteiligung \n\nEigennutzung Beteiligung \nenergieUri \n\nkantonale \nGesellschaft \n\nTabelle 1: Strategien 2015 \n\n \n\nAlle Strategien wurden damals einer umfassenden Evaluation unterzogen. Schliesslich entschied sich \n\nder Regierungsrat bei bestehenden Anlagen für folgende Ziele: \n\n Beim Konzessionsende bestehender Kraftwerkanlagen strebt der Kanton Uri mindestens eine \n\nMehrheitsbeteiligung an der zukünftigen Nutzung der Wasserkraft an, sofern die Umsetzung des \n\nProjekts aus Sicht des Kantons Uri wirtschaftlich ist. Ob eine Mehrheitsbeteiligung oder die Ei-\n\ngennutzung des Wassers im Hoheitsgebiet des Kantons Uri angestrebt wird, hängt von der Be-\n\nurteilung der Chancen und Risiken im Einzelfall ab (Strategie F). \n\n Beim Kraftwerk Lucendro ist die Gründung eines Partnerwerks mit dem Kanton Tessin zu favo-\n\nrisieren (Strategie G). \n\n \n\n                                                   \n4 Gemäss dem Tessiner Wasserrechtsgesetz (Legge sull’utilizzazione delle acque, RL 721.100) übt der Kanton Tessin beim \nKonzessionsende den Heimfall aus (Art. 17) und vergibt die Konzession bei Anlagen über 1.5 MW Bruttoleistung ausschliess-\nlich an einen Konzessionär, der sich vollständig oder mehrheitlich im Eigentum des Kantons befindet (Art. 18). \n5 vgl. Art. 6 WRG \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 10/39 \n \n\n \n \n\nDie Ziele spiegeln sind auch im erwähnten Art. 50 der Kantonsverfassung, wonach der Kanton nur dann \n\nWasserrechte verleiht, wenn er sich an der Gesellschaft erheblich beteiligen kann. Es handelt sich da-\n\nbei allerdings um ein explizites Recht des Kantons, keine unbedingte Pflicht. Einen Spezialfall stellen in \n\ndieser Hinsicht die Kraftwerke der SBB dar. Der Kanton Uri war früher bereits an der Kraftwerk Amsteg \n\nAG sowie der Kraftwerk Wassen AG beteiligt. Im Jahr 2021 sind die Kraftwerkanlagen dieser beiden \n\nGesellschaften in die SBB integriert und die AGs liquidiert worden. Damit die Verfolgung der in Art. 50 \n\nder Kantonsverfassung formulierten Ziele weiterhin sichergestellt werden kann, ist ein Bezugsrecht \n\nbeibehalten worden. \n\n2.5 Erfolgskontrolle der Gesamtenergiestrategie \n\nDie im Jahr 2022 durchgeführte Erfolgskontrolle der Urner Gesamtenergiestrategie 2008 hat ergeben, \n\ndass im Bereich Wasserkraft das vorhandene Potenzial weitgehend ausgeschöpft ist6. Im Zentrum \n\nsteht deshalb die optimierte Nutzung der Reusskaskade. \n\n \n\nDie daraus resultierende Gesamtenergiestrategie 2030 ist abgestimmt mit dem Klimaschutz-Konzept \n\nsowie den Vorgaben des Bundes (Reduktion der Treibhausgasemissionen auf Netto-Null bis 2050). In \n\nder Strategie werden für sieben Teilbereiche qualitative Ziele formuliert, die bis 2050 zu erreichen sind. \n\nDas zweite Ziel unter dem Titel Ausnützung des Wasserkraftpotenzials beinhaltet zwei Aspekte: \n\n Das Wasserkraftpotenzial wird in Einklang mit den schutzwürdigen Interessen von Natur und \n\nUmwelt vollständig ausgeschöpft (WK-1). \n\n Die Stellung der öffentlichen Hand bei der Wasserkraftnutzung wird erhöht und eine marktge-\n\nrechte Entschädigung erzielt (WK-2). \n\n \n\nDie Gesamtenergiestrategie enthält bezüglich der Wasserkraftnutzung Aussagen zu den Produktions-\n\nmöglichkeiten, zur Strompreisentwicklung sowie zum Wasserzins. Ausserdem sind den beiden Zielen \n\nje zwei Massnahmen zugeordnet. \n\n \n\nDie optimierte Nutzung der Reusskaskade beinhaltet die Erhöhung des Staudamms in der Göschener-\n\nalp um 15 Meter sowie die Erhöhung der Ausbauwassermenge auf der Kraftwerkstufe Göschenen- \n\nWassen (Massnahme WK-1a). Bei der Ermittlung der Potenziale für Kleinstkraftwerke in Gewässern \n\nohne ökologisches Potenzial sowie aus Nebennutzungsanlagen (Trink- und Abwasserturbinierung so-\n\nwie Dotierkraftwerke) unterstützt der Kanton die Gemeinden und Korporationen (Massnahme WK-\n\n1b).  \n\n \n\nZur Umsetzung der Eignerstrategie Wasserkraft 2015 wird die Mehrheitsbeteiligung der öffentlichen \n\nHand am energieUri (Massnahme WK-2a) sowie die bestmögliche Vermarktung von Beteiligungsener-\n\ngie und Energiebezugsrechten angestrebt (Massnahme WK-2b). \n\n \n\n                                                   \n6 Identifiziert wurde einzig noch ein Potenzial im Meiental. Das entsprechende Kraftwerk mit einer Jahresproduktion von ca. \n30 GWh befindet sich in der Realisierung. \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 11/39 \n \n\n \n \n\n2.6 Beteiligungserhöhung bei energieUri \n\nZur Erreichung des langfristigen Ziels einer stärkeren Beteiligung des Kantons an energieUri haben der \n\nKanton Uri, energieUri und CKW im Dezember 2020 eine Vereinbarung unterzeichnet, die zu einer \n\nschrittweisen Erhöhung auf 40% (Zielwert) führen soll7. \n\n \n\nIm Januar 2021 hat der Regierungsrat Bericht und Antrag vorgelegt für einen Vorentscheid zur Konzes-\n\nsionsvergabe Kraftwerk Lucendro. Darin sah er vor, den Anteil des Kantons Uri an energieUri zu verge-\n\nben. Im Gegenzug würde der Kanton seinen Anteil an energieUri von 29% auf 34% erhöhen. Im Bericht \n\nwurden 48% als mittelfristiges und eine Mehrheitsbeteiligung als langfristiges Ziel genannt. Der Land-\n\nrat hat am 26. Mai 2021 auf Antrag der Baukommission das Geschäft mit drei Direktiven an den Regie-\n\nrungsrat zurückgewiesen. Verlangt wurden erneute Verhandlungen mit CKW bzw. ihrer Muttergesell-\n\nschaft Axpo, um eine verbindliche Zusage mit Zeitplan für eine Mehrheit der öffentlichen Hand an \n\nenergieUri zu erhalten. \n\n \n\nIm Frühjahr 2023 haben der Kanton und die Korporation Uri nach langwierigen Verhandlungen zusätz-\n\nliche Anteile an der energieUri AG erwerben können. Die bisherige Mehrheitsaktionärin CKW redu-\n\nzierte ihren Anteil von 62% auf 10%. Als neuer strategischer Partner ist Swiss Life mit einem Drittel der \n\nAktien hinzugekommen. Den Gemeinden wurden Aktienanteile zum Kauf angeboten, einzelne haben \n\ndavon Gebrauch gemacht. Allerdings sind nicht alle dafür vorgesehenen Anteile abgerufen worden, \n\nweshalb der Kanton auf einen Anteil von 37% anstelle der ursprünglichen 34% kommt. \n\n \n\n \nAbbildung 1: Aktionäre von energieUri bis 2023 und seit 2023 \n\n \n\n  \n\n                                                   \n7 vgl. Amtsblatt Nr. 1 vom 8. Januar 2021, S. 13 \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 12/39 \n \n\n \n \n\nGemeinsam haben heute der Kanton und die Korporation Uri die angestrebte Mehrheitsbeteiligung \n\nder öffentlichen Hand damit erreicht. Dies bedeutet jedoch nicht, dass sämtliche Aktionäre jederzeit \n\ndie gleichen Interessen verfolgen. Beim Kanton spielen bspw. nebst den energie- und finanzpolitischen \n\nInteressen auch regionalpolitische Faktoren eine Rolle. \n\n \n\nDas Ziel für eine Mehrheitsbeteiligung der öffentlichen Hand an der energieUri AG war die Sicherstel-\n\nlung der Stromversorgung im Kanton Uri, der Erhalt von Arbeitsplätzen, die Stärkung des Wirtschafts-\n\nstandorts Uri sowie eine höhere Partizipation an den Einnahmen der Energieproduktion. Mit der Mehr-\n\nheitsbeteiligung an der energieUri AG erhielt die öffentliche Hand somit ein Gefäss für die zukünftige \n\nNutzung der Urner Wasserkraft, welches eine optimale Wertschöpfung für den Kanton Uri sicherstellt. \n\n2.7 Vorstösse im Landrat \n\nAuch das Kantonsparlament hat sich immer wieder mit energiepolitischen Fragestellungen zu befas-\n\nsen, unter anderem aufgrund von eingereichten Vorstössen. \n\n \n\nEin Postulat vom 9. Dezember 2022 unter dem Titel «Bessere Grundversorgung mit Strom im Winter \n\nfür alle Urnerinnen und Urner» fordert im Hinblick auf das Konzessionsende Lucendro, dass die künf-\n\ntigen Energiebezugsrechte aus dieser Anlage primär zur Sicherung und Verbesserung der Grundver-\n\nsorgung im Einzugsgebiet der drei Urner Stromversorgungsunternehmen eingesetzt werden. Der Kan-\n\nton soll lediglich die verbleibenden Beteiligungs- und Energiebezugsrechte bestmöglich verwerten. Der \n\nRegierungsrat hat die Überweisung des Postulats empfohlen, damit der Gegenstand geprüft und dar-\n\nüber im Rahmen der Eignerstrategie Wasserkraft Bericht erstattet werden kann. \n\n \n\nEine Interpellation mit dem Titel «Zur Public Corporate Governance im Verhältnis zur EWA-energieUri \n\nAG» vom 6. September 2023 hat Fragen gestellt zur Einsitznahme des Kantons im Verwaltungsrat (VR) \n\ndes erwähnten EVU. Der Regierungsrat hat die Fragen am 19. Dezember 2023 mit Verweis auf die \n\nPublic Corporate Governance Richtlinien (PCG-Richtlinien) beantwortet. So ist der Kanton zwar mit \n\nzwei Regierungsräten im VR vertreten, der Baudirektor ist für ein solches Mandat jedoch ausdrücklich \n\nnicht vorgesehen. Als für die Energiepolitik und damit auch die Verleihung von Wasserrechtskonzessi-\n\nonen zuständiges Mitglied des Regierungsrats würden sich unweigerlich Interessenkonflikte ergeben. \n\n \n\nEbenfalls anlässlich der Landratssitzung vom 6. September 2023 eingereicht worden ist eine weitere \n\nInterpellation «über die Strategie der Mehrheitsbeteiligung der öffentlichen Hand an EWA-energi-\n\neUri». Darin werden konkrete Fragen zur Wahrung der öffentlichen Interessen im Zusammenhang mit \n\nkünftigen Konzessionsvergaben sowie der Vertretung im Verwaltungsrat von energieUri gestellt. Es \n\nwird explizit auf mögliche Spannungsfelder zwischen den wirtschaftlichen Interessen der Unterneh-\n\nmung und den Interessen der Öffentlichkeit hingewiesen. Die Beantwortung dieses Vorstosses wird im \n\nNachgang zur Überarbeitung der Eignerstrategie des Kantons für energieUri erfolgen. \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 13/39 \n \n\n \n \n\n3 Wertschöpfungskette Wasserkraft \n\n3.1 Übersicht aus Sicht des Staates \n\nDie Wasserkraftnutzung erfordert gemäss dem Recht des Bundes sowie des Kantons Uri eine Konzes-\n\nsion8. Die Konzession wird dem Kraftwerkeigentümer erteilt (Konzessionär), welcher in der Regel eine \n\njuristische Person ist. Die Erteilung einer Wasserrechtskonzession ist Teil des hoheitlichen staatlichen \n\nHandelns. Dieses kann nicht an Private delegiert werden. Eigentum und Betrieb einer Kraftwerkanlage \n\nsowie Verwertung der produzierten Energie gehören hingegen in die Sphäre der wettbewerblich orga-\n\nnisierten Wirtschaft (Abbildung 2). \n\n \n\n \nAbbildung 2: Rollen im Kontext einer Wasserrechtskonzession \n\n \n\nDer Staat kann auch im wettbewerblichen Bereich aktiv werden. Dabei gelten für ihn jedoch die glei-\n\nchen Regeln wie für private Akteure. Umso wichtiger ist es, die Rollen des Staates sowie der Ziele, die \n\ner mit einer Beteiligung verfolgt, klar zu definieren. Dies ist Teil einer modernen Public Corporate \n\nGovernance. \n\n \n\n3.2 Konzessionsgeber \n\nFür die Erteilung einer Konzession sind die Bestimmungen des Wasserrechtsgesetzes des Bundes \n\n(WRG) sowie das kantonale Gewässernutzungsgesetz (GNG) massgebend. Die Konzession enthält zahl-\n\nreiche Vorgaben und Festlegungen. Im vorliegenden Kontext von Interesse sind Regelungen betreffend \n\nden Wasserzins, die Beteiligung des Kantons am Kraftwerkunternehmen, die Vorzugs- bzw. Gratise-\n\nnergielieferungen und der Heimfall. An der Kompetenzverteilung bei der Erteilung von Wasserrechts-\n\nkonzessionen (hoheitlicher Teil gemäss Abbildung 2) soll nichts geändert werden. Der vorliegende Be-\n\nricht befasst sich deshalb schwergewichtig mit dem wettbewerblichen Teil der Wasserkraftnutzung. \n\nDamit diese Optionen dem Kanton überhaupt offenstehen, ist das Bestehen eines Heimfallrechts die \n\nVoraussetzung. Dies ist in sämtlichen relevanten Konzessionen enthalten. \n\n                                                   \n8 Art. 50 der Kantonsverfassung \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 14/39 \n \n\n \n \n\n3.3 Konzessionär \n\nEine Konzession kann erteilt werden an eine natürliche oder juristische Person, eine Personengemein-\n\nschaft oder eine Körperschaft des öffentlichen Rechts. Konzessionen an natürliche Personen oder an \n\nPersonengemeinschaften kommen praktisch nicht (mehr) vor. Wasserkraftwerke sind kapitalintensive \n\nAnlagen, verbunden mit hohen Investitionen und langen Abschreibungsdauern. In der Vergangenheit \n\nhaben sich für die Realisierung von grösseren Kraftwerkprojekten meist mehrere Elektrizitätsunter-\n\nnehmen zu einem Partnerwerk zusammengeschlossen. In diesen Fällen ist die entsprechende Aktien-\n\ngesellschaft Konzessionärin. \n\n \n\nIn jüngerer Zeit sind im Kanton Uri auch die kleineren Anlagen, die auf Basis des SNEE realisiert worden \n\nsind, als Partnerwerke ausgestaltet worden. Nebst dem Projektanten sind daran wahlweise auch der \n\nKanton Uri, die Korporation Uri, einzelne Gemeinden und ggf. Dritte beteiligt. Diese Anlagen setzen \n\nihre Energieproduktion über das Einspeisevergütungssystem ab (vgl. Tabelle 2). \n\n \n\nTeilweise befinden sich Wasserkraftwerke im alleinigen Eigentum der lokalen Energieversorger. So-\n\nwohl das Elektrizitätswerk Ursern (EWU) der Korporation Ursern als auch die Gemeindewerke Erstfeld \n\n(GWE) und das Elektrizitätswerk Göschenen (EWG) sind als öffentlich-rechtliche Anstalten ausgestaltet \n\nund die entsprechenden Wasserkraftwerke in die Unternehmung integriert9. In Einzelfällen sind Was-\n\nserkraftwerke von Privaten erstellt worden. All diese Werke benötigen ebenfalls eine Wasserrechts-\n\nkonzession. \n\n \n\n3.4 Kraftwerkbetrieb \n\nDer Kraftwerksbetrieb umfasst eine technische und eine administrative Seite, die unter Umständen \n\ngetrennt voneinander wahrgenommen werden können. \n\n \n\nDer technische Betrieb eines Kraftwerks umfasst laufende Wartungsarbeiten (Inspektion, Instandhal-\n\ntung, Instandsetzung etc.) sowie periodische Revisionen. Diese Arbeiten werden durch technisches \n\nPersonal durchgeführt, welches je nachdem für eine oder mehrere Anlagen zuständig ist. Bei Störun-\n\ngen ist eine rasche Intervention vor Ort wichtig. Jede Wasserkraftanlage ist einzigartig in ihrer Anla-\n\ngenkonfiguration. Kenntnisse der Besonderheiten sind deshalb für diese Tätigkeiten ebenfalls unab-\n\ndingbar. Durch die zunehmende Automatisierung und Fernsteuerung der Anlagen hat die physische \n\nPräsenz vor Ort zwar abgenommen, auf sie kann aber nicht vollständig verzichtet werden. Es ist aber \n\nmöglich, dass Betriebsmannschaften für den Unterhalt mehrerer Anlagen in einer Region zuständig \n\nsind und dadurch Synergien nutzen. Für periodische Revisionen, welche alle paar Jahre stattfinden, \n\nwerden schliesslich externe Spezialisten beigezogen. \n\n \n\nZum administrativen Teil zählt die Geschäftsführung, welche nebst der eigentlichen Führung auch Per-\n\nsonal, Rechnungswesen, Berichterstattung und allgemeine Administration umfasst. Hinzu kommt die \n\nPlanung von Revisionen, Ersatzinvestitionen oder allfälligen Erweiterungen. Gewisse Stabsfunktionen \n\n                                                   \n9 Das EWG-eigene Wasserkraftwerk wurde 1959 an die neu gegründete Kraftwerk Göschenen AG (KWG) verpachtet. 2016 \nnahm das Kleinwasserkraftwerk Sagenbach Abfrutt seinen Betrieb auf. Es befindet sich bis 2041 im System der Einspeise-\nvergütung. \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 15/39 \n \n\n \n \n\nwie Interessenvertretung, Rechtswesen, Unternehmensentwicklung und -kommunikation werden sel-\n\nten von einer Kraftwerkgesellschaft selbst wahrgenommen. Dafür zuständig ist allenfalls die Mutter-\n\ngesellschaft. \n\n3.5 Kraftwerkseinsatz und Energieverwertung \n\nDer technische Kraftwerkeinsatz umfasst den Einsatz der einzelnen Maschinengruppen aufgrund von \n\nvorgängig erstellten Programmen (Fahrplan). Jeder bezugsberechtigte Partner meldet dafür seinen \n\nEnergiebedarf in ¼-stündlicher Auflösung an. Dabei sind bestehende Restriktionen wie Seestände, die \n\nVerfügbarkeit der Anlagen oder die Vorhaltung von Systemdienstleistungen zu berücksichtigen. Bei \n\nPartnerwerken ist jeweils einer der Aktionäre für den Kraftwerkeinsatz zuständig. Die Kraftwerke sind \n\nheutzutage aus der Ferne steuerbar. In der Regel koordinieren die grossen Wasserkraftbetreiber den \n\nEinsatz ihres gesamten Portfolios von einer zentralen Leitstelle aus. Dies bedeutet auch, dass eine Ge-\n\nsamtbetrachtung stattfindet und die anteilige Produktion für die einzelnen Partner nicht zwingend zu \n\njeder Zeit mit dem eingereichten Fahrplan übereinstimmt. Die Übereinstimmung von Bestellung und \n\nLieferung wird über das Bilanzgruppenmanagement sichergestellt. \n\n \n\nDie produzierte und mittels Fahrplänen an die einzelnen Partner gelieferte Energie kann von diesen \n\neigenständig verwertet werden. Dabei stehen ihnen mehrere Optionen offen. Nebst dem Absatz in \n\neinem Fördersystem oder der direkten Belieferung von eigenen Endkunden steht zunehmend der Ab-\n\nsatz am Grosshandelsmarkt im Zentrum. Dabei gilt es, die hydrologischen Verhältnisse einerseits und \n\ndie Marktpreise andererseits zu berücksichtigen. Zur Optimierung der Produktion aus betriebswirt-\n\nschaftlicher Sicht sind deshalb profunde Marktkenntnisse und der Zugang zu aktuellen Markt- und me-\n\nteorologischen Prognosedaten notwendig. Grosse EVU nehmen diese Aufgabe mit eigenen Handels-\n\nabteilungen wahr. Die öffentliche Hand als Aktionär kann hingegen einen Dienstleister damit \n\nbeauftragen. \n\n \n\nIn der Folge werden drei unterschiedliche Modelle der Energieverwertung kurz skizziert, die alle in der \n\nSchweiz bei der Vermarktung von Wasserkraftwerken zum Einsatz kommen. Die Gestehungskosten \n\nwerden einheitlich durch die graue Linie symbolisiert, die Nettoeinnahmen durch die grüne Fläche.  \n\n \n\nBeim Absatz zu Marktpreisen schwanken die Einnahmen im zeitlichen Verlauf (Abbildung 3). Damit \n\nkann direkt von einer positiven Marktentwicklung profitiert werden. Umgekehrt bieten fallende Preise \n\nimmer auch Risiken. \n\n \n\n \nAbbildung 3: Schematische Darstellung Absatz zu Marktpreisen \n\n \n\nBeim Abschluss eines langfristigen Abnahmevertrags spielt das Niveau der Marktpreise im Zeitpunkt \n\ndes Vertragsabschlusses eine Rolle, anschliessend gilt jedoch der vereinbarte Vertragspreis (blaue Linie \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 16/39 \n \n\n \n \n\nin Abbildung 4), unabhängig von der weiteren Preisentwicklung auf dem Grosshandelsmarkt. Solche \n\nVerträge können über einen längeren Zeitraum abgeschlossen werden, bspw. über 10 Jahre. Während \n\ndieser Zeit herrscht Planungssicherheit bezüglich der Einnahmen. \n\n \n\n \nAbbildung 4: Schematische Darstellung langfristiger Abnahmevertrag \n\n \n\nEbenfalls eine gute Planbarkeit besteht beim fixen Aufgeld (Abbildung 5). Dieses ist komplett unab-\n\nhängig sowohl von der Höhe der Gestehungskosten als auch vom Marktpreis. Gleichzeitig kann in Pha-\n\nsen hoher Marktpreise nicht von diesen profitiert werden. \n\n \n\n \nAbbildung 5: Schematische Darstellung fixes Aufgeld \n\n \n\nDie oben beschriebenen Modelle können auch als Mischformen zur Anwendung gelangen. Von hohem \n\nInteresse für den Konzessionsgeber sind insbesondere auch Energiebezugsrechte (als Optionen auch \n\nohne Beteiligung) oder die Lieferung von Vorzugs- oder Gratisenergie. Einige bestehende Urner Kon-\n\nzessionen sehen derartige Verpflichtungen zulasten der Konzessionäre vor (Göscheneralp-Konzession, \n\nIsenthaler-Konzession). Derartige Modelle finden bis heute selbst in jüngeren Konzessionen in der \n\nSchweiz Eingang (Sihlseekonzession). Diese Abgeltungsformen sollen daher auch künftig in Uri beste-\n\nhen bleiben bzw. abhängig vom wirtschaftlichen Nutzen der Konzession im Einzelfall ausgehandelt \n\nwerden. \n\n \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 17/39 \n \n\n \n \n\n4 Wasserkraftnutzung im Kanton Uri \n\n4.1 Übersicht \n\nIn Abbildung 6 sind sämtliche Wasserkraftwerke gemäss Wasserkraftstatistik (WASTA) des Bundes-\n\namts für Energie (BFE) enthalten, welche über eine Konzession des Kantons oder der Korporationen \n\nverfügen und einen Urner Hoheitsanteil aufweisen10. \n\n \nAbbildung 6: Karte der Wasserkraftnutzung in Uri \n\n \n\n                                                   \n10 Nicht in der Abbildung enthalten sind die Kraftwerke Realp und Bannwald, da sie gemäss WASTA über ein unbefristetes \nRecht verfügen sowie die Anlagen Fätschbach und KLL, die teilweise Wasser aus Uri nutzen, deren Hoheitsanteil in der \nWASTA aber mit 100% Glarus ausgewiesen ist. \n \n\nKantonsgewässer\n\ngenutzte Gewässer der Korporation Uri\n\ngenutzte Gewässer der Korporation Ursern\n\n1\n\n2\n\n11\n\n20\n\n17\n\n5\n\n9\n\n2\n\n8\n\n13\n\n21\n\n18\n\n14\n\n3\n\n19\n\n25\n\n15\n\n6\n\n7 22\n\n16\n12\n\n24\n\n4\n\n23\n\n26\n\n10\n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 18/39 \n \n\n \n \n\nDie Legende der einzelnen Nummern findet sich in Tabelle 2. Dort ist nebst der Konzessionärin auch \n\nder Hoheitsanteil der Urner Gewässereigentümer (Kanton, Korporation Uri und Korporation Ursern) \n\naufgeführt. Aus der letzten Spalte ist ersichtlich, welche Anlagen derzeit von der Förderung des Bundes \n\nprofitieren (Einspeisevergütungssystem, EVS). \n\n \n\n Konzessionärin Anlage Anteil UR EVS \n\n Lucendro SA Zentrale Airolo 55%  \n\n ebs Energie AG Zentralen Hüribach & Sahli 6%  \n\n energieUri AG Zentrale Isenthal (Bolzbach) 100%  \n\n energieUri AG Zentrale Kleintal (Isenthal) 100%  \n\n Elektrizitätswerk Ursern Zentrale Oberalp 100%  \n\n Gemeindewerke Erstfeld Zentralen Bocki 1 & 2 100%  \n\n Schweizerische Bundesbahnen SBB Zentrale Amsteg (inkl. Regulierzentrale) 100%  \n\n Schweizerische Bundesbahnen SBB Zentrale Wassen (inkl. Dotierzentrale) 100%  \n\n Kraftwerk Göschenen AG Zentrale Göschenen (zwei Anlagen) 100%  \n\n Elektrizitätswerk Göschenen Zentrale Göschenen (Unterdorf) 100%  \n\n Ritom SA Zentrale Ritom 29%  \n\n Kleinwasser-Kraftwerk Aesch GmbH Zentrale Äsch 100%  \n\n energieUri AG Zentrale Stäubenwald 100% EVS \n\n energieUri AG Zentrale Arniberg 100%  \n\n energieUri AG Zentrale Bürglen (2 Anlagen) 100%  \n\n Kraftwerk Schächental AG Zentrale Unterschächen 100%  \n\n Elektrizitätswerk Ursern Zentrale Hospental 100%  \n\n KW Seedorf AG Zentrale Bolzbach (Chuchibach) 100% EVS \n\n Kraftwerk Palanggenbach AG Zentrale Bodenwald 100% EVS \n\n Elektrizitätswerk Ursern Zentrale Realp II 100% EVS \n\n Kraftwerk Gurtnellen AG Zentrale Gurtnellen 100% EVS \n\n Kraftwerk Bristen AG Zentrale Schattigmatt, Bristen 100% EVS \n\n KW Fellitobel AG Zentrale Fellitobel 100% EVS \n\n Kraftwerk Erstfeldertal AG Zentrale Erstfeldertal 100% EVS \n\n Kraftwerk Schächen AG Zentrale Schächen, Schattdorf 100% EVS \n\n Kraftwerk Meiental AG Inbetriebnahme 2028 geplant 100% EVS \n\nTabelle 2: Liste der Wasserkraftwerke (Legende zur Karte in Abbildung 6) \n\n  \n\n1\n\n2\n\n3\n\n4\n\n5\n\n6\n\n7\n\n8\n\n9\n\n10\n\n11\n\n12\n\n13\n\n14\n\n15\n\n16\n\n17\n\n18\n\n19\n\n20\n\n21\n\n22\n\n23\n\n24\n\n25\n\n26\n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 19/39 \n \n\n \n \n\nDie Anlagen sind gemäss ihrem Konzessionsende sortiert. Beim Kraftwerk Lucendro ist dies wie bereits \n\nerwähnt schon Ende 2024 der Fall. Die Konzessionen der Reusskaskade enden 2043. Die neusten Kraft-\n\nwerke laufen hingegen noch bis zum Ende dieses Jahrhunderts \n\n \nAbbildung 7: Laufzeiten Konzessionen der Kraftwerke in Uri \n\n \n\nIn Abbildung 7 haben die Farben folgende Bedeutung: \n\n Hellgrau sind Konzessionen11, die bereits abgelaufen sind. \n\n Die Gewässer des Kantons Uri sind gelb markiert, jene der Korporation Uri blau und der Korpo-\n\nration Ursern grün. \n\n Bei Konzessionen mit einem dunkelgrauen Anteil handelt es sich um Gewässer, die mehrere \n\nKantone betreffen. Die entsprechenden Zentralen liegen dabei nicht im Kanton Uri. \n\n \n\nNebst den 26 aufgeführten Anlagen existieren weitere Wasserkraftnutzungen. Diese erscheinen aller-\n\ndings nicht in der Wasserkraftstatistik des BFE, da ihre installierte Leistung weniger als 300 kW beträgt. \n\n \n\nIn den nächsten Abschnitten wird eine Kategorisierung der Anlagen vorgenommen. \n\n                                                   \n11 Die Anlage  Seedorf (Bolzbach) verfügt gemäss Wasserkraftstatistik nicht über eine Konzession, sondern eine «andere \nRechtsgrundlage». Diese ist im Gegensatz zur Anlage Bannwald (Altdorf, WVA) jedoch befristet, analog zu einer Konzession. \n \n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\n1900 2100\n\nBocki 1\n\nGöschenen (KWG)Göschenen (KWG)\n\nAmstegAmsteg\n\nMuota\n\nLucendro\n\nKleintal\n\nWassenWassen\n\nBocki 1 & 2\n\nOberalp\n\nIsenthal (Bolzbach)\n\n1\n\n2\n\n3\n\n4\n\n5\n\n6\n\n7\n\n8\n\n9\n\n10\n\n12\n\n13\n\n14\n\n15\n\n16\n\n17\n\n18\n\n19\n\n20\n\n21\n\n22\n\n23\n\n25\n\nAmstegAmsteg\n\nIsenthal\n\n1900 2100\n\n24\n\n1900 2100\n\nGöschenen (EWG)\n\n11\n\n1900 2100\n\n26\n\nErstfeldertal\n\nGurtnellen\n\n1960\n\n \n\nBristen\n\nGurtnellen\n\nHospenthal\n\nGurtnellen\n\nPalanggenbach\n\nUnterschächen\n\nSchächen\n\nÄsch\n\nBürglen\n\n2060\n\n \n\nFellitobel\n\nHospenthal\n\n1940\n\n \n\n1920\n\n \n\nRealp II\n\nArniberg\n\nRitom\n\n2000\n\n \n\nBürglen (Loreto)\n\n2080\n\n \n\nStäubenwald\n\n1980\n\n \n\nStäubenwald\n\nRitom\n\nSeedorf (Bolzbach)\n\nHeute\n\n2020\n\n  \n\n2040\n\nMeiental\n\n2044\n\nKonzessionsende\n Reusskaskade\n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 20/39 \n \n\n \n \n\n4.2 Kategorie 1 \n\nMehr als drei Viertel der gesamten Wasserkraftproduktion aus Urner Wasser entfällt auf die fünf gröss-\n\nten Anlagen. Diese werden aufgrund ihrer energetischen Bedeutung der Kategorie 1 zugeteilt. Es han-\n\ndelt sich um zwei Anlagen im Kanton Tessin sowie die drei Stufen der Reusskaskade. Die Anlagen \n\nLucendro und Ritom nutzen Wasser, das normalerweise nach Norden durch den Kanton Uri abfliessen \n\nwürde. In Abbildung 8 ist bei den Werken jeweils das Jahr des Konzessionsendes aufgeführt. \n\n \n\n \nAbbildung 8: Kraftwerke der Kategorie 1 \n\n \n\nSowohl am Kraftwerk Ritom als auch an der Reusskaskade ist die SBB beteiligt. Es wird nebst Drehstrom \n\n(Frequenz von 50 Hz) auch Bahnstrom (Frequenz von 16.7 Hz) produziert.  \n\n \n\nReusskaskade \n\nDie Reusskaskade als wichtigster Bestandteil der Urner Wasserkraftnutzung besteht von Süden nach \n\nNorden aus der Stufe Göschenen, Wassen und Amsteg. Der Göscheneralpstausee bildet den Kopfspei-\n\ncher der gesamten Kaskade. In ihm wird Wasser des Kantons sowie der beiden Korporationen Uri und \n\nUrsern gespeichert (vgl. Abbildung 6). Die aktuelle Aufteilung von Aktionariat und Energieanteilen \n\nbeim Kraftwerk Göschenen zeigt Abbildung 9. \n\n \n\nAktionäre  \n\n10% 40% 50% \n\n \n\nEnergieabnahme \n\n \n\n55%  45% \n\n  \n\n Kanton Uri  SBB  CKW \n\nAbbildung 9: Aktionariat und Energieanteile beim Kraftwerk Göschenen \n\n \n\nNebst der Stufe Göscheneralp-Göschenen betreibt die Kraftwerk Göschenen AG auch die Stufe Ander-\n\nmatt-Göschenen. \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 21/39 \n \n\n \n \n\nDer Kanton ist zwar Aktionär mit einem 10%-Anteil, hat aber keinen Anspruch auf Energielieferung. \n\nDie SBB, welche mit 40% den Minderheitsaktionär bilden, verfügen über 55% der Produktion. Auf die \n\nCKW entfallen die Hälfte der Aktien sowie 45% der Produktion. \n\n \n\nDie beiden unteren Kraftwerke Wassen und Amsteg wurden bis 2021 als eigenständige Aktiengesell-\n\nschaften betrieben, an denen nebst dem Hauptaktionär SBB der Kanton Uri jeweils mit 10% beteiligt \n\nwar. Aus steuerlichen Gründen sind die beiden Kraftwerke in die SBB integriert worden. Dem Kanton \n\nsteht weiterhin ein Energiebezugsrecht im Umfang von 10% zu. \n\n \n\nbis 2021  \n\n10%  90% \n\n \n\nab 2021 \n\n \n\n 100% \n\n  \n\n Kanton Uri  SBB  \n\nAbbildung 10: Beteiligungsverhältnisse bei den KW Wassen und Amsteg (vor und nach 2021) \n\n \n\nBei den Kraftwerken der Kategorie 1 ergeben sich insgesamt im Jahr 2024 folgende Energieanrechte: \n\n \n\n \n \n\nAbbildung 11: Energieanteile Kraftwerke Kategorie 1 \n\n \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 22/39 \n \n\n \n \n\nAuf die SBB entfallen etwas mehr als zwei Drittel der Energieproduktion der Kategorie 1. Die Kraft-\n\nwerke der SBB stützen sich auf das Recht des Bundes, die Benutzung eines Gewässers für seine Ver-\n\nkehrsbetriebe in Anspruch zu nehmen. Dabei muss sie aber die Bedürfnisse und Entwicklungsmöglich-\n\nkeiten der Wasserherkunftsgebiete und die Interessen der betroffenen Kantone berücksichtigen, \n\ninsbesondere deren Interessen an der eigenen Nutzung der Wasserkraft (Art. 76 BV sowie Art. 12 \n\nWRG). Der Kanton verfügt bei den Kraftwerken Amsteg und Wassen über ein Energiebezugsrecht von \n\nje 10%. \n\n \n\nFazit \n\nDie Kraftwerke der Kategorie 1 produzieren deutlich mehr elektrische Energie, als im Kanton Uri ver-\n\nbraucht wird. Historisch spielt die Produktion von Bahnstrom für die SBB auf der Gotthardachse eine \n\nwichtige Rolle. Es liegt im Interesse des Kantons Uri, an der Wertschöpfung aus dieser wichtigen Was-\n\nserkraftnutzung zu partizipieren. \n\n4.3 Kategorien 2 und 3 \n\nUnter den kleineren Wasserkraftwerken im Kanton Uri besteht eine gewisse Vielfalt. Zur Kategorie 2 \n\nwerden in diesem Bericht die eigenen Kraftwerke der vier Verteilnetzbetreiber (VNB)12 gezählt sowie \n\njene Anlagen, die aufgrund des SNEE realisiert worden sind und vom Einspeisevergütungssystem pro-\n\nfitieren. Diese Anlagen kommen zusammen auf eine Energieproduktion von rund 400 GWh. Der \n\ngrösste Teil der Energieproduktion entfällt jedoch auf das Sommerhalbjahr. Die Werke der VNB wer-\n\nden teilweise für die Grundversorgung im jeweiligen Versorgungsgebiet eingesetzt, sofern die Produk-\n\ntion zeitlich mit dem Verbrauch zusammenfällt. Der Stromverbrauch im Kanton Uri beträgt als Ver-\n\ngleich dazu knapp 300 GWh. \n\n \n\nIn die Kategorie 3 fallen die kleinen Kraftwerke, die bspw. von Gemeinden als Trinkwasserkraftwerke \n\noder von Privatpersonen betrieben werden. Trinkwasserkraftwerke benötigen keine Konzession. \n\n \n\n \nAbbildung 12: Kraftwerke der Kategorien 2 und 3 \n\n  \n\n                                                   \n12 energieUri, EWG, EWU und GWE \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 23/39 \n \n\n \n \n\n5 Umfeldanalyse \n\n5.1 Energiepolitisches Umfeld \n\nDie Strommarktöffnung ist in der Schweiz etwas später als in den umliegenden Ländern eingeführt \n\nworden. Rechtliche Grundlage ist das Stromversorgungsgesetz (StromVG, SR 734.7) von 2007. Mit dem \n\nStromVG erhielten Endverbraucher mit einem Jahresverbrauch von mehr als 100 MWh das Recht auf \n\nfreien Netzzugang. Die zweite Stufe der Marktöffnung ist bislang noch nicht realisiert worden. Somit \n\nbefindet sich der Grossteil der Endverbraucher, die rund die Hälfte des Stromverbrauchs ausmachen, \n\nin der regulierten Grundversorgung. Die vollständige Marktöffnung wird im Zusammenhang mit dem \n\nAbschluss eines Stromabkommens mit der Europäischen Union aktuell diskutiert. \n\n \n\nNebst der Marktöffnung hat insbesondere die langfristige Sicherstellung der Stromversorgung die \n\nenergiepolitischen Entwicklungen der letzten 15 Jahre geprägt. Nach dem Reaktorunfall im japani-\n\nschen Fukushima vom 11. März 2011 erarbeitete der Bund die sogenannte Energiestrategie 2050. Die \n\nTotalrevision des Energiegesetzes des Bundes ist Anfang 2018 in Kraft getreten. Darin enthalten sind \n\nunter anderem Richtwerte für den Ausbau der Elektrizität aus erneuerbaren Energien. Bei der Produk-\n\ntion aus Wasserkraft ist eine inländische Produktion im Jahr 2035 von mindestens 37'400 GWh ange-\n\nstrebt worden, was gegenüber 2011 einer Steigerung von 2000 GWh oder rund 5% entspricht. Nebst \n\nden Richtwerten enthält das neue Energiegesetz weiterhin Förderinstrumente zur Steigerung der er-\n\nneuerbaren Energieproduktion. Im Bereich der Wasserkraft handelt es sich um das Einspeisevergü-\n\ntungssystem (für Anlagen mit einer Leistung von 1 bis 10 MW), Investitionsbeiträge (für Neuanlagen \n\nab 10 MW bzw. Erweiterungen/Erneuerungen von bestehenden Anlagen ab 300 kW) sowie die befris-\n\ntete Marktprämie (für bestehende Grosswasserkraftanlagen ab 10 MW). \n\n \n\nMit der jüngsten Gesetzesrevision, welche das Schweizer Stimmvolk am 9. Juni 2024 angenommen \n\nhat, sind aus den Richtwerten in Art. 2 EnG verbindliche Zubauziele geworden. Dabei wurde das Pro-\n\nduktionsziel der Wasserkraft um 500 GWh auf 37'900 GWh erhöht. Ausserdem enthält das Stromver-\n\nsorgungsgesetz gestützt auf Art. 9a neu im Anhang 2 eine Liste mit 15 Wasserkraftprojekten, deren \n\nRealisierung anderen nationalen Interessen grundsätzlich vorgeht. Im vorliegenden Kontext ist folgen-\n\ndes Vorhaben relevant: \n\n \n\n \n\n(…) \n\n14. Vorhaben Reusskaskade \n\n Kanton Uri Gemeinden Göschenen und Wassen \n\nErhöhung des bestehenden Staudamms Göscheneralp, Option Ausbau des KW Wassen mit einer pa-\n\nrallelen Stufe. \n\n(…) \n\n \n\n \n\nDie ganze Liste stammt aus der gemeinsamen Erklärung des Runden Tischs Wasserkraft vom 13. De-\n\nzember 2021. Darin sind der Zubau und die Verlagerung in das Winterhalbjahr der Jahresproduktion \n\nder Reusskaskade mit 96 GWh beziffert. \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 24/39 \n \n\n \n \n\nDie drohende Strommangellage in den Wintermonaten hat im Januar 2023 zur Einführung der Was-\n\nserkraftreserve geführt, die 2024 um ergänzte Reserven erweitert worden ist. Mittels Auktionen be-\n\nschafft die nationale Netzgesellschaft Swissgrid pro Winterperiode eine vordefinierte Energiemenge, \n\nwelche die Speicherbetreiber gegen Entschädigung vorzuhalten haben. Gemäss Weisung 5/2024 der \n\nElCom zu den Eckwerten für die Errichtung einer Wasserkraftreserve im hydrologischen Jahr \n\n2024/2025 bildet der Göscheneralpsee zusammen mit den Kraftwerkzentralen Göschenen und Was-\n\nsen einen zusammenhängenden Wasserkraftkomplex, der zur Teilnahme an den wettbewerblichen \n\nAusschreibungen berechtigt ist. \n\n \n\nDie aufgeführten Förderinstrumente reihen sich ein in das politische Bekenntnis, die Konkurrenzfähig-\n\nkeit der Wasserkraftnutzung auch in einem liberalisierten Strommarkt sicherzustellen. Bereits im Hin-\n\nblick auf das vom Volk 2002 abgelehnte Elektrizitätsmarktgesetz (EMG) waren Unterstützungsmass-\n\nnahmen in Form von zinsgünstigen Bundesdarlehen vorgesehen. Bei Wasserkraftanlagen handelt es \n\nsich um äusserst langfristige Investitionen und die Marktpreise unterliegen Zyklen mit Phasen höherer \n\nund tieferer Preisniveaus. Somit taucht die Frage der finanziellen Unterstützung in regelmässigen Ab-\n\nständen auf. \n\n \n\n5.2 Energiewirtschaftliches Umfeld \n\nDie Strommarktöffnung basiert auf der getrennten Betrachtung von Stromnetz einerseits sowie Strom-\n\nproduktion und -handel andererseits. Auf den Grosshandelsmärkten kann elektrische Energie auch von \n\nMarktteilnehmern gehandelt werden, ohne dass diese über physikalische Stromleitungen verfügen. \n\nDie Abwicklung der Handelsgeschäfte geschieht über so genannte Bilanzgruppen und wird von der \n\nnationalen Netzgesellschaft Swissgrid in ihrer Rolle als Betreiberin der Regelzone Schweiz koordiniert. \n\nDie länderspezifischen Strombörsen haben zu Preistransparenz im Grosshandel geführt. Mit einer \n\nleichten Verzögerung sind die entsprechenden Handelsplätze auch für das Marktgebiet Schweiz ent-\n\nstanden. \n\n \n\nWährend das Stromnetz weiterhin ein Monopol bildet und staatlich reguliert wird, herrscht auf den \n\nWertschöpfungsstufen Erzeugung und Stromhandel Wettbewerb. Marktpreise definieren das realisier-\n\nbare Erlösniveau. Eine Ausnahme bilden Verteilnetzbetreiber mit eigenen Produktionsanlagen. Die Ge-\n\nstehungskosten solcher Kraftwerke sind unter gewissen Bedingungen in den Energietarifen der Grund-\n\nversorgung anrechenbar. \n\n \n\nGrundsätzlich befinden sich die Kraftwerke im Wettbewerb zueinander. Deshalb wird versucht, die \n\nGestehungskosten zu senken und die Wertigkeit der produzierten Energie zu steigern. Die Wertschöp-\n\nfung der Kraftwerke setzt sich aus mehreren Elementen zusammen. Zunächst resultieren Erlöse aus \n\ndem Verkauf der Energie. Die Erbringung von Systemdienstleistungen (bspw. Regelleistung) für den \n\nNetzbetrieb sowie der Verkauf von Herkunftsnachweisen stellen weitere Einnahmen dar. \n\n \n\nDer schweizerische Spotmarkt ist seit Ende 2006 aktiv (Abbildung 13). Er wird von der Strombörse EPEX \n\nSPOT mit Sitz in Paris betrieben. Für jede Stunde eines Tages wird ein Preis für kurzfristig lieferbaren \n\nStrom ermittelt. Dabei wird zwischen dem Day-Ahead-Handel (Handel einen Tag vor der physischen \n\nLieferung) und dem Intraday-Handel (Handel am Tag der physischen Lieferung) unterschieden. \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 25/39 \n \n\n \n \n\nDurch die hohe Kapazität der Transitleitungen findet der Stromhandel auch grenzüberschreitend statt. \n\nDie Spotpreise der einzelnen Länder weisen deshalb eine hohe Korrelation auf. \n\n \nAbbildung 13: Spotmarktpreise Schweiz seit 2007 \n\n \n\nEinen Terminmarkt, auf dem Absicherungsprodukte gehandelt werden für Energielieferungen, die zu \n\neinem späteren Zeitpunkt stattfinden, gibt es für die Schweiz (Swiss Futures) seit Anfang 2015. Auch \n\ndieser Markt wird von einer europäischen Strombörse betrieben, der European Energy Exchange (EEX) \n\nin Leipzig. Vorher haben Schweizer Energieversorger bilateral oder über Handelsplattformen, das \n\nheisst ausserbörslich entsprechende Terminhandelsgeschäfte abgeschlossen («Over the Counter»- \n\nresp. OTC-Markt). Es werden Monats-, Quartals- und Jahreskontrakte gehandelt. \n\n \n\nFür den Kanton Uri stellt das Entstehen und die Weiterentwicklung des Strommarktes einen Vorteil \n\ngegenüber früher dar. Zur Zeit des grossen Ausbaus der Wasserkraftnutzung ab Mitte des 20. Jahrhun-\n\ndert war der Stromabsatz aus einem Kraftwerk an ein Absatzgebiet und das Vorhandensein der ent-\n\nsprechenden Stromleitungen geknüpft. Demgegenüber kann der Aktionär eines Wasserkraftwerks im \n\n21. Jahrhundert seine anteilige Jahresenergie unabhängig davon zu Marktkonditionen absetzen. \n\n \n\n5.3 Herausforderungen und Chancen \n\nDer Klimawandel stellt für die Wasserkraftnutzung Risiko und Chance dar. Das Abschmelzen der Glet-\n\nscher und veränderte Niederschlagsregimes führen zu einer Veränderung des Wasserdargebots im \n\nzeitlichen Verlauf. Grosse Speicherbecken gewinnen weiter an Bedeutung, nebst der Stromproduktion \n\nauch aus Sicht des Hochwasserschutzes. Bei der Koordination der unterschiedlichen Ansprüche kommt \n\nder öffentlichen Hand und insbesondere den Kantonen eine zentrale Rolle zu. \n\n \n\nDer Betrieb von Wasserkraftanlagen wird dadurch anspruchsvoller, die Anforderungen aus dem Um-\n\nweltrecht nehmen zu. Für Sanierungsmassnahmen in den Bereichen Schwall-Sunk, Geschiebe und \n\nFischgängigkeit stehen auf eidgenössischer Ebene finanzielle Mittel zur Verfügung. Es zeigt sich aber, \n\ndass diese Mittel nicht ausreichen, um schweizweit alle notwendigen Massnahmen zu unterstützen.  \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 26/39 \n \n\n \n \n\nDie Gefahr ist real, dass bei Neukonzessionierungen hohe Kosten auf die Kraftwerkbetreiber zukom-\n\nmen könnten. Im Kanton Uri gibt es wenige Gewässerstrecken mit Schwall/Sunk-Problemen. Die Prob-\n\nlematik in der Reusskaskade kann mit dem Ausbau des Kraftwerks Wassen behoben werden. \n\n \n\nAuch das energiewirtschaftliche Umfeld unterliegt einem dynamischen Wandel. Der forcierte Zubau \n\nder erneuerbaren Energiequellen wie Wind- und Solarenergie ist verbunden mit fluktuierender Ein-\n\nspeisung. Zum Ausgleich der Produktionsschwankungen sind flexible Kapazitäten notwendig, zu denen \n\ninsbesondere Speicherwasserkraftwerke zählen. Die schwankende Einspeisung widerspiegelt sich in \n\nder Volatilität der Strommarktpreise. \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 27/39 \n \n\n \n \n\n6 Strategie Kategorie 1 \n\n6.1 Strategieoptionen \n\nIm wettbewerblichen Teil der Wasserkraftnutzung stellen sich dem Kanton Uri Fragen aus Sicht eines \n\nInvestors. Wer Geld investiert, kann in Abhängigkeit seiner Präferenzen und Fähigkeiten unterschied-\n\nliche Anlagestrategien verfolgen. In Analogie dazu zeigt Abbildung 14 drei mögliche Strategien aus \n\nSicht des Kantons Uri für die Kraftwerke der Kategorie 1. \n \n\n \nAbbildung 14: Strategieoptionen Kategorie 1 \n\n \n\nIn der Strategie «konservativ» verzichtet der Kanton auf eine direkte Beteiligung am Partnerwerk und \n\nfordert stattdessen ein fixes Aufgeld (Rp./kWh) ein. Das Aufgeld weist eine grosse Ähnlichkeit zum \n\nWasserzins auf. Im Gegensatz zum hoheitlich festgelegten Wasserzins, der zudem durch die Bundes-\n\ngesetzgebung nach oben limitiert ist, wird das Aufgeld ausgehandelt. \n\n \n\nDie Strategie «ausgewogen» kombiniert das Aufgeld mit einer Beteiligung an der Kraftwerkgesell-\n\nschaft. Dadurch hat der Kanton ein Mitspracherecht, bspw. verfügt über Mandate im Verwaltungsrat. \n\nDamit verbunden sind bspw. auch Informationsrechte. \n\n \n\nAuch in der Strategie «progressiv» ist der Kanton direkt an der Kraftwerkgesellschaft beteiligt. Zusätz-\n\nlich verwertet er in diesem Modell seinen Energieanteil am Markt und erhält so einen Anteil am Ge-\n\nwinn. \n\n \n\nFalls der Kanton an einer Aktiengesellschaft direkt beteiligt ist, wird die Vertretung im Verwaltungsrat \n\nzum Thema. Aktuell hat der Kanton Einsitz bei sieben Aktiengesellschaften aus der Energieversorgung \n\n(Tabelle 3). Je nach Bedeutung der Gesellschaft werden diese Mandate von Regierungsmitgliedern o-\n\nder Vertretern aus der Finanzdirektion wahrgenommen. Der Entscheid stützt sich im Rahmen der kan-\n\ntonalen Beteiligungspolitik auf die Public Corporate Governance Richtlinien des Kantons vom \n\n15. November 2011. \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 28/39 \n \n\n \n \n\n \n\nAG Anzahl VR  davon Kanton Vertreter Kanton \n\nCKW AG 7 1 Regierungsrat \n\nenergieUri AG 7 2 Regierungsrat  \n\nRegierungsrat \n\nUnabhängiges Verwaltungsrats-\nmitglied (nominiert vom Kanton \nund Korporation Uri). \n\nKraftwerk Göschenen AG 6 1 Delegiert vom Regierungsrat \n\nKraftwerk Bristen AG 6 1 Delegiert vom Regierungsrat \n\nKraftwerk Erstfeldertal AG 5 1 Delegiert vom Regierungsrat  \n\nKraftwerk Schächen AG 4 1 Delegiert vom Regierungsrat  \n\nKraftwerk Meiental AG 4 1 Delegiert vom Regierungsrat  \n\nTabelle 3: Liste der Verwaltungsratssitze (Legende zur Karte in Abbildung 6) \n\n \n\nDer Regierungsrat ist bestrebt, vorausschauend auf die Bestellung der Verwaltungsräte von Energie-\n\nunternehmen Einfluss zu nehmen, diese aus einer längerfristigen Perspektive zu planen und dabei ei-\n\nner ausgewogenen Vertretung unterschiedlicher Kompetenzen Rechnung zu tragen. Es empfiehlt sich, \n\nentsprechende Anforderungsprofile sowie Pflichtenheft zu erstellen. \n\n6.2 Kraftwerk Lucendro \n\nBeim Kraftwerk Lucendro, dessen Konzession 2024 endete, sind wesentliche Entscheide bereits gefällt \n\nworden. Wie schon erwähnt, hat der Landrat 2013 entschieden, die Konzession nicht zu verlängern \n\nund den Heimfall auszuüben. \n\n \n\nDank dem Speichervolumen des Lucendrosees ist es möglich, den grössten Teil der Energieproduktion \n\nins Winterhalbjahr zu legen, was zu vorteilhafteren Preisen am Markt führt. Zudem kann das Kraftwerk \n\nsehr flexibel eingesetzt werden, da es über ein ausserordentlich gutes Verhältnis zwischen Speicher-\n\nkapazität, Wasserdargebot und installierter Leistung verfügt (ca. 1800 Volllaststunden im Jahr). Dies \n\nbietet z.B. die Möglichkeit für die Erbringung von Systemdienstleistungen, was zusätzliche Erträge ein-\n\nbringt. Die Anlage ist gut unterhalten und die grundlegende Konzeption hat sich bewährt. Auch wenn \n\ndie Maschinen seit Beginn noch nicht ersetzt worden sind, dürften sich die Ersatzinvestitionen in einem \n\nüberschaubaren Rahmen halten. Die Thematik wird in einem separaten Bericht behandelt. \n\n \n\nAufgrund dieser Ausgangslage wird für das Kraftwerk Lucendro die Strategie «progressiv» verfolgt. Die \n\nZentrale befindet sich südlich des Gotthardpasses in Airolo und auch das Einzugsgebiet liegt zu einem \n\nwesentlichen Teil im Kanton Tessin. Da auch der Kanton Tessin eine klare Strategie der Heimfallaus-\n\nübung im kantonalen Gesetz definiert hat, war eine gemeinsame Nutzung von jeher naheliegend. Ge-\n\nmäss Einigung vom 1. November 2024 wird die Anlage künftig von einem gemeinsamen Partnerwerk \n\nbetrieben, an dem die beiden Kantone mit je 50% direkt beteiligt sind (Abbildung 15). \n\n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 29/39 \n \n\n \n \n\n \nAbbildung 15: Kraftwerk Lucendro: Rollenteilung zwischen Kanton und Partnerwerk \n\n \n\nDie Aufteilung der Energieproduktion entspricht gemäss Einigung nicht den Aktienanteilen, wie dies \n\nüblicherweise der Fall ist. Da das Einzugsgebiet nördlich der Wasserscheide grösser ist als jenes südlich, \n\nhat der Kanton Uri einen Anteil von 57% an der Energieproduktion ausgehandelt. Entsprechend wer-\n\nden beide Kantone ihren Anteil an der Energieproduktion je eigenständig verwerten und die anteiligen \n\nJahreskosten tragen. Das Partnerwerk Lucendro sollte seinerseits in der Lage sein, die notwendigen \n\nErsatzinvestitionen eigenständig zu finanzieren. \n\n \n\nFür den Kanton Uri bieten sich verschiedene Varianten. Klar scheint, dass die Energievermarktung auf \n\nden unterschiedlichen Märkten nicht zu den Aufgaben der kantonalen Verwaltung gehört.  \n\n \n\nLaut Verfügung des UVEK vom 17. Dezember 2024 betreffend Wasserkraftwerk Lucendro; Teilent-\n\nscheid Heimfall sowie vorsorgliche Massnahmen zum Weiterbetrieb, wird das Kraftwerk Lucendro ab \n\ndem 1. Januar 2025 bis zum 31. Dezember 2027 durch die Lucendro SA weiterbetrieben. Dieses Regime \n\nkann laut WRG um weitere zwei Jahre verlängert werden und gilt bis zum Inkrafttreten der neuen \n\nKonzessionen. Der Kanton Uri hat bereits in dieser Übergangsphase das Recht, 57% der energetischen \n\nGesamtproduktion des Wasserkraftwerks Lucendro zu Gestehungskosten pro Jahr zu beziehen. Zudem \n\nbesteht laut Verfügung des UVEK das Recht, die Energiebezugsrechte an Dritte weiterzugeben. Als \n\nDienstleister soll energieUri mit der Energievermarktung beauftragt werden13. Der entsprechende Ver-\n\ntrag kann über mehrere Jahre abgeschlossen werden, er wird aber sinnvollerweise in gewissen Abstän-\n\nden überprüft und allenfalls angepasst. Ziel des Mandatsvertrags in der Übergangsphase bis zu Kon-\n\nzessionsvergabe ist die marktorientierte Verwertung der anteiligen Energieproduktion. Der Erlös \n\nkommt damit direkt dem Kanton zu, der im Gegenzug die Jahreskosten begleicht. Wie der Nettoerlös \n\naus dem Partnerwerk Lucendro innerhalb der Kantonsrechnung eingesetzt wird, ist nachgelagert durch \n\ndie zuständigen Gremien zu entscheiden. \n\n                                                   \n13 energieUri wurde bereits für die Energievermarktung in der Übergangszeit von 2025 bis 2027 mandatiert. \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 30/39 \n \n\n \n \n\n \n\nDie Übergangsphase dient einerseits dazu, die umwelt- und gewässerschutzrechtlichen Grundlagen für \n\ndie Konzessionserteilung samt Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) zu erarbeiten. Die Konzessions-\n\nvergaben mit UVP fallen in den Kantonen Uri und Tessin in die Zuständigkeit der Kantonsparlamente. \n\nDarüber hinaus soll die Übergangsphase auch dazu genutzt werden, sich eine Meinung zum weiteren \n\nVorgehen zu bilden. Dabei geht es um die Frage, ob und inwieweit die Anlage Lucendro zur Deckung \n\ndes regionalen Stromverbrauchs der Urner Endkundinnen und Endkunden genutzt werden soll, wie \n\ndas im Postulat Läubli angedacht wurde, so dass diese von günstigeren Strompreisen in der Grundver-\n\nsorgung profitieren können. Soweit der Absatz der Energie aus dem Kraftwerk Lucendro nicht markt-\n\nbasiert erfolgt, müsste vorerst eine ausreichende gesetzliche Grundlage geschaffen werden. Denn der \n\nVerzicht auf Einnahmen stellt finanzrechtliche eine Ausgabe dar. Zudem ist zu prüfen, ob mit einer \n\nVergünstigung der Stromtarife seitens des Kantons nicht falsche Signale hinsichtlich des haushälteri-\n\nschen und rationellen Umgangs mit Energie ausgesendet würden. \n\n \n\nWeiter gilt es in der Übergangsphase auch noch die Organisation für die kaufmännische Geschäftsfüh-\n\nrung aufzubauen. Die kaufmännische Geschäftsführung steht gemäss Vereinbarung dem Kanton Uri \n\nzu, die Betriebsführung dem Kanton Tessin. Diese Leistungen können in einem Mandatsverhältnis ge-\n\nregelt werden, wobei empfohlen wird, auch diese Verträge von Zeit zu Zeit auf ihre Marktkonformität \n\nzu überprüfen und allenfalls auszuschreiben. \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 31/39 \n \n\n \n \n\n6.3 Reusskaskade und Ritom \n\n6.3.1 Ausgangslage \n\nDie Kraftwerke der Reusskaskade liegen im Gegensatz zum Kraftwerk Lucendro vollständig im Kanton \n\nUri. Sie nutzen Gewässer des Kantons sowie beider Korporationen, gestützt auf insgesamt sechs Kon-\n\nzessionen (Abbildung 16). Die Göscheneralpkonzession ist der CKW erteilt worden, die Furkareuss-, die \n\nReuss-, die Lochbach- und die Rohrbachkonzession der SBB. Die Nutzung des Etzlibachs basiert auf \n\neiner Vereinbarung zwischen dem Kanton Uri und der Korporation Uri vom 25. August 2011, die eine \n\nfrühere Vereinbarung aus dem Jahre 1928 ablöste. \n\n \n\nEbenfalls an die SBB erteilt worden ist die Unteralpreusskonzession. Sie ermöglicht die Überleitung der \n\nUnteralpreuss aus dem Kanton Uri und die Nutzung dieses Wassers im Kraftwerk Ritom. Die ursprüng-\n\nliche Konzession aus dem Jahre 1920 ist im Hinblick auf eine Modernisierung der gesamten Anlage \n\ndurch die Kantone Tessin und Graubünden vorzeitig erneuert worden. Der Kanton Uri mit einem Anteil \n\nvon 41% an den Bruttoleistungen hat sich an dieser vorgezogenen Konzessionserneuerung an die SBB \n\nnicht beteiligt. Die Unteralpreusskonzession endet deshalb regulär im Jahr 2043.  \n\n \n\nDie Modernisierung der Kraftwerkanlagen in der Leventina, welche unter anderem eine vollständig \n\nneue unterirdische Druckleitung umfassen, sind weitgehend abgeschlossen. Die Leistung konnte von \n\n44 MW auf 120 MW gesteigert werden. Der Kanton Tessin ist neu mit 25% an der Ritom SA beteiligt. \n\n \n\n \nAbbildung 16: Übersicht Reusskaskade \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 32/39 \n \n\n \n \n\nAlle Konzessionen enden einheitlich im Jahr 2043. Daraus ergibt sich, dass der Kanton Uri und die bei-\n\nden Korporationen spätestens 2033 entscheiden müssen, ob sie die Konzessionen erneuern, falls die \n\nbisherigen Konzessionäre spätestens fünfzehn Jahre vor Ablauf ein entsprechendes Gesuch nach \n\nArt. 58a WRG stellen. Somit verbleiben noch rund 8 Jahre Zeit, bis der definitive Entscheid gefällt wer-\n\nden muss. Diese Zeit sollte genutzt werden, alle drei Strategieoptionen gemäss Abschnitt 6.1 vertieft \n\nzu prüfen. Beim Heimfall ergeben sich auf Basis der heute konzedierten Bruttoleistungen folgende An-\n\nteile für die drei Gewässereigentümer: \n\n \n\nKraftwerk Kanton Korporation Uri Korporation Ursern \n\nKW Göschenen 85.04% 11.45% 3.51% \n\nKW Wassen 99.26% 0.74% 0.00% \n\nKW Amsteg 99.45% 0.55% 0.00% \n\nGesamte Reusskaskade 94.34% 4.42% 1.24% \n\nTabelle 4: Beteiligungsverhältnisse beim Heimfall \n\n \n\nDie Kraftwerke Göschenen, Wassen und Amsteg erzeugen rund 40% des schweizweit benötigten \n\nBahnstroms der SBB. Das Kraftwerk Amsteg ist Ende der 1990er-Jahre komplett erneuert worden. Ent-\n\nsprechend lagen seine Gestehungskosten in den ersten Jahren nach dem Ersatz deutlich über jenen \n\nder beiden anderen Kraftwerke (Abbildung 17). In der Zwischenzeit haben sie sich angeglichen. Die \n\nmittleren Gestehungskosten der gesamten Kaskade liegen zwischen 4 und 6 Rp./kWh. \n\n \n\n \nAbbildung 17: Gestehungskosten Reusskaskade seit 1999/2000 \n\n \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 33/39 \n \n\n \n \n\nWie in Abschnitt 5.1 aufgezeigt, ist die Erhöhung des Göscheneralp-Staudamms sowie die Optimierung \n\nder Reusskaskade ein Ausbauprojekt gemäss Anhang zum revidierten Energiegesetz, das im nationalen \n\nInteresse liegt. Damit für ein solches Projekt Investitionsbeiträge des Bundes in voller Höhe gesprochen \n\nwerden, ist gemäss Art. 61 Energieförderungsverordnung (EnFV, SR 730.03) der Abschluss einer Rest-\n\nwertvereinbarung notwendig. Die Dammerhöhung führt zu einer höheren Wertigkeit der Wasserkraft-\n\nproduktion, die auch in Zukunft vorteilhaft ist. Durch die Dammerhöhung würden sich die Gestehungs-\n\nkosten der Reusskaskade nach Abzug des Investitionsbeitrags um ca. 0.1 Rp./kWh erhöhen. Bezogen \n\nauf die Kraftwerkstufe Göscheneralp-Göschenen beträgt die Erhöhung ca. 0.4 Rp./kWh. \n\n6.3.2 Option: Ausübung Heimfall und direkte Beteiligung \n\nDie Verfolgung der beiden Strategievarianten «ausgewogen» und «progressiv» geschieht sinnvoller-\n\nweise über die Ausübung des Heimfallrechts. Ein solches ist in allen drei Konzessionen enthalten. \n\n \n\nBeim Heimfall eines Wasserkraftwerks ist der bisherige Kraftwerkeigentümer für jene Anlagenteile zu \n\nentschädigen, die entweder unter die Kategorie von Art. 67 Abs. 1 lit. b WRG fallen oder für die eine \n\nRestwertvereinbarung nach Abs. 4 vorliegen. Die Anlagenteile nach Abs. 1 lit. a fallen hingegen unent-\n\ngeltlich an die Konzedenten heim. \n\n \n\nSämtliche Anlagen werden anschliessend in eine neue Kraftwerkgesellschaft eingebracht. Das Aktio-\n\nnariat dieser Gesellschaft kann bei Bedarf für weitere Investoren geöffnet werden. Diese würden für \n\ndie Aktien den Verkehrswert entschädigen. Analog zum Kraftwerk Lucendro soll auch diese Gesell-\n\nschaft die erforderlichen Ersatz- und Neuinvestitionen eigenständig finanzieren. Im Falle des Kraft-\n\nwerks Ritom war die SBB ebenfalls bereit, ein Partnerwerk zu gründen und den Konzessionsgeber an \n\ndiesem zu beteiligen. \n\n \n\nEs soll darauf hingearbeitet werden, die Betriebsführung der Reusskraftwerke baldmöglichst durch \n\nPersonal von energieUri sicherzustellen. \n\n6.3.3 Option: Aufgeld \n\nDie Energieproduktion der Reusskaskade übersteigt den Strombedarf im Kanton Uri um ein Mehrfa-\n\nches. Zudem sind in den Kraftwerken mehrheitlich Bahnstrommaschinen eingebaut. Es ist davon aus-\n\nzugehen, dass die SBB weiterhin ein grosses Interesse am Strombezug aus den drei Anlagen haben \n\nwird. Ein wesentliches Interesse des Kantons stellen nachhaltig stabile Erträge dar. Die Option eines \n\nfixen Aufgelds während einer nächsten Konzessionsperiode sollte deshalb ernsthaft geprüft werden. \n\nDies würde eine Umsetzung der Strategien «ausgewogen» und «konservativ» erlauben. \n\n \n\nUm eine Zustimmung zu dieser zusätzlichen Entschädigung zu erhalten, ist eine entsprechende Ver-\n\nhandlungsposition seitens des Kantons aufzubauen. Dabei kann die Ausübung des Heimfalls als Rück-\n\nfallebene dienen, sollten die Verhandlungen nicht erfolgreich verlaufen. \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 34/39 \n \n\n \n \n\n7 Strategie Kategorien 2 und 3 \n\n7.1 Strategie Kategorien 2 \n\nDie Energieversorger im Kanton Uri haben ein hohes Interesse daran, ihre Wasserkraftwerke auch nach \n\ndem Konzessionsende weiter betreiben zu können. Ein ansehnlicher Teil dieser Produktion fliesst ak-\n\ntuell in die Versorgung der Urner Endkunden im eigenen Versorgungsgebiet. Die geförderten Anlagen \n\nliefern dem gegenüber jährlich ansprechende Dividenden zuhanden der Aktionäre. Die produzierte \n\nEnergie dieser Anlagen gilt es zu Marktkonditionen zu verwerten, wobei die Differenz zu einem fest-\n\ngelegten Vergütungssatz jährlich als Einspeiseprämie aus dem Netzzuschlag beglichen wird14. \n\n \n\nBei den Anlagen der Kategorie 2 spielen ausserkantonale Akteure eine untergeordnete Rolle. Die Stra-\n\ntegie sieht deshalb vor, die Konzessionen zu erneuern. Dabei werden Verleihdauern zwischen 30 und \n\n40 Jahren angestrebt, wobei grössere Erneuerungsinvestitionen im Einzelfall berücksichtigt werden \n\nkönnen. Der Heimfallverzicht soll dem Kanton jedoch einheitlich abgegolten werden. Dabei ist der Ver-\n\nzicht des verfügungsberechtigten Gemeinwesens auf den unentgeltlichen Heimfall der nassen Anlage-\n\nteile und die möglichen Gewinne aus dem Betrieb des Wasserkraftwerks während der gesamten Dauer \n\nder Konzession einzubeziehen.  \n\n \n\nZur Entrichtung einer einmaligen Zahlung bei der Konzessionsvergabe wird nur in Ausnahmefällen ge-\n\nraten. Die Schwierigkeit liegt insbesondere darin, dass dafür Prognosen und Annahmen über mehrere \n\nJahrzehnte notwendig sind (Marktpreisentwicklung, Gestehungskosten, etc.). Eine faire Lösung für \n\nbeide Seiten ist unter diesen Rahmenbedingungen über die gesamte Konzessionsdauer kaum realis-\n\ntisch. \n\n \n\nEmpfehlenswert ist hingegen, die Heimfallverzichtsentschädigung als jährliche Zahlung über die ge-\n\nsamte Konzessionsdauer auszugestalten. Mithilfe eines festgelegten Berechnungsmodells soll die jähr-\n\nliche Wertschöpfung pro Anlage ermittelt werden, an der der Kanton mit einem definierten Prozent-\n\nsatz partizipiert. \n\n \n\nDamit kann sowohl der unterschiedlichen Situation der einzelnen Anlagen als auch der Marktpreisent-\n\nwicklung Rechnung getragen werden. In Phasen sehr tiefer Marktpreise würde bspw. keine Zahlung \n\nfällig. Genauso würde eine einzelne Anlage entlastet, wenn sie in einem Jahr einen längeren Produkti-\n\nonsausfall zu verzeichnen hätte. Der Vollzugsaufwand seitens des Kantons bleibt in einem überschau-\n\nbaren Rahmen. Ein ähnlicher Mechanismus wird auf Stufe Bund bei der Berechnung der Marktprämie \n\nfür Grosswasserkraftwerke angewendet. \n\n7.2 Strategie Kategorie 3 \n\nFür die Anlagen der Kategorie 3 gelten grundsätzlich die gleichen Überlegungen wie für jene der Kate-\n\ngorie 2. Allerdings sind diese Anlagen deutlich kleiner15. Die Trinkwasserkraftwerke sind Teil der kom-\n\nmunalen Versorgung mit Trinkwasser und damit über Gebühren finanziert. Zudem genügt in aller Regel \n\neine Bewilligung anstelle einer Konzession. \n\n                                                   \n14 vgl. Art. 21 EnG; übersteigt der Referenz-Marktpreis den Vergütungssatz, steht der übersteigende Teil gemäss Abs. 5 dem \nNetzzuschlagsfonds zu.  \n15 Wasserkraftwerke < 1MW Bruttoleistung wurden in den bisherigen Eignerstrategien nicht berücksichtigt. \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 35/39 \n \n\n \n \n\nDie Erhebung einer Heimfallverzichtsentschädigung soll für die Kategorie 3 im Einzelfall ebenfalls ge-\n\nprüft werden insofern der Kanton Uri zuständig ist. Dabei ist aber abzuwägen, in welchem Verhältnis \n\nder administrative Aufwand zum erwarteten Ertrag steht. Allenfalls ist für diese Kategorie aus diesem \n\nGrund eine Einmalzahlung die sinnvollere Variante.  \n\n \n\n8 Finanzielle Aspekte \n\nDie im vorangehenden Kapitel beschriebenen Strategien für die drei Kategorien von Wasserkraftwer-\n\nken führen im Ergebnis alle zu regelmässigen Einnahmen für den Kanton Uri. Im Gegensatz zu den \n\npolitisch festgelegten Wasserzinsen orientieren sich diese Einnahmen jedoch stärker am Strommarkt-\n\npreis. Die konkrete Ausgestaltung ist im konkreten Einzelfall zu regeln. \n\n \n\nInteressant für den Kanton ist die Ausübung des Heimfallrechts deshalb, weil er damit eine funktions-\n\nfähige Kraftwerkanlage zu vorteilhaften Konditionen übernehmen kann. Wie bereits erwähnt, sind die \n\nso genannten «nassen» Anlagenteile nur dann zu entschädigen, wenn vor Konzessionsende Investitio-\n\nnen getätigt worden sind, für die eine Restwertvereinbarung abgeschlossen worden ist. Eine solche \n\nVereinbarung kommt infrage, wenn die Investitionen zu einer Modernisierung bzw. Erweiterung der \n\nAnlage führen. Ebenfalls zu entschädigen sind die «trockenen» Anlagenteile, die im Verhältnis jedoch \n\nden deutlich kleineren Teil ausmachen. \n\n \n\nIm Anhang 1 sind die Finanzflüsse am Konzessionsende und während der nächsten Konzessionsperiode \n\ndargestellt. \n\n \n\nWichtig ist bereits heute der Zeitpunkt, wann elektrische Energie erzeugt wird und es ist davon auszu-\n\ngehen, dass die Bedeutung einer flexiblen Produktion künftig noch weiter zunehmen wird. Auf dem \n\nSpotmarkt hat jede Stunde eines Tages wie bereits erwähnt einen unterschiedlichen Strompreis, der \n\nsich aus dem Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage ergibt. Durch den bereits stattfindenden \n\nund weiter geplanten Ausbau der Stromproduktion aus fluktuierenden Energiequellen wie Photovol-\n\ntaik und Windenergie, ist das Angebot an verfügbarer Erzeugungskapazität im zeitlichen Verlauf vari-\n\nabel und je länger je weniger steuerbar. In Stunden mit hoher Einspeisung resultieren deshalb sehr \n\ntiefe oder sogar negative Stundenpreise, während sich eine schwache Produktion in überdurchschnitt-\n\nlich hohen Stundenpreisen niederschlägt. \n\n \n\nAus einer saisonalen Sicht war Winterstrom in der Schweiz schon immer mehr wert als Sommerstrom. \n\nEs gibt keinen Grund anzunehmen, dass sich dies künftig ändert. Daraus ergibt sich, dass Wasserkraft-\n\nwerke mit saisonalen Speicherseen einen höheren Wert aufweisen, da die Produktion gezielt auf die \n\nvorteilhaften Stunden konzentriert werden kann. \n\n \n\nDies ist beim Kraftwerk Lucendro ganz ausgeprägt der Fall. Der Stausee Lucendro vermag aufgrund \n\nseiner Grösse das Wasser zu fassen, das während eines gesamten Jahres aus seinem Einzugsgebiet \n\nzufliesst. Beim Stausee Sella fliesst pro Jahr etwas mehr Wasser zu im Verhältnis zum Seevolumen. \n\nAber auch dieser Speicher ist wertvoll. \n\n \n\nDer Göscheneralpsee vermag in der aktuellen Konfiguration ebenfalls nicht das gesamte Volumen an \n\nzufliessendem bzw. zugeleitetem Wasser während eines ganzen Jahres zu speichern. Er wird 2.5 Mal \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 36/39 \n \n\n \n \n\numgesetzt. Durch die geplante Dammerhöhung würde sich das Verhältnis verbessern (die Umsetzung \n\nwird weniger und die Winterproduktion nimmt zu) und dadurch profitiert die gesamte Reusskaskade. \n\nDie unteren Stufen der Reusskaskade profitieren zwar auch vom Göscheneralpsee als Kopfspeicher, \n\nsie verfügen selbst aber über keine nennenswerten Speichervolumen. \n\n \n\nDie beschriebene Flexibilität wird dann optimal genutzt, wenn sich die Energieproduktion an den Preis-\n\nsignalen orientiert, die aus dem Strom kommen. Nebst den Spotmarktpreisen zählen auch die Preise \n\nfür die kurzfristig abrufbare Regelenergie dazu. Davon klar zu unterscheiden ist der Energieabsatz in \n\nder Grundversorgung. Im aktuellen Regulierungsumfeld bezahlen die Kundinnen und Kunden in der \n\nGrundversorgung der Urner Verteilnetzbetreiber Stromtarife, bei denen lediglich zwischen Hoch- und \n\nNiedertarifzeiten unterschieden wird. Es bestehen keine finanziellen Anreize, den Energieverbrauch \n\nnach dem effektiven Angebot auszurichten. \n\n \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 37/39 \n \n\n \n \n\n9 Weiteres Vorgehen \n\nDie Umsetzung der kantonalen Strategie geschieht über einen längeren Zeitraum, der im Wesentlichen \n\ndurch das Konzessionsende der Wasserkraftanlagen vorgegeben ist. Von Bedeutung ist insbesondere \n\ndas Jahr 2033, in welchem gemäss Art. 58a WRG spätestens der Entscheid über die Konzessionserneu-\n\nerung der Reusskaskade mitgeteilt werden muss. \n\n \n\nBis dahin hat sich der Kanton Uri mit den Korporationen möglichst eine entsprechende Verhandlungs-\n\nposition aufzubauen, die gegenseitig abgestimmt und schlussendlich geeint daherkommen soll.  \n\n \n\nDie Ausübung des Heimfallrechts stellt dabei eine Variante dar. Dazu sind die Anlagen zu bewerten, \n\ndie Entschädigung ist zu ermitteln und der Zustand der Anlagen ist festzustellen. Nach Ausübung des \n\nHeimfalls können weitere Aktionäre am neuen Partnerwerk beteiligt werden. Nebst der ernsthaften \n\nPrüfung dieser Option kann parallel dazu die Variante eines fixen Aufgeldes ausgearbeitet und in die \n\nVerhandlungen eingebracht werden. Dieses kann mit oder ohne direkte Beteiligung des Kantons an \n\neinem Partnerwerk ausgestaltet werden. \n\n \n\nMit der direkten Beteiligung des Kantons an Wasserkraftwerken verbunden ist die Besetzung des Ver-\n\nwaltungsrats. Hier gilt es sicherzustellen, dass die Interessen des gesamten Kantons angemessen ver-\n\ntreten werden. Auf Basis der PCG-Richtlinien ist deshalb der Einsitz in sämtlichen Gesellschaften aus \n\neiner Gesamtsicht strategisch zu planen. \n\n \n\nVon einem Einsatz der hochflexiblen Anlage Lucendro für die Deckung der Grundversorgung in der \n\nÜbergangsphase wird verzichtet. In dieser Phase gilt es verschiedenste Arbeiten rund um die Konzes-\n\nsionserneuerung und den Aufbau der neuen Gesellschaft zu bewältigen. Hinzu kommt, dass die erfor-\n\nderliche gesetzliche Grundlage für einen Verzicht auf Einnahmen heute noch nicht vorliegt und mit \n\nBlick auf die aktuelle Lage der Kantonsfinanzen kurzfristig von einer Verbilligung der Energie in der \n\nGrundversorgung abgesehen werden sollte. Der Regierungsrat ist aber bereit, diese Fragen in der \n\nÜbergangsphase anzugehen. Geprüft werden sollen insbesondere Modelle, die – je nach finanzieller \n\nund energiewirtschaftlicher Situation – entsprechende Massnahmen ermöglichen. Die direkte Betei-\n\nlung des Kantons Uri am Kraftwerk Lucendro sowie die 57% an der Energiemenge über die gesamte \n\nKonzessionsdauer (60 Jahre) lassen einen breiten Handlungsspielraum. \n\n \n\nDie Dammerhöhung Göscheneralp ist voranzutreiben und zu gegebenem Zeitpunkt eine entspre-\n\nchende Restwertvereinbarung abzuschliessen. \n\n \n\nEine hohe Bedeutung kommt der internen und externen Kommunikation zu. Chancen und Risiken der \n\ngewählten Strategie sind der Urner Öffentlichkeit darzustellen. \n\n  \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 38/39 \n \n\n \n \n\nAnhang: Finanzielle Sicht auf Heimfall und neue Konzession  \n\n \n\nBewertung Heimfallsubstrat \n\nUm den Konzessionsentscheid bezüglich Reusskaskade im Jahr 2033 in Kenntnis der Tatsachen fällen \n\nzu können, sind die finanziellen Auswirkungen aller Alternativen zu ermitteln. \n\n \n\nDazu gehört die Bewertung des Heimfallsubstrats, welche nachfolgend schematisch dargestellt ist. Die \n\nWasserkraftanlagen mit laufenden Konzessionen sind von der «alten Kraftwerkgesellschaft» erstellt \n\nworden, welche diese Anlagen in ihrer Bilanz führt. Abbildung 18 zeigt die Bilanz zu Beginn sowie in \n\nder zweiten Hälfte der Konzessionsdauer. \n\n \n\n \nAbbildung 18: Bilanz Kraftwerkgesellschaft zu Beginn und während zweiter Hälfte Konzession \n\n \n\nIn der Darstellung wird beim Anlagevermögen unterschieden zwischen entschädigungspflichtigen \n\n(«trocknen») und unentgeltlichen («nassen») Anlagenteilen16. Die unentgeltlich heimfallenden Teile \n\nmachen den deutlich grösseren Teil aus. Zudem ist die Gesellschaft anfänglich überwiegend mit Fremd-\n\nkapital finanziert. Die hohen anfänglichen Investitionen werden über die Konzessionslaufzeit abge-\n\nschrieben und das Fremdkapital zurückbezahlt. \n\n \n\nAm Konzessionsende müssen sämtliche unentgeltlich heimfallenden Anlagen vollständig abgeschrie-\n\nben sein. Entschädigungspflichtige Anlagen können hingegen noch einen Restwert aufweisen. Aus die-\n\nsem leitet sich die Entschädigung beim Heimfall ab (Abbildung 19). \n\n                                                   \n16 vgl. Art. 67 WRG \n \n\n\n\nBericht zur Eignerstrategie Wasserkraft 39/39 \n \n\n \n \n\n \nAbbildung 19: Bewertung Heimfallsubstrat und Entschädigung alte Kraftwerkgesellschaft \n\n \n\nMit dem Heimfall werden die Sachanlagen auf eine neue Gesellschaft übertragen. Die Bilanz der alten \n\nKraftwerkgesellschaft besteht lediglich noch aus Umlaufvermögen. \n\n \n\nEigentumsübertragung beim Heimfall \n\nEine neue Kraftwerkgesellschaft («neue AG») übernimmt beim Heimfall die Sachanlagen und leistet \n\ndafür die Restwertentschädigung. \n\n \n\n \nAbbildung 20: Überführung in neue Kraftwerkgesellschaft \n\n \n\nDie neue Gesellschaft wird wiederum mit Fremd- und Eigenkapital sowie mit der erforderlichen Liqui-\n\ndität ausgestattet. Als neu gegründete AG verfügt sie noch über keine Reserven und das Eigenkapital \n\nentspricht somit dem einbezahlten Aktienkapital. \n\n \n\nErsatzinvestitionen während Konzessionsdauer \n\nUm die Funktionsfähigkeit der Anlage zu erhalten, werden auch in der zweiten Konzessionsperiode \n\nErsatzinvestitionen notwendig. Im Schema werden diese wiederum über die Aufnahme von Fremdka-\n\npital finanziert. Es besteht somit kein Bedarf für zusätzliches Kapital seitens des Kantons. \n\n \n\n \nAbbildung 21: Ersatzinvestitionen \n\n \n\nWährend der Konzessionsdauer von maximal 80 Jahren wiederholt sich der Zyklus von Ersatzinvesti-\n\ntionen und Abschreibungen in regelmässigen Abständen. \n\n\n\t1 Einleitung\n\t2 Ausgangslage\n\t2.1 Gesamtenergiestrategie Uri 2008\n\t2.2 Schutz- und Nutzungskonzept Erneuerbare Energien (SNEE)\n\t2.3 Konzessionsende Kraftwerk Lucendro\n\t2.4 Eignerstrategie für Wasserkraftkonzessionen 2015\n\t2.5 Erfolgskontrolle der Gesamtenergiestrategie\n\t2.6 Beteiligungserhöhung bei energieUri\n\t2.7 Vorstösse im Landrat\n\n\t3 Wertschöpfungskette Wasserkraft\n\t3.1 Übersicht aus Sicht des Staates\n\t3.2 Konzessionsgeber\n\t3.3 Konzessionär\n\t3.4 Kraftwerkbetrieb\n\t3.5 Kraftwerkseinsatz und Energieverwertung\n\n\t4 Wasserkraftnutzung im Kanton Uri\n\t4.1 Übersicht\n\t4.2 Kategorie 1\n\t4.3 Kategorien 2 und 3\n\n\t5 Umfeldanalyse\n\t5.1 Energiepolitisches Umfeld\n\t5.2 Energiewirtschaftliches Umfeld\n\t5.3 Herausforderungen und Chancen\n\n\t6 Strategie Kategorie 1\n\t6.1 Strategieoptionen\n\t6.2 Kraftwerk Lucendro\n\t6.3 Reusskaskade und Ritom\n\t6.3.1 Ausgangslage\n\t6.3.2 Option: Ausübung Heimfall und direkte Beteiligung\n\t6.3.3 Option: Aufgeld\n\n\n\t7 Strategie Kategorien 2 und 3\n\t7.1 Strategie Kategorien 2\n\t7.2 Strategie Kategorie 3\n\n\t8 Finanzielle Aspekte\n\t9 Weiteres Vorgehen\n\tAnhang: Finanzielle Sicht auf Heimfall und neue Konzession\n\n