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Sonnenenergie ist so gefragt wie nie: Das zeigen die jüngsten Zahlen von Pronovo, die im Auftrag des Bundesamts für Energie die Gesuche für Fördermittel für erneuerbare Produktionsanlagen bearbeitet. Sowohl bei der Anzahl Gesuche wie bei der Produktionsleistung gab’s im ersten Quartal einen Rekord. Weiterlesen

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Die derzeit hohen Strompreise wirken sich auch auf die Betreiber und Betreiberinnen von Anlagen aus, die via Einspeisevergütung (KEV) gefördert werden. Steigt der Börsenstrompreis und somit der Referenz-Marktpreis über den vereinbarten Vergütungssatz, wird den Anlagenbetreiberinnen und -betreibern die Differenz in Rechnung gestellt. Energeiaplus erklärt die Hintergründe.

Das Einspeisevergütungssystem (KEV) ist ein Instrument des Bundes zur Förderung der erneuerbaren Energien. Seit 2021 wurden keine neuen Anlagen mehr ins KEV-System aufgenommen (siehe Kasten). Die KEV soll einen kostendeckenden beziehungsweise seit 2018 einen kostenorientierten Betrieb von Photovoltaik-, Biomasse-, Windenergie-, Wasserkraft- und Geothermieanlagen ermöglichen. Finanziert wird die Einspeisevergütung aus dem Netzzuschlagsfonds.

Anlagenbetreiberinnen und -betreiber im KEV-System erhalten einen festgelegten Vergütungssatz für den Strom, den sie produzieren und ins Netz einspeisen. Der Vergütungssatz pro Kilowattstunde eingespeisten Stroms wird von der Vollzugsstelle (Pronovo) für jede Anlage festgelegt.

In Zeiten tiefer Marktpreise deckt die KEV die Differenz zwischen dem durchschnittlichen Börsenstrompreis, dem sogenannten Referenz-Marktpreis, und dem Vergütungssatz. Die KEV federt somit die Risiken für die Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber ab. Wenn die Strompreise höher als der Vergütungssatz sind, können Anlagenbetreiber und -betreiberinnen aber auch keinen zusätzlichen Gewinn erzielen. Die Auszahlung ist gedeckelt: Mehr als den vereinbarten Vergütungssatz erhalten sie nicht. Dies entspricht der gesetzlichen Vorgabe.

Die Referenz-Marktpreise erfuhren seit Einführung der KEV so manche Kapriolen. 2009 lag der Marktpreis bei knapp 11 Rp/kWh. Danach erfolgte eine Talfahrt, welche im zweiten Quartal 2020 seinen Tiefpunkt mit 1,8 Rp./kWh erreichte. Seit dem Jahr 2021 steigen die Referenz-Marktpreise jedoch deutlich an und erreichten gegen Ende des letzten Jahres mit 23,7 Rp./kWh für PV-Anlagen und 24,8 Rp./kWh für die übrigen Technologien einen Rekordwert. Dies ist insbesondere auf die gestiegenen Öl-, Gas- und CO2-Preise auf den Weltmärkten zurückzuführen. Für rund 10 Prozent der KEV-Empfänger liegen die Referenz-Marktpreise des 4. Quartals 2021 damit über dem zugesicherten Vergütungssatz.

Grafik: BFE

 

Was heisst das nun für diese KEV-Anlagenbetreiber und – betreiberinnen?

 Es gilt zu unterscheiden zwischen Betreiberinnen und Betreibern, die ihren Strom direkt vermarkten müssen (Direktvermarktung) und allen anderen.

Betreiber von Direktvermarktungsanlagen erhalten wie gewohnt den Erlös für die eingespeiste Energie direkt von ihrem Vermarkter (i.d.R. Energieversorgungsunternehmen). Einen zusätzlichen Gewinn dürfen KEV-Anlagen aber nicht abwerfen. Oder anders gesagt: Ist der Referenz-Marktpreis höher als der festgelegte Vergütungssatz, steht die Differenz dem Netzzuschlagsfonds zu. Diese Differenz stellt Pronovo den Betreibern und Betreiberinnen vierteljährlich in Rechnung und überweist sie dem Netzzuschlagsfonds.

Für Betreiberinnen und Betreiber der anderen KEV-Anlagen ändert sich nichts: Sie erhalten in Summe wie gewohnt den Vergütungssatz pro Kilowattstunde eingespeisten Stroms, den die Vollzugsstelle Pronovo festgesetzt hat.

Weitere Informationen zu diesem Thema finden Sie auf der Homepage von Pronovo.

Möchte eine Anlagenbetreiberin oder ein Anlagenbetreiber vollständig von den hohen Strompreisen profitieren, kann sie respektive er aus der KEV austreten. Eine Rückkehr in die KEV ist nicht mehr möglich, auch dann nicht, wenn die Strompreise wieder sinken. Das Risiko trägt dann der Produzent beziehungsweise die Produzentin.

Die Einspeisevergütung (KEV) wurde 2009 eingeführt. Produzenten von Wasserkraft-, Biomasse-, Photovoltaik-, Windenergie- und Geothermieanlagen erhalten pro produzierter und ins Stromnetz eingespeister Kilowattstunde einen festgelegten Vergütungssatz (Rp./kWh) ausbezahlt.

Die Auszahlung erfolgt vierteljährlich während 10 bis 25 Jahren und wird aus dem Netzzuschlagsfonds finanziert. Seit 2021 werden keine neuen Anlagen mehr in die KEV aufgenommen. Die Einspeisevergütung wurde durch sogenannte Investitionsbeiträge bzw. Einmalvergütungen abgelöst.

Nicole Kaiser, Fachspezialistin Erneuerbare Energie, und Laura Antonini, Stv. Leiterin Sektion Erneuerbare Energie, Bundesamt für Energie

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Sonnenenergie soll zusammen mit der Wasserkraft zur tragenden Säule der Schweizer Stromversorgung werden. Bis ins Jahr 2050 soll die Produktion auf knapp 34 TWh pro Jahr gesteigert werden. Dafür braucht es allerdings noch einen grossen Zubau an PV-Anlagen. Der Bund will das einerseits mit Förderung erreichen, andererseits sollen Vermarktungsmodelle zusätzliche Anreize schaffen. Die vom Bundesamt für Energie (BFE) kürzlich veröffentlichte Studie «Vermarktungsmodelle für Solarstrom» zeigt auf, was heute möglich ist und welche neuen Modelle es in Zukunft geben könnte.

Heute wird der Strom aus Photovoltaik-Anlagen grösstenteils an den lokalen Verteilnetzbetreiber verkauft, der dafür eine Abnahmevergütung bezahlen muss. Manchmal kauft der Verteilnetzbetreiber zusätzlich zum eigentlichen Strom auch den Herkunftsnachweis, der bescheinigt, dass es sich um lokalen Solarstrom handelt. Ist dies der Fall, kann der Netzbetreiber den Solarstrom als solchen an seine Kundinnen und Kunden in der Grundversorgung weiterverkaufen, in der Form eines Solaranteils im gelieferten Stromprodukt. Alternativ können Produzenten den Herkunftsnachweis auch an einen Dritten verkaufen, beispielsweise über eine Ökostrombörse.

Im Ausland haben sich weitere Modelle etabliert. Vor allem bei grösseren Anlagen wird der Strom oft über sogenannte Power-Purchase-Agreements (PPAs) zu langfristig fixierten Preisen direkt an grosse Endverbraucher verkauft. Damit unterstützen Unternehmen den Ausbau der erneuerbaren Energien und schützen sich gleichzeitig vor steigenden Strompreisen.

Auch in der Schweiz kommt dieses Modell bereits vereinzelt vor. So hat sich Denner beispielsweise verpflichtet, den Strom aus der Solaranlage an der Muttsee-Staumauer während den nächsten 20 Jahren zu beziehen.

Die verschiedenen Vermarktungsmodelle auf einen Blick

(Quelle: «Vermarktungsmodelle für Solarstrom», EBP 2021)

 

Neben grösseren Unternehmen können im Ausland auch Haushalte und KMU den Solarstrom direkt aus Anlagen ihrer Wahl beziehen. In der Regel erfolgt dies über Plattformen, auf denen mit wenigen Klicks zum entsprechenden Angebot gewechselt wird. In der Schweiz ist dies noch nicht möglich, da kleine Endverbraucher/innen ihren Anbieter nicht wechseln dürfen. Dafür wäre die Öffnung des Strommarktes nötig. Die notwendige Gesetzesanpassung wird derzeit im Parlament beraten.

In einem Pilotprojekt in Walenstadt SG wurde das Modell eines lokalen Strommarktes getestet. Fast 40 Parteien machten mit, die meisten davon als «Prosumer» (Produzent + Konsument) mit eigener Solaranlage, rund 10 davon als reine Konsument/innen. Weiter gab es eine reine Produktionsanlage sowie acht Stromspeicher. Die Vermarktung erfolgte über eine digitale Handelsplattform, die der Energieversorger bereitstellte. Das Pilotprojekt hat aufgezeigt, dass ein solcher lokaler Strommarkt technisch machbar ist und sich die Nutzerinnen und Nutzer stark engagieren. Es wurde aber auch deutlich, dass eine definitive Umsetzung mit den heutigen regulatorischen Rahmenbedingungen ohne vollständige Strommarktöffnung nicht möglich ist.

 

Heutige Marktsituation:

Heute werden in der Schweiz vor allem kleine bis mittelgrosse PV-Anlagen erstellt. Der Strom wird grösstenteils vor Ort genutzt, der Überschuss ins Netz eingespeist. Die Investoren (häufig private Hauseigentümer/innen) erhalten Förderbeiträge, zudem bezahlen sie für den Eigenverbrauch keine Abgaben und Netzgebühren. So können die Anlagen meist wirtschaftlich betrieben werden. PV-Anlagen, die keinen oder nur einen kleinen Eigenverbrauch aufweisen, können oftmals nur dann wirtschaftlich betrieben werden, wenn ein Abnehmer bereit ist, mehr für den Solarstrom zu bezahlen.

Beat Goldstein, Fachspezialist Marktregulierung, Bundesamt für Energie

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Knapp 1000 Meter über Meer auf der nördlichen Seite des Rhonetals stehen die rund drei Dutzend Satellitenschüsseln der Signalhorn AG. Vom Tal aus sind sie gut sichtbar. Die drei grössten haben nun ausgedient und werden mit Solarpanels ausgerüstet, die auch im Winter Strom liefern sollen. Weiterlesen

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Solaranlagen auf der grünen Wiese können einen Beitrag zur Biodiversität leisten. Das ist das Fazit einer Literaturstudie, welche die Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften (ZHAW) im Auftrag des Bundesamts für Energie durchgeführt hat. Energeiaplus wollte es genau wissen und hat bei Studienautor Jürg Schlegel nachgefragt, wie Solarpanels auf der grünen Wiese Tier- und Pflanzenwelt beeinflussen. Weiterlesen

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Heute veröffentlicht das Bundesamt für Energie den technischen Bericht zu den Energieperspektiven 2050+ und die Stellungnahmen der Begleitgruppe. Frau Dr. Almut Kirchner, Direktor und Partner bei Prognos, strategische Leitung Energieperspektiven, hat für Energeiaplus zu diesem Anlass eine Einordnung der Energieperspektiven 2050+ verfasst.

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Alpine Wintersportorte bieten Platz für Photovoltaik-Freiflächenanlagen und diese Anlagen können ein wichtiges Element der Energiewende darstellen. In diesen Höhenlagen ist mit hohen Jahreserträgen, einem hohen Winterstromanteil sowie bestehenden Netzanbindungen zu rechnen. Photovoltaikanlagen in die Landschaft zu bauen, bedeutet jedoch auch, dass sich die Wahrnehmung der Landschaft verändert. Wie reagiert die Bevölkerung auf Photovoltaik-Freiflächenanlagen neben Skipisten? Wie können Wintersportorte ihre energetische Entwicklung mit Photovoltaik-Freiflächenanlagen vorantreiben, sodass diese Projekte auf Zustimmung stossen?

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Eine solche Gelegenheit ergibt sich nicht alle Tage: In der Engadiner Gemeinde Scuol wurden drei baugleiche Mehrfamilienhäuser mit unterschiedlichen Typen von Solaranlagen ausgerüstet und anschliessend einem dreieinhalbjährigen Messprogramm unterzogen. Weiterlesen

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PV-Anlagen zur Selbstversorgung, Zug statt Flugzeug, Seewasser zum Heizen: Die zivile Bundesverwaltung, das VBS und acht weitere Anbieter von öffentlich relevanten Dienstleistungen haben in den letzten Jahren ihre Vorbildfunktion beim nachhaltigen Umgang mit Energie gezeigt. Weiterlesen

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Die Ziele der Energiestrategie 2050 des Bundes sind ambitioniert. Im Jahr 2020 wurde zwar ein Rekordwert an zusätzlich installierter Solarstrom-Leistung erzielt, der Wert müsste für die Erreichung der vom Bundesrat im Juni 2021 dem Parlament vorgeschlagenen Ziele deutlich höher liegen. Mit der Nutzung bestehender Verkehrs- und Versorgungsinfrastrukturen, kann ein grosses Potenzial erschlossen werden. Weiterlesen

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