Am 1. Januar 2023 sind einige Verordnungs- und Gesetzesänderungen in Kraft getreten. Die wichtigsten Neuerungen im Überblick: Weiterlesen
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Im Wallis steht mit Grande Dixence die höchste Staumauer der Schweiz, 400 Millionen Kubikmeter Wasser fasst der Speichersee. Mit dem Pumpspeicherwerk Nant de Drance hat Anfang Juli 2022 im Wallis zudem eines der leistungsstärksten Pumpspeicher-Kraftwerke den Betrieb aufgenommen. Und am 10. November hat Swissgrid die neue Stromleitung zwischen Chamoson und Chippis im Wallis offiziell eingeweiht. Weiterlesen
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Grosse Solaranlagen in den Bergen, einfachere Verfahren für Windanlagen oder die Erhöhung der Grimsel-Staumauer im Berner Oberland: Die eidgenössischen Räte haben in der Herbstsession 2022 zahlreiche Entscheide zum Ausbau der erneuerbaren Energien getroffen. Folgend ein Überblick über die energiepolitischen Geschäfte, die die beiden Räte behandelt haben.
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Die Erdölpreiskrise in den 1970-er Jahren und Fukushima 2011 sind Wendepunkte in der Schweizer Energiegeschichte. Die Erdölpreiskrise führte zu einem Umdenken beim Schweizer Energiemix, die Reaktorkatastrophe von Fukushima war der Auslöser für den Atom-Ausstieg der Schweiz. Steht der Ukraine-Krieg nun am Anfang eines neuen Kapitels in der Schweizer Energiegeschichte? Weiterlesen
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Liechtenstein und die Schweiz sind eng verbunden. Das zeigt sich nicht nur bei der Währung – in Liechtenstein bezahlt man mit Schweizer Franken – sondern gerade auch bei der Energie. Eine Schlüsselrolle spielt dabei die KVA Buchs, und auch beim Strom ist das Ländle auf seine Nachbarn angewiesen.
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Wieviel und vor allem zu welchen Kosten kann Solarstrom – in Kombination mit Batterien und der flexiblen Wasserkraft – zur inländischen Stromproduktion beitragen? Das hat die Meteotest AG in der Studie «Firm PV power generation for Switzerland (FiPPS)» in verschiedenen Szenarien untersucht. Überraschendes Ergebnis: Wenn die Photovoltaik überdimensioniert ausgebaut würde, mit entsprechenden abregelbaren Stromüberschüssen im Sommer, könnte sie zusammen mit der inländischen Wasserkraftproduktion und in einer optimalen Kombination mit Batterien die Stromversorgung der Schweiz übers ganz Jahr sicherstellen. Dies bei Stromproduktionskosten im Schweizer Netz von 6 bis 8 Rappen pro Kilowattstunde. Die Studie wurde im Rahmen des Forschungsprogramms Photovoltaik des Bundesamts für Energie durchgeführt. Weiterlesen
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Wer im Jahr 2021 Strom aus einem unrentablem Grosskraftwasserwerk am Markt verkaufte, konnte beim Bundesamt für Energie (BFE) bis Ende Mai 2022 ein Gesuch für eine finanzielle Unterstützung einreichen. Sieben Gesuchsteller haben für sechs unrentable Anlagen ein Gesuch eingereicht. Weiterlesen
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222 oder rund 11% der über 2’000 Fach-Besucherinnen und Besucher der Messe Powertage 2022 haben Mitte Mai an der Umfrage am Stand des Bundesamts für Energie (BFE) mitgemacht. Unter dem Motto Formula 2050 fragte das BFE, wie die Erfolgsformel für den Strommarkt im Jahr 2050 aussehen soll. Die Ergebnisse der Umfrage sind teils überraschend: So erwarten die Teilnehmenden grosse Veränderungen in der Struktur der Schweizer Stromwirtschaft oder setzen auch im Jahr 2050 noch auf die inländische Kernenergieproduktion. Zur Sicherstellung der Stromversorgungssicherheit fordert die Mehrheit zudem viel raschere Bewilligungsverfahren für sämtliche Energieinfrastrukturen, sowie mehr Kompromissbereitschaft in der Bevölkerung und Politik. Weiterlesen
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Am 13. Mai 2022 fand der traditionelle Kongress von Swiss Small Hydro (SSH) unter dem Titel „Schutz und Nutzung“ statt. In diesem Jahr nahmen 90 interessierte Personen an der Veranstaltung in Münchenstein teil, die am Vormittag dem Erfahrungsaustausch im Bereich der Kleinwasserkraft gewidmet war. 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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