PV-Grossanlagen: Was sind die Anforderungen?

Mit Photovoltaik-Grossanlagen (PV-Grossanlagen) die Produktion von Winterstrom steigern: Das ist das Ziel der Solaroffensive, die das Parlament im September 2022 beschlossen hat. Die im Gesetz formulierten erleichterten Bewilligungen gelten, bis diese neuen Photovoltaik-Grossanlagen schweizweit eine jährliche Gesamtproduktion von maximal 2 Terawattstunden (TWh) erlauben. Zudem sieht das Gesetz für die PV-Grossanlageneine Förderung mit einer Einmalvergütung von bis zu 60% der Investitionskosten vor. Das Bundesamt für Energie (BFE) hat nun die Unterlagen und Anforderungen für die Einreichung von Gesuchen publiziert.

Gondosolar, Vispertal Solar, Grengiols Solar im Kanton Wallis oder Nalpsolar und Engadin Solar im Kanton Graubünden. In verschiedenen Bergkantonen hat der Entscheid des Bundesparlaments quasi ein Solar-«Fieber» ausgelöst. Nun hat das BFE festgelegt, welche Anforderungen ein Projekt erfüllen muss, damit es von der finanziellen Unterstützung profitieren kann und wie die Höhe der Einmalvergütung festgelegt wird. Energeiaplus klärt mit dem BFE-Experten Leo-Philipp Heiniger die wichtigsten Punkte.

Energeiaplus: Es gibt verschiedene Voraussetzungen, damit für Projekte überhaupt ein Gesuch um finanzielle Unterstützung gestellt werden kann. Es muss zum Beispiel eine rechtskräftige Baubewilligung vorliegen. Was ist der Grund dafür?

Leo-Philipp Heiniger ist Fachexperte für PV beim Bundesamt für Energie. Bild: BFE

Leo-Philipp Heiniger: Im Unterschied zu den «normalen» PV-Anlagen erfolgt bei diesen Grossanlagen in den Alpen die Förderung nicht pauschal pro Kilowatt (kW) installierte Leistung, sondern wird individuell, basierend auf den Projektkosten, bestimmt. Die Preise für verschiedene Anlagen-Komponenten sind in letzter Zeit ziemlich volatil. Es macht daher Sinn, wenn das Fördergesuch möglichst nahe am Realisierungszeitpunkt gestellt wird. Bei Vorliegen einer rechtskräftigen Baubewilligung sind die tatsächlichen Dimensionen des Projekts bekannt und die voraussichtlichen Projektkosten können am präzisesten abgeschätzt werden. Zudem können dadurch auch die Kosten für allfällige Auflagen der Baubewilligung (z.B. für Ersatzmassnahmen im Natur- und Landschaftsschutz) im Gesuch berücksichtigt werden.

Unter Umständen muss das Stromnetz noch verstärkt oder es müssen neue Leitungen gelegt werden, damit eine solche PV-Grossanlage Strom ins Netz einspeisen kann. Was bedeutet das für diese Anlagen und wer trägt die Kosten für die Netzverstärkungen?

Der Netzanschluss und eine allfällige nachgelagerte Netzverstärkung sind für viele PV-Grossanlagen eine grosse Herausforderung. Um die vorgegebenen Fristen für die privilegierte Förderung einzuhalten ist es sicher von Vorteil, Standorte zu wählen, bei welchen der Netzanschluss relativ einfach realisiert werden kann und für welche sich die Netzverstärkungen in Grenzen halten. Die Kosten für Netzverstärkungen sind Teil der Systemdienstleistungen der nationalen Netzgesellschaft Swissgrid und müssen nicht vom Projektanten getragen werden. Hingegen sind die Kosten für den Netzanschluss Teil der Projektkosten.

Die Anlagen müssen eine jährliche Mindestproduktion von 10 Gigawattstunden (GWh) und eine spezifische Produktion im Winterhalbjahr von 500 Kilowattstunden (kWh) pro 1 kW installierte Leistung erreichen. Wie müssen die Gesuchsteller das belegen?

Bei der Einreichung des Fördergesuchs müssen die Gesuchsteller mittels Simulation nachweisen, dass das geplante Projekt die erwähnten Voraussetzungen voraussichtlich erfüllt. Damit die Simulation möglichst verlässlich durchgeführt wird, hat das BFE im Vollzugsdokument «Wegleitung zur Ertragsberechnung für PV-Grossanlagen» Vorgaben zusammengestellt, welche die durch den Gesuchsteller vorgenommene Ertragssimulation erfüllen muss. Nach drei vollen Betriebsjahren wird dann überprüft, ob aufgrund der gemessenen Nettoproduktion die Anspruchsvoraussetzungen, gemittelt über die drei Jahre, effektiv erfüllt sind.

Das heisst: Erst nach drei Betriebsjahren wird klar, ob die Simulation auch realistisch gewesen ist? Was, wenn das nicht der Fall ist?

Das ist so, daher sind die Projektanten gut beraten, Standorte ins Auge zu fassen, bei welchen das Erfüllen der Voraussetzungen nicht problematisch ist. Die effektiven Stromerträge sind aber auch entscheidend für die Festlegung der Höhe der Einmalvergütung. Daher macht es Sinn diese über einen bestimmten Zeitraum zu messen und zu mitteln. Erfüllt ein Projekt die Anspruchsvoraussetzungen im Betrieb nicht, und sind die Gründe dafür nicht in ausserordentlichen, durch den Betreiber nicht beeinflussbaren Betriebsausfällen zu suchen, so entfällt der Anspruch auf die privilegierte Förderung. Für solche Projekte kann jedoch die «normale» Einmalvergütung beantragt werden, sofern die Anlage rechtmässig bestehen bleiben darf.

Unterstützung und erleichterte Bewilligungsverfahren sind befristet. Um von der privilegierten Förderung zu profitieren, müssen bis Ende 2025 mindestens zehn Prozent der erwarteten Produktion der gesamten geplanten Anlage eingespeist werden, also innerhalb der nächsten zweieinhalb Jahre. Das ist ein enger Zeithorizont. Wie wird sichergestellt, dass kein Geld gesprochen wird für Projekte, die dann doch nicht innert der Frist realisiert sind?

Bei der Zusicherung der Einmalvergütung wird auch der Zahlungsplan (Zeitpunkt und Höhe der pro Tranche ausbezahlten Beträge) individuell pro Projekt festgelegt. Die Teilzahlungen erfolgen entsprechend dem Projektfortschritt bei Erreichen von Meilensteinen. Ein solcher Meilenstein kann zum Beispiel die Inbetriebnahme von 10% der erwarteten Gesamtleistung sein. Wurden bereits Teilzahlungen geleistet, sind am Schluss aber die Anspruchsvoraussetzungen nicht erfüllt, werden die geleisteten Beträge zurückgefordert.

Gesuchsteller können mit maximal 60% Unterstützung an die anrechenbaren Investitionskosten rechnen. Was heisst das konkret? Was beinhalten die Investitionskosten genau, was nicht? Und wie wird entschieden, ob ein Projekt 60% oder weniger erhält?

Gemäss Energieförderungsverordnung (EnFV) deckt die Einmalvergütung die ungedeckten Kosten eines Projekts, jedoch maximal bis zu 60% der anrechenbaren Investitionskosten. Konkret wird dabei wie folgt vorgegangen: Basierend auf der zur Verfügung gestellten Excel-Vorlage zur Wirtschaftlichkeitsbewertung wird ermittelt, wie hoch die Geldzuflüsse (Stromverkauf, Eigenverbrauch, Restwerte) und die Geldabflüsse (Abschreibungen der Investitionskosten, Kosten für den Anlagenbetrieb, den Ersatz von Komponenten und den Rückbau) sind. Die Geldflüsse werden anschliessend mit dem kalkulatorischen Zinssatz (dem sogenannten WACC) diskontiert und summiert, woraus sich die ungedeckten Kosten ergeben. Für das Jahr 2023 beträgt der WACC für alpine PV-Grossanlagen 5,23%. Sind die ungedeckten Kosten tiefer als die 60% der anrechenbaren Investitionskosten, so ist die Einmalvergütung durch die ungedeckten Kosten gedeckelt, liegen sie höher, so ergibt sich die Deckelung durch die 60% der anrechenbaren Investitionskosten. Anrechenbar sind Investitionskosten gemäss Art. 61 EnFV wenn sie in direktem Zusammenhang mit den für die Stromproduktion notwendigen Teilen der Anlage anfallen, angemessen sind und effizient ausgeführt werden.

Wie werden dann die Geldzuflüsse berechnet, hängen diese nicht von den zukünftigen Strommarktpreisen ab?

Richtig, die Geldzuflüsse hängen von der jährlichen Stromproduktion und von den angenommenen zukünftigen Strommarktpreisen ab. Für die Wirtschaftlichkeitsbewertung gibt das BFE ein Strompreisszenario vor, mit welchem gerechnet werden muss. Dieses stützt sich sowohl auf die Terminmarkpreise als auch auf eine Modellrechnung und wird jährlich aktualisiert.

Die Kantone müssen dem Bundesamt für Energie (BFE) laufend die geplanten Projekte und deren Stand von der öffentlichen Auflage bis zur Inbetriebnahme melden. Das BFE führt eine öffentlich zugängliche und laufend aktualisierte Liste mit diesen Informationen. Geht es darum, Transparenz zu schaffen?

Die Informationen dienen in erster Linie dem BFE und den Projektentwicklern. Gemäss Energiegesetz gelten die Erleichterungen für die Bewilligung von PV-Grossanlagen nur so lange, bis diese neuen Anlagen schweizweit eine jährliche Gesamtproduktion von maximal 2 TWh erlauben. Entscheidend ist dabei die voraussichtliche Produktion der rechtskräftig bewilligten Anlagen. Das BFE muss entsprechend die Einhaltung der Schwelle überprüfen können und Projektenwickler haben ein Interesse, abschätzen zu können, ob ihr Projekt noch unter Artikel 71a des Energiegesetzes fällt oder nicht. Gleichzeitig soll sich aber auch die Öffentlichkeit ein Bild davon machen können, wo und in welcher Grösse solche PV-Grossanlagen geplant sind. Die Liste wird hier publiziert, sobald die ersten Projekte öffentlich aufgelegt worden sind.

Interview: Brigitte Mader, Kommunikation, Bundesamt für Energie
Bild: Versuchsanlage Totalp, Davos, ZHAW