keystone-sdaWartezeiten bis zu zwölf Monate: Das war gang und gäbe bei der Lieferung von Wärmepumpen in den letzten beiden Jahren. Nun entspannt sich laut dem Branchenverband GebäudeKlima Schweiz die Situation. Dennoch sollte man den Heizungsersatz nach wie vor rechtzeitig planen. Weiterlesen
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BFESeit Mitte Dezember bietet das Energie-Dashboard eine Übersicht über die wichtigsten Kennzahlen zu Gas und Strom. Als neueste Innovation findet man auf dem Energie-Dashboard auch Informationen zu den Einsparungen von bestimmten Verbrauchergruppen wie Industrie, KMU und Privaten. Auch die für die Versorgungssicherheit wichtige Produktion und Verfügbarkeit der Kernkraftwerke in der Schweiz und in Frankreich sind neu aufgeführt. Weiterlesen
An Lärmschutzwänden und Mauern entlang der Schweizer Nationalstrassen existiert ein unangetastetes Potenzial von rund 55 GWh Strom, welches mit Photovoltaikanlagen genutzt werden könnte. Das Bundesamt für Strassen ASTRA will dieses schlummernde Potenzial nun erschliessen: mit eigenen Solarstromanlagen sowie mit einem Bewerbungsverfahren für die Nutzung der Flächen durch Dritte. Weiterlesen
Die Wintersession des Bundesparlaments war von den Ersatzwahlen in den Bundesrat geprägt. Im Bereich Energie hatten die Räte in erster Linie Motionen und die Gletscher-Initiative zu behandeln. Ein Rückblick auf die Session. Weiterlesen
Wie muss das Schweizer Stromnetz aussehen, um die Herausforderungen der Zukunft zu meistern? Stichworte: Netzstabilität, Ausbau Photovoltaik und Windkraft, Stromimport und -export. Im sogenannten energiewirtschaftlichen Szenariorahmen definiert der Bundesrat die Eckpunkte für die Stromnetzplanung. Weiterlesen
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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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
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
Das Ziel ist ehrgeizig: Bis in fünf Jahren sollen 1500 Wasserstoff-Lastwagen auf den Schweizer Strassen unterwegs sein. Knapp 50 sind es Ende dieses Jahres und schweizweit gibt es bereits neun Tankstellen. Bis Ende 2022 Jahr sollen doppelt so viele Wasserstoff-Tankstellen verfügbar sein. Wo liegen die Herausforderungen, damit sich Wasserstoff durchsetzt? Energeiaplus hat bei Akteuren nachgefragt. Weiterlesen
In der Schweiz werden pro Jahr rund 50’000 Tonnen Elektrongeräte durch den Verband Swico recycelt. Doch was genau geschieht mit dem Elektroschrott? Begleiten Sie einen PC von der Sammelstelle durch den Schredder und bis auf den Markt für Sekundärrohstoffe. Weiterlesen
