Revision Energiegesetz (Fördermassnahmen ab 2023)

Es geht wieder etwas am Energiehimmel. Hoffentlich: https://www.admin.ch/gov/de/start/dokumentation/medienmitteilungen.msg-id-78665.html
einstein0

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Danke Einstein für das Aufbringen vom Thema - darüber lohnt sich’s zu diskutieren. Ich habe den „erläuternden Bericht“ zur Vernehmlassungsvorlage gelesen, nachfolgend mein Kommentar zur vorgesehenen Revision vom Energiegesetz.
Was mich etwas verwirrt: in der (verlinkten) Medienmitteilung ist die Rede von „Öffnung des Strommarkts“ und „Quartierstrom-Märkte“. Im Energiegesetz erkenne ich diesen Zusammenhang jedoch nicht - da geht es nur/primär um die Einmalvergütungen. Kann jemand erklären, wie das zusammenhängt?

Ich begrüsse das beschriebene Ziel, den jährlichen Photovoltaik-Zubau bis 2023 auf über 600 MW zu verdoppeln. Einen noch stärkeren Zubau ab 2023 auf über 1000 MW/Jahr wäre jedoch ebenfalls denkbar und ökologisch zielführend.

Ebenso ist es positiv, dass Windkraftprojekte, welche kaum vor 2023 realisiert werden können, eine Wirtschaftlichkeitsperspektive erhalten.

Grundsätzlich sähe ich jedoch gerne einen schweizweit einheitlicher Rückliefertarif für dezentral produzierte Elektrizität, beispielsweise orientiert an den Gestehungskosten vom günstigsten neuen inländischen Kraftwerk, so wie dies vor 2008 praktiziert wurde. Waren damals 15 Rp/kWh nötig, könnten heute rund 9 Rp/kWh angemessen sein.

Der vorgeschlagene Weg der Investitionsbeiträge erweckt den Eindruck, dass erneuerbare Energien unwirtschaftlich sind und mit bis zu 60% subventioniert werden müssen. Doch was ist günstiger bzw. konkurrenzfähiger als Photovoltaik, wenn die Schweiz die inländische Stromproduktion ausbauen will? Mit Investitionsbeiträgen wird der Energiekosten-Anteil auf der Elektrizitätsrechnung klein gehalten. Die Höhe vom Netzzuschlag wird als Politikum gehandelt. Besser vertretbar wäre es, wenn die Energiekosten effektiv den Gestehungskosten nahe kommen. Wir sehen, dass der Netzzuschlag-Fond für die geplanten Investitionsbeiträge ausreichen könnte. Doch wenn sich der Energiepreis den 9 Rp/kWh annähert, kann mit dem Geld aus dem Netzzuschlagsfond mehr Solarstrom ermöglicht werden. Ich halte es für angemessen, wenn Strom bezahlt wird, wenn er erzeugt wurde; Investitionskapital ist kein Engpass, wenn eine Wirtschaftlichkeitsperspektive gegeben ist.

Bei Ausschreibungen von Investitionsbeiträgen (IB) sehe ich eher die Gefahr, dass Solardachpotentiale verpasst werden, wenn die Prozedur nicht ausreichend einfach und zügig läuft. Dacheigentümer sollten in weniger als 30 Tagen Bescheid wissen, ob sie einen Investitionsbeitrag zugesagt bekommen. (Monatliche Ausschreibungsbranchen?) Bei einer Absage gehen wertvolle Dachpotentiale verloren. In der Schweiz geht es nicht um Freilandanlagen, die ein Jahr früher oder später errichtet werden können. Bei Dach-Neubauten und Dachsanierungen darf man das Zeitfenster in der Gebäudeplanung nicht verpassen.

Wer keinen Zuschlag in einer IB-Ausschreibung erhält, kann doch auf die „normalen“ Einmalvergütungssätze zählen, richtig? (Gibt es die noch für 100 kW bis 50 MW?)

Wie viel Investitionsbeitrag ein Projekt für die Wirtschaftlichkeit benötigt, ist primär vom Rückliefertarif abhängig. Bei solchen Ausschreibungen werden also Projekte in Verteilnetzen gewinnen, wo „anständige“ Rückliefertarife bezahlt werden. Und/oder aber Angebote von Elektrizitätswerken selbst gewinnen: Im Gegensatz zu unabhängigen Energieerzeuger können sie einen festen Preis für Herkunftsnachweise einkalkulieren. Die Formalitäten von Ausschreibungen werden grundsätzlich zu einer weniger breiten Bürgerbeteiligung führen als wenn einfach ein verlässlicher Abnahmepreis für erneuerbare Strom besteht.

Ich lehne die geplanten Investitionsbeiträge nicht resolut ab, halte die erwähnten Punkte jedoch für beachtenswert. Allfällige Investitionsbeiträge von 500 CHF/kWp decken nahezu die gesamten PV-Materialkosten - entsprechend billig soll/muss dann der Strom verkauft werden? Solche Vorauszahlungen sind womöglich weniger nachhaltiger als eine angemessene Vergütung einer nachhaltigen Stromproduktion.

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Zufällig kenne ich einen beteiligten Mitarbeiter, welcher mir den künftigen ZEV so erklärt hatte:
Bisher musste zur Mitversorgung weiterer Stromkunden ein privates Kabel gelegt werden…
Neu sollte z.B. eine Überbauung oder ein Quartier nur noch einen Versorgerzähler erhalten und die bestehenden Zuleitungen des Versorgers genutzt werden können.
Da ich in unserem MFH bereits seit > 10 J. einen ZEV betreibe, bevor dieser gegründet worden war,
kann ich nur über Vorteile in der Form von Kostenreduktionen berichten.
Übrigens auch für Wasser, das Kabelnetz für RTV und Kommunikation.

Auch habe ich weltweit verschiedene Vergütungsszenarien kennengelernt, angefangen bei meiner ersten PV-Anlage in den 90er Jahren, als es noch keine Zweirichtungszähler gab und der Ferraris über Mittag einfach ein paar Runden rückwärts zählte.
Heute nennt man das Net-Metering und scheint mir das fairste Angebot zu sein für uns Prosumer.
Denn im Ggs. zu konventionellen Kraftwerken fallen bei PV keine Unterhalts- Entsorgungs- oder gar Ewigkeitskosten an und die Versorger können unseren sauberen Strom zu Bruttokosten erwerben.
Net-Metering kennt z.B. Holland, indem es für gewisse Prosumer eine Jahresrechnung erstellt und mit dem selbst erzeugten Strom saldiert.
Doch wenn man verfolgt, was z.B. in unserem Nachbarland gerade ausgebrütet wird, kommen mir dafür Zweifel hoch:


einstein0

Die SSES macht bei der Vernehmlassung mit. Vorschläge erwünscht (ans Office)

Im Tagesanzeiger vom 9.7.ist des Problem schön beschrieben: Die Zürich Versicherung baut Häuser, die umweltfreundlich gebaut werden, aber ohne Solaranlage. Alles ist vorhanden: Gratis-Sonnenenergie, die nötige Technologie, diese zu ernten, Flachdächer auf Neubauten. Aber es rentiert nicht. Was uns fehlt, ist ein Finanzierungssystem, das mit einem kostendeckenden Einspeisetarif eine vernünftige Verzinsung und Amortisation des eingesetzten Kapitals für eine PV-Anlage sichert. Diese Rahmenbedingungen zu setzen ist Aufgabe der Politik, aktuell bei der Revision des Energiegesetzes. Warum wird nicht klar die Reaktivierung und Weiterentwicklung der bewährten Einspeisevergütung mit Einbezug von Investitionsbeiträgen und gleitender Marktprämie gefordert?

Ja, der Einspeisetarif ist für die Mehrheit der Solarstromproduzenten der Schlüssel. Es kann nicht sein, dass wir ein paar Rappen erhalten und der saubere Strom in der Nachbarschaft für 30 Rp weiterverkauft wird. Dass sich die Versorger hinter den Marktpreisen verstecken und günstigen Dreckstrom importieren können, wird vom Gesetzgeber gedeckt.
Dabei braucht es längst keine Förderung mehr, denn die PV-Komponenten sind so preiswert geworden, dass Anlagen ab CHF 1.-/ Wp gebaut werden können.
einstein0

Obige Verfasser der Beiträge hoffen auf einen „besseren“ Preis für Strom aus erneuerbaren Energien.
Ob aber die EICom so schnell eine neuere Verfügung als jene von 19. April 2016 (220.00007) erlässt,
wage ich zu bezweifeln. Denn als Folge dieser Verfügung, sowie der Umsetzungs-Mitteilung vom 19. Sept. 2016, haben die meisten EW’s die Rücklieferpreise per 1. Januar 2018 neu berechnet und teils sehr viel tiefer festgelegt. Wo genau bei den Fördermassnahmen der Hebel angesetzt werden muss ist mir nicht so klar. Die Idee war ja einst, dass die KEV oder die EIV den „Marktpreis“ ausgleichen sollten. Dass eine Förderung über einen „anständigen“ Preis - inkl. HKN Vergütung - gelingen könnte wäre wünschenswert. Unter den jetzt gültigen Bestimmungen, - der Berechnung der Rückvergütung für PV-Strom auf Basis des Graustrompreises-, scheint mir dies jedoch leider ein Wunschtraum. Der „Markt“ allein wird nicht alles richten, die Förderung allein auch nicht. Und wenn die ELCom auch nicht will…? Wer hier die taulichste Lösung hat möge doch vortreten.

VESE hat mittlerweile die Stellungnahme eingereicht:
Forderung nach anständigen Rückliefertarif statt Ausschreibung hoher Investitionsbeiträge.