Solarstrom-Vergütungen steigen beträchtlich

 

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Die Netzbetreiber erhöhen die Vergütung für eingespeisten Strom im 2023 durchschnittlich um 55% auf 15.5 Rp/kWh, wie eine erste Auswertung des Verbands der unabhängigen Energieerzeuger VESE ergab. Der Verband unterstreicht, dass die Erhöhungen einzig unter dem Druck der EU-Strompreishausse zustande kamen. Mittelfristig ist nach wie vor keine Garantie für kostendeckende Vergütungen der inländischen Produzenten gegeben. Der Verband fordert dringend ein neues, zukunftsfähiges Vergütungsmodell.

 

Die Auswertung der bereits bekanntgegebenen Vergütungen der 30 grössten Netzbetreiber der Schweiz ab 1. Januar 2023 zeigt einen durchschnittlichen Sprung nach oben um 55% von 10.1 Rp/kWh (2022) auf 15.5 Rp/kWh (2023). VESE begrüsst, dass der Solarstrom als zuverlässige und ökologische Stütze der inländischen erneuerbaren Energiegewinnung endlich eine Aufwertung erfährt. Insbesondere ist es befriedigend zu sehen, dass notorische Bremser unter den Netzbetreibern die von VESE geforderte Schwelle von 10 Rp/kWh erreichen bzw.  überschritten haben.

Grosse Bedenken hat VESE jedoch bezüglich der Hintergründe für diese Steigerung. Viele der Netzbetreiber sprechen zwar in ihren Ankündigungen von Förderung der Produktion der unabhängigen Produzenten. Der wahre Grund liegt jedoch überwiegend in der Tatsache, dass mit der heutigen Gesetzeslage Produzenten mit Lastgangmessung (normalerweise >30 kVA) sehr einfach beim lokalen Netzbetreiber «abspringen» können, und ihre Produktion zum effektiven Terminmarktwert 2023 von zurzeit 20 bis 30 Rp/kWh am freien Markt absetzen können. Die Netzbetreiber waren somit gezwungen, dieser Abwanderung durch eine massive Erhöhung ihrer Vergütungen zu begegnen. Angesichts der hohen Marktpreise wäre ihnen der recht günstige Strom der unabhängigen Produzenten möglicherweise entgangen.

Während aus Produzentensicht diese Steigerungen sehr willkommen sind - insbesondere für Anlagenbetreiber, die bisher sehr schlecht vergütet wurden - hat dieser massive Anstieg den ungewollten Effekt, dass die Preise für die inländischen Stromkonsumenten zusätzlich nach oben getrieben werden. Dies, weil die Netzbetreiber die erhöhten Vergütungen an die Konsumenten weiterverrechnen. Diese Entwicklung ist zu bedauern, denn die Produzenten benötigten eigentlich nicht mehr als 8 bis 12 Rp/kWh, um ihre Investitionen decken zu können. Bei diesen Preisen könnte der eingespeiste Solarstrom einen wertvollen Beitrag leisten, die Strompreise im Inland zu stabilisieren.

Damit eine solche Preisstabilisierung mit einem gleichzeitig zügigen Ausbau der Solarkraftwerke der privaten Besitzerinnen und Besitzer vereinbart werden kann, braucht es dringend ein neues Modell der Vergütungen im Schweizer Energiegesetz. VESE schlägt dazu ein Modell vor, welches es erlaubt eine Finanzierung der inländischen Solarkraftwerke langfristig zu garantieren – ohne Kostensteigerung für die Konsumentinnen und Konsumenten. Dieses gestehungkostenorientierte «Fix-Modell» ergänzt mit zugehörigem, rein marktorientiertem «Flex-Modell», stösst bei Verbänden, der Politik und Verwaltung auf offene Ohren: Erfreulicherweise hat die Kommissionen für Umwelt, Raumplanung und Energie des Ständerates im Rahmen der Diskussion des Mantelerlasses zur Energieversorgung das Problem der Investitionssicherheit von Solaranlagen adressiert. Details hierzu finden sich in unserer Medienmitteilung vom 14.9.2022: «UREK-S übernimmt Forderung der SSES und VESE nach fixer Abnahmevergütung für Solarstrom»

Quelle: VESE

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Produktion von EE an Nationalstrassen

Entlang der Nationalstrassen besteht ein grosses Photovoltaik-Potenzial. Das soll so rasch als möglich erschlossen werden. Das Bundesamt für Strassen (ASTRA) stellt verfügbare Flächen kostenlos zur Verfügung und startet dazu ein Bewerbungsverfahren. Dieses startet am 19. September 2022 und dauert bis am 24. Februar 2023.  

Das Potenzial von Photovoltaik resp. Erneuerbaren Energien (EE) auf Lärmschutzwänden entlang der Nationalstrassen wird auf 55 GWh pro Jahr geschätzt. Das Bundesamt für Strassen (ASTRA) nutzt einen Teil dieses Potenzials bereits für den eigenen Stromverbrauch, namentlich in der Nähe von Tunnels und bei Werkhöfen und baut dies weiter aus. Um das Potenzial noch besser nutzen zu können, werden die übrigen geeigneten Flächen wie beispielsweise Lärmschutzwände oder Rastplätze Dritten kostenlos zur Verfügung gestellt.

Für Planung, Finanzierung, Bau, Anschluss, Betrieb und Unterhalt der Photovoltaikanlagen sind die Dritten selbst verantwortlich. Weiter müssen sie den hergestellten Strom eigenständig vermarkten, das heisst, sie können selber vor Ort Verbraucher finden oder den Strom ins Netz einspeisen.

Eckdaten des Bewerbungsverfahren für PV-Anlagen auf Lärmschutzwänden und Rastplätzen

Das ASTRA startet am 19. September 2022 das Bewerbungsverfahren. Es dauert bis am 24. Februar 2023. Im Zentrum stehen dabei rund 350 Lärmschutzwände und 100 Rastplätze. Diese Objekte wurden zu 15 Losen zusammengefasst. Interessierte haben die Möglichkeit, sich zu bewerben und nach der Zuteilung eines Loses innerhalb eines festgelegten Zeitrahmens die Photovoltaikanlage auf der entsprechenden Fläche zu planen und zu realisieren. Ein ähnliches Verfahren wurde bereits 2018 bei der Vergabe von Standorten für Schnellladestationen auf Rastplätzen durchgeführt.

Die Bewerbungsunterlagen und weitere Informationen (inkl. Visualiserungstool) sind hier erhältlich: www.astra.admin.ch/photovoltaik

Infobox

Der Bundesrat hat an seiner Sitzung vom 17. August 2022 die Nationalstrassenverordnung (NSV) dahingehend angepasst, dass Flächen entlang von Nationalstrassen Dritten kostenlos für die Solarstromproduktion zur Verfügung gestellt werden können. Die Verordnungsänderung tritt am 1. Oktober 2022 in Kraft. Die neue Bestimmung gilt auch für andere Anlagen zur Gewinnung von erneuerbarer Energie wie zum Beispiel Windkraft- und Geothermieanlagen. Das aktuelle Bewerbungsverfahren beschränkt sich auf Photovoltaikanlagen.

Dieses Bewerbungsverfahren ist eine Massnahme der Roadmap Elektromobilität 2025. Da der Bund keine Beschaffung tätigt, handelt es sich wie schon bei der Zuteilung von Standorten für Schnelladestationen auf Rastplätzen nicht um eine Vergabe gemäss Beschaffungsrecht.

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Adresse für Rückfragen

Medienstelle ASTRA; 058 464 14 91 oder media@astra.admin.ch

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Das schüttelt die Solarbranche so richtig

Die AMAG Gruppe (Automobilbranche) steigt mit der Übernahme von Helion ins Energiegeschäft ein: Photovoltaik und Elektromobilität sind die Treiber der Energiewende. Mit der Übernahme von Helion durch die AMAG Gruppe [AMAG] kommen Elektromobilität und Photovoltaik zusammen. Eine Medienmitteilung im Original-Wortlaut.

Die neue Einheit unter dem Dach der AMAG Gruppe wird sich als neuer Energiedienstleister mit einem integralen Produkt- und Dienstleistungsangebot und grösstmöglicher Kundenähe positionieren. Die AMAG Gruppe übernimmt die Anteile von Bouygues E&S InTec Schweiz AG, die bisher alleinige Eigentümerin von Helion war und steigt damit ins erneuerbare Energiegeschäft ein.

Helion und die AMAG pflegen seit vielen Jahren eine enge Partnerschaft. Während die AMAG die Strategie verfolgt, ihr Portfolio bis 2040 komplett zu elektrifizieren und klimaneutral gemäss Net Zero zu sein, agiert Helion als komplementärer Lösungsanbieter, der Ladeinfrastruktur und erneuerbare Energie bereitstellt. Dazu Helmut Ruhl, CEO der AMAG Group AG: «Dank der Übernahme von Helion werden wir neu in der Lage sein, unseren Kundinnen und Kunden ein Rundum-Angebot zu machen, das nachhaltige Mobilität und erneuerbare Energieproduktion passend zusammenführt.»

Noah Heynen, CEO Helion, ergänzt: «Mit der Übernahme entsteht ein neuer Typ eines modernen und innovativen Energiedienstleisters mit grosser Kundennähe. Ein integrales Angebot an Lösungen in den Bereichen Energieproduktion – Strom und Wärme –, Energiespeicherung und E-Mobilität schafft einen grösstmöglichen Kundennutzen.» Helion wird komplett mit allen rund 450 Mitarbeitenden als Helion Energy AG in den Geschäftsbereich AMAG Energy & Mobility der AMAG Group AG, unter der Leitung von Martin Everts, einem ausgewiesenen Energieexperten, eingegliedert. Die beiden Gründer Noah Heynen und Samuel Beer leiten das Unternehmen wie bisher in ihren Funktionen als CEO und COO. «Ich freue mich darauf, im Team von Martin Everts den Bereich Energy aufzubauen und zu gestalten», betont Noah Heynen, CEO Helion.

Elektromobilität als Gamechanger: Mit der Elektrifizierung der Mobilität werden in den nächsten Jahren grosse Kapazitäten an Batteriespeichern bereitgestellt. Über die Möglichkeiten des bidirektionalen Ladens stehen damit neu steuerbare und für die Stabilität des Energiesystems relevante Mengen an flexiblen Lasten zur Verfügung, die Energieengpässe über Stunden und Tage auffangen können. Damit lässt sich die Volatilität der erneuerbaren Energien glätten. Erneuerbare Energien werden so rund um die Uhr verfügbar. «Künftig werden mit neuen Elektrofahrzeugen grosse Mengen an Batteriespeichern zur Verfügung stehen, und wir liefern mit der Photovoltaik die nötige erneuerbare Energie zum Laden dieser Speicherkapazitäten. Mit unserem erprobten Energie-Management-System sind wir zudem in der Lage, eine effiziente Steuerung dieser Energiekapazitäten sicherzustellen», präzisiert Noah Heynen, CEO von Helion. Damit vereinen sich mit der Übernahme von Helion durch die AMAG zwei Kernkompetenzen, die die Energiewende auszeichnen. «Wir werden keine Energieversorger im herkömmlichen Sinn, wir bauen ein moderne lokale Energy Community, welche erneuerbaren Strom produziert und austauscht – für nachhaltige Mobilität und nachhaltiges Wohnen.»

 

Neue Geschäftsmodelle: Mit dem Eintritt der AMAG in den Energiemarkt kommen innovative Geschäftsmodelle zur Anwendung, die im Wettbewerb erprobt sind und durch grösstmögliche Kundennähe überzeugen. Die AMAG verfügt über ein feingliedriges Verkaufsnetz, bestehend aus über 450 Markenpartnern, davon 80 eigenen Garagenstandorten, in der ganzen Schweiz. In Kombination mit Helion können neu AllInclusive-Services für die Kundinnen und Kunden zu bestmöglichen Konditionen angeboten werden.

 

Langfristige Strategie mit klarer Ausrichtung: Die AMAG fühlt sich der Nachhaltigkeit verpflichtet und setzt sich für die Energiewende und das Erreichen der Klimaziele ein. So will AMAG als Unternehmen bis 2025 klimaneutral werden. Zudem hat die AMAG die Ambition, bis 2040 einen klimaneutralen Fussabdruck gemäss Net Zero zu erreichen. Ein eigener Klimafonds unterstützt Initiativen und Startups, die zur Dekarbonisierung beitragen. Die AMAG bekennt sich zum 1,5-Grad-Ziel des Pariser Klimaschutzabkommens und zu den Science Based Targets. Mit der Übernahme von Helion macht das Unternehmen einen nächsten Schritt, indem es eine aktive Rolle als gewichtiger Akteur beim Umbau des Energiesystems übernehmen wird. 

 

Quelle: helion

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Und sie bewegt sich doch!

Letzten Freitag hat die UREK-S des Ständerats die Eckpunkte für das neue Energie- und Stromversorgungsgesetz bekannt gegeben. Unter anderem wird vorgeschlagen, eine schweizweit einheitliche, minimale Abnahmevergütung für PV-Strom einzuführen. Eine kürzlich erschienene Studie vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung kommt ebenfalls zum Ergebnis: die langjährige Forderung der SSES-Fachgruppe VESE könnte den Ausbau der erneuerbaren Energien aufgrund der besser abgesicherten Finanzierung wesentlich beschleunigen. Damit würden Konsumenten und Konsumentinnen von tieferen und stabilen Strompreisen profitieren. 

Die UREK-S schlägt für die Vergütung dieses Modell vor: Netzbetreiber sollen weiterhin verpflichtet sein, ihnen angebotene Elektrizität aus erneuerbaren Energien abzunehmen, neu jedoch zu einem schweizweit harmonisierten Preis. Die minimale Vergütung orientiert sich an den Amortisationskosten der entsprechenden Anlagen, das Doppelte dieser Minimalvergütung gilt als Maximalvergütung. Für die SSES und ihre Fachgruppe VESE ist damit eine zentrale Forderung, nämlich die Absicherung des Investitionsrisikos, erfüllt. Dadurch können Investierende sicherer, zuverlässiger und vor allem langfristiger planen, was sich aufgrund niedrigerer Risikozuschläge positiv auf die Preise auswirken und zu weniger Abbrüchen bei Projekten führen wird. Die SSES kritisiert jedoch den kurzsichtigen Umgang mit dem Natur- und Landschaftsschutz. Es gibt genügend bestehende Infrastruktur, welche kosteneffizient genutzt werden kann, bevor zusätzliche, unangetastete Landflächen für die Energieproduktion hinhalten müssen.

DIW bestätigt: Fix-Modell (Contract for Difference) statt gleitender Marktprämie ist das vorteilhaftere Modell

Das von der UREK vorgeschlagene Modell der Abnahmevergütung entspricht einer “gleitenden Marktprämie mit Deckel nach oben”. Das von VESE und der SSES vorgeschlagene “Fix-Modell” dagegen beruht auf einem vereinfachten “Contract for Difference”-Verfahren. Dabei wird langjährig ein fixer Stromtarif für den Solarstrom gezahlt. Dies schützt die Produzierenden vor zu niedrigen – und die Konsumierenden vor zu hohen Preisen. Das Modell hilft also potentiellen Investor:innen wie auch den Konsument:innen gleichermassen. Auch der Bund profitiert, da er den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben und genauer prognostizieren kann, während die Administration nicht ausufert. Das Vertrauen in die erneuerbaren Energien kann gestärkt und die Unterstützung sowie Partizipation der Bevölkerung gesichert werden.

Eine kürzlich erschienene Studie vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung bestätigt dies: Deutschland hat seit langer Zeit die “gleitende Marktprämie” – das DIW hat nun ermittelt, dass mit dem “Contract for Difference” statt einer “gleitende Marktprämie” alleine von Januar bis Juli diesen Jahres in Deutschland rund 5 Milliarden Euro an Stromkosten hätten gespart werden können.

Fix- und Flex-Modell findet breite Unterstützung

Zusätzlich zum Fix-Modell schlagen die SSES und VESE das Flex-Modell vor: der Betreiber einer Solaranlage kann auf Wunsch auch am freien Markt teilnehmen, mit allen Vor- und Nachteilen. Dies bei immer mehr Verbänden und Politiker:innen auf offene Ohren. Denn in ihrer Kombination erfüllen das Fix- und Flexmodell die wichtigsten Ansprüche der Politik und Wirtschaft und bieten gleichzeitig einen einfachen Zugang für Laien, was die Teilnahme an der Energiewende erleichtert.

Anlagenbetreibende hätten demnach für neue PV-Anlagen zwei Möglichkeiten zur Wahl:

• Fix-Modell: Analog zu einer Festhypothek liegt die Abnahmevergütung bei einem fixen Tarif (z.B. 8 Rp/kWh) über 20 Jahre garantiert. Die Anlage wäre „investitionssicher“.
• Flex-Modell: Analog zur variablen Hypothek entscheiden sich die Betreiber einer Anlage für den freien Markt. Der Strom würde dann zum aktuellen Marktpreis vergütet werden – mit allen Marktchancen und -risiken.

Beim Fix-Modell wird der Preis über die Endverbraucher finanziert. Diese haben im Gegenzug im Falle steigender Marktpreise die Sicherheit, dass ihr Solaranteil in ihrem Strom im Preis stabil bleibt. VESE hat dies durchgerechnet, es ergäben sich – langfristig und volkswirtschaftlich – für beide Seiten nur Vorteile (siehe auch: www.vese.ch/minrl). Beiden Modellen gemein ist die Forderung nach einer zentralen Abnahmestelle für Solarstrom. Beim Flex-Modell dagegen würde der Strom frei an andere Marktteilnehmer verkauft werden.

Weitere Informationen finden auf der Webseite www.sses.ch

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Solarstrom bei Netzausfall

 

Das Thema Versorgungssicherheit ist aktueller denn je. Zu Recht kommt dabei auch die Frage auf, wie eine Photovoltaikanlage (PV-Anlage) im Falle eines Stromausfalls reagiert. Eine Anleitung des Fachverbands Swissolar. 

Wichtig zu wissen: Konventionelle Wechselrichter sind darauf ausgelegt, Strom in ein stabiles Netz einzuspeisen. Bemerkt der Inverter einen Netzausfall, unzulässige Spannungen oder Frequenzen, so trennt er sich umgehend vom Netz und die PV-Anlage produziert keinen Solarstrom mehr. 

Das heisst jedoch nicht, dass PV-Anlagen im Falle eines Netzausfalls Solarstrom unter keinen Umständen produzieren können. Die speziell für den sogenannten «Inselbetrieb» entwickelten Hybrid-Wechselrichter ermöglichen einen weiteren Betrieb, selbst ohne Verbindung zum Netz. Dabei gibt es verschiedene Optionen. Bei einige Systemen besteht die Möglichkeit, ohne Batteriesystem eine einphasige Notstromsteckdose bis zu 3.6 kW zu nutzen. Für einen Full-Backup-Betrieb, auch Ersatzstrom-Betrieb genannt, ist jedoch ein Batteriespeichersystem zwingend. Weiter besteht mit diesem System die Möglichkeit des solaren Nachladens. Das heisst, dass die bei einem Netzausfall verfügbare Solarenergie einerseits direkt zur Verfügung steht und andererseits den Speicher kontinuierlich aufladen kann. Im Folgenden stellen wir die Funktionsweise der beiden Systeme genauer vor.

Notstrom-System

Bei Systemen mit einem bestehenden konventionellen Wechselrichter kann über eine Nachrüstung mit einem dafür ausgerüsteten AC-Batteriespeicher Notstrom sichergestellt werden. In Falle eines Netzausfalles produziert die PV-Anlage zwar keine Energie mehr und der Wechselrichter trennt sich vom Netz. Dennoch besteht die Möglichkeit, gewisse Verbrauchsgeräte über den Notstromausgang beim Batteriespeicher, zu versorgen. Oft werden hierfür spezifische Verbraucher für einen allfälligen Notstrombetrieb vorgängig definiert und verkabelt.

Ersatzstrom-Betrieb

Für die Option des Ersatzstrom-Betriebes, also für den fortlaufenden Betrieb der gesamten Installation, bestehen folgende Optionen. 

• Bei mehreren Wechselrichtern: Ersatz eines bestehenden Wechselrichters mit einem Hybrid-Wechselrichter inkl. Batteriespeicher. 
• Bei einem einzelnen Wechselrichter: Komplettersatz des bestehenden Wechselrichters durch ein Hybrid-System inkl. Batteriespeicher.

Oft können mehrere Hybrid-Wechselrichter nicht in einem PV-System kombiniert werden. Der Betrieb mit mehreren konventionellen Wechselrichtern ist jedoch möglich. Wichtig im Falle eines Netzausfalls ist, dass sich das interne Stromnetz komplett vom öffentlichen Netz trennt. Nur unter diesen Umständen darf ein Ersatzstrombetrieb erfolgen. Dies kann durch Onboard-Systeme oder durch externe Notstromboxen sowie Komponenten in der Verteilung sichergestellt werden. Dabei müssen die Systemgrenzen von Fall zu Fall beurteilt werden. So kann Ein System nur unter gewissen Konfigurationen die entsprechende Lade- und Entladeleistung erbringen. Die technischen Daten können je nach System variieren. Sie können den Produkte-Datenblättern entnommen werden. 

Hybrid-Wechselrichter in Kombination mit Notstromsystemen werden in der Schweiz immer beliebter. Oft besteht bei Bauherrschaften Unklarheit, ob ein konventioneller Wechselrichter im Netzausfall Energie produziert. Swissolar empfiehlt, die Funktionalität Back-Up-System in jedem Fall vor dem Kauf der PV-Anlage mit dem Installateur anzusprechen.  

Plug-&-Play-Anlagen und Notstrom

Soll ich mir eine PV-Anlage am Balkongelände anschaffen? Diese Frage stellen sich immer mehr Schweizer Mieter:innen und Eigentümer:innen. Die Installation von sogenannten Plug-&-Play-Anlagen ist in der Schweiz grundsätzlich erlaubt. In vielen Fällen ermöglicht eine Plug-&-Play-Anlage eine einfache wirtschaftliche und nachhaltige Stromproduktion vom eigenen Balkon. Doch auch für Plug-&-Play-Anlagen gilt es, die Möglichkeit für den Notstrombetrieb vorgängig zu prüfen. Standardmässig sind diese nämlich nicht für den Notstrombetrieb vorbereitet. Zwar sind Plug- &- Play-Systeme inkl. Batteriespeicher und Notstrom-Technologie verfügbar. Diese Systeme ermöglichen jedoch keinen Ersatzstrom-Betrieb. Dennoch steht eine beschränkte einphasige Notstromversorgung zur Verfügung. Mit einer Faustregel gesagt: Kühlschrank betreiben geht, Elektroherd nicht.  

Weitere Informationen zu Plug-&Play-Anlagen finden Sie hier.

Quelle: Swissolar

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Mindestens 15 Rappen pro KWh - schneller Ausbau!

Gleich zweimal macht die NZZ - sonst nicht gerade als solarfreundlich bekannt - heute Montag, 12.September, Stimmung für die Solarwirtschaft. Ein riesiges Inserat zum Sessionsbeginn wie auch ein Kommentar tun das ihre und bringen die Sache auf den Punkt: Die Politik muss den Ausbau der Solarenergie energisch vorantreiben - und alle, die sich für eine Anlage entscheiden, müssen mit einem Mindestabnahmepreise ausreichende Investitionssicherheit erfahren.

 

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© Zusammenstellung: Solarmedia Guntram Rehsche

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