Eine Parlaments-Session im Zeichen der Energie

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. Ein Überblick über die Geschäfte, die die beiden Räte behandelt haben in der Übersicht des Bundesamts für Energie.

Die Förderung der erneuerbaren Energien ist ein Kernpunkt im sogenannten Mantelerlass (Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien), der eine Revision des Energiegesetzes und des Stromversorgungsgesetzes umfasst. In einer langen Debatte hat der Ständerat sich als Erstrat damit befasst. Die wichtigsten Beschlüsse:

• Speicherwasserkraftwerke, Pumpspeicherkraftwerke, Fotovoltaikanlagen und Windkraftwerke sind von nationalem Interesse, wenn sie einen zentralen Beitrag zur Erreichung der Ausbauziele leisten. Das nationale Interesse geht entgegenstehenden Interessen von kantonaler, regionaler und lokaler Bedeutung vor. Der Bundesrat kann zudem beschliessen, dass die notwendigen Bewilligungen für diese Anlagen in einem konzentrierten und abgekürzten Verfahren erteilt werden.
• Umweltbestimmungen für den Bau wie auch den Bestand sowie die Erweiterung und die Erneuerung von Anlagen zur Produktion von erneuerbaren Energien bleiben in Kraft.
• Das Energiegesetz enthält neu verbindliche Zielwerte und nicht mehr nur Richtwerte für die Jahre 2035 und 2050. Die Zielwerte legen den angestrebten Ausbau der Wasserkraft und der anderen erneuerbaren Energien sowie die Senkung des Energie- und Elektrizitätsverbrauchs pro Kopf fest. Gegenüber dem ursprünglichen Vorschlag des Bundesrats werden die Zielwerte deutlich erhöht.

Auch der Nationalrat hat energiepolitische Pflöcke eingeschlagen: Beispielsweise hat er beschlossen, bei dem seit Jahren blockierten Ausbau des Grimsel-Stausees die normalen Rechtsverfahren teilweise auszuhebeln. Über ein dringliches Bundesgesetz soll die Erhöhung der Staumauer um 23 Meter schnell ermöglicht werden.

Entschieden hat das Parlament auch über den sogenannten Rettungsschirm, der den etwas sperrigen Titel Subsidiäre Finanzhilfen zur Rettung systemkritischer Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft trägt. Schweizer Stromunternehmen können über den Rettungsschirm beim Bund Darlehen zur Überbrückung von Liquiditätsengpässen beziehen. Der Bundesrat hatte den Rettungsschirm am 5. September 2022 bereits per Notrecht aktiviert und eine Verordnung in Kraft gesetzt. Diese wird nun durch den Beschluss der Räte vom Rettungsschirm abgelöst.

In einer eintägigen Sondersession in beiden Räten ging es um die Versorgungssicherheit. Während sich der Ständerat auf die Versorgung mit Lebensmitteln fokussierte, wurden im Nationalrat einige Vorstösse im Energiebereich diskutiert. Die Interpellation von Nationalrat Roger Nordmann (SP, VD) befasste sich mit der Frage, welche Vorbereitungen der Bundesrat treffen wird für die Versorgung mit fossilen Energieträgern im nächsten Winter. Die aktuellen Massnahmen des Bundes sind auf der Website des UVEK zusammengefasst. Die Motion von Nationalrätin Delphine Klopfenstein Broggini (Grüne, GE) fokussierte auf einen anderen Aspekt zur Sicherung der Versorgungssicherheit nämlich auf das Energiesparen. Sie will den Bundesrat beauftragen, eine Plattform für Energiesparprogramme einzurichten, welche auch finanzielle Unterstützung für Programme beinhalten sollte. Der Bundesrat beantragte mit dem Verweis auf das Programm EnergieSchweiz die Ablehnung der Motion. Zusätzlich zu den von EnergieSchweiz bereits verbreiteten Energiesparmassnahmen gibt es im Hinblick auf die potentielle Mangellage derzeit die Kampagne nicht-verschwenden.ch. Der Rat lehnte die Motion im Sinne des Bundesrats ab.

Energiepreise: Die zweite energiepolitische Sondersession drehte sich in beiden Räten um die Energiepreise. Ein Beispiel: Die dringliche Interpellation der Grünen Fraktion im Nationalrat zu den steigenden Strompreisen und der Frage, wie man die Bevölkerung und die Wirtschaft dabei unterstützen kann. Der Bundesrat verwies in seiner Antwort auf die interdepartementale Arbeitsgruppe Energiepreise, welche am 31. August 2022 mit der Analyse der aktuellen Preislage beauftragt wurde. Die Arbeitsgruppe prüft die Notwendigkeit sowie die Vor- und Nachteile von allfälligen staatlichen Massnahmen aus wirtschaftspolitischer und gesellschaftlicher Perspektive. Dazu zählen beispielsweise die Deckelung von Preisen und Sondersteuern auf allfällige ausserordentliche Gewinne in der Energiebranche, sowie die Rückverteilung der daraus erzielten steuerlichen Mehreinnahmen an Verbrauchergruppen.

Im Ständerat wurden unter anderem die Motionen von Ständerat Marco Chiesa und Ständerat Carlo Sommaruga zum Thema Energiepreise eingereicht. Wobei sich die Motion Chiesa auf die Treibstoffpreise und die Motion Sommaruga auf eine allgemeine Energiepreisentlastung für Haushalte mit tiefen Einkommen konzentriert. Die Antwort des Bundesrats verwies bei beiden Motionen auf die eingesetzte interdepartementale Arbeitsgruppe, welche aufgrund der gesamtwirtschaftlichen Lage gegenwärtig keinen Bedarf für dringende Massnahmen sieht. In der Schweiz bestehe zudem ein umfassendes soziales Sicherheitsnetz, welches Menschen in finanziellen Schwierigkeiten helfen kann. Der Rat lehnte beide Motionen im Sinne des Bundesrats ab.

Ein weiteres grosses Thema war die Beratung des indirekten Gegenvorschlags zur Gletscherinitiative. Die Gletscherinitiative will, dass fossile Treib- und Brennstoffe ab 2050 grundsätzlich verboten werden. Der Nationalrat stellt der Initiative einen indirekten Gegenvorschlag gegenüber, welcher konkrete Etappenziele vorschlägt. So sollen der Verbrauch fossiler Energien und damit die Emissionen im Gebäudesektor in der Industrie und im Verkehr etappenweise reduziert werden. Bund und Kantone sind zudem aufgefordert, bis 2050 Speicher für Kohlestoff im In- und Ausland bereitzustellen. Förderprogramme sollen den Umbau unterstützen: Mit 1,2 Milliarden Franken sollen neue Technologien gefördert werden. 2 Milliarden Franken stehen für den Ersatz von fossilen Heizungen bereit. Die beiden Kammern konnten sich nach dem Differenzbereinigungsverfahren auf einen gemeinsamen Vorschlag einigen und die Initianten kündigten den Rückzug der Initiative an.

Die Winteresession beginnt am 28. November und dauert bis zum 16. Dezember

Florin Konrad, Hochschulpraktikant Medien & Politik, Bundesamt für Energie 

Quelle: energeiaplus.com

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Auktionen für Photovoltaik-Anlagen – Was passiert ab 2023?

Der Bund führt ab 2023 die hohe Einmalvergütung (HEIV) für Photovoltaik-Anlagen ohne Eigenverbrauch ein. Die HEIV beträgt bis zu 60% der Investitionskosten (bisher 30%). Ab einer Anlagenleistung von 150 kW wird diese Vergütung per Auktion vergeben. Die detaillierte Ausgestaltung der Auktionen wird der Bundesrat Ende November 2022 in der Energieförderungsverordnung festlegen. Im Anschluss publiziert Pronovo die Auktionsbedingungen. Zur Vorbereitung von interessierten Projektanten stellen wir hier die wichtigsten, voraussichtlichen Eckwerte der Auktionen zusammen.

Die neue HEIV wird als Ergänzung zum bestehenden Fördersystem eingeführt. Das System der bisherigen Einmalvergütungen ändert sich zum 1. Januar 2023 also nicht. Es werden lediglich die Vergütungsätze leicht angepasst.

Die hier dargestellten Eckwerte können noch ändern! Die detaillierte Ausgestaltung der Auktionen wird vom Bundesrat im November 2022 in der Energieförderungsverordnung festgelegt. Im Anschluss, gegen Ende November, publiziert Pronovo die Auktionsbedingungen.

Wer kann eine HEIV erhalten und wie hoch ist sie?
Die HEIV ist gedacht für Anlagen, die mangels Möglichkeiten zum Eigenverbrauch eine höhere Förderung benötigen. Deswegen darf eine HEIV-Anlage während 15 Jahren keinen Eigenverbrauch aufweisen, auch wenn sich in dieser Zeit entsprechende Möglichkeiten ergeben würden. Falls doch, muss die zusätzliche Förderung anteilig zurückbezahlt werden.

Bis zu einer Anlagenleistung von weniger als 150 kW wird die HEIV voraussichtlich 450 Franken pro Kilowatt (kW) betragen, ab 150 kW Leistung wird sie per Auktion vergeben. Dabei ist ein Höchstgebot einzuhalten, das bei etwa 60% der Investitionskosten von Referenzanlagen im Segment über 150 kW liegen wird. Dieses Höchstgebot wird rechtzeitig vor der Auktion zusammen mit den Auktionsbedingungen von Pronovo veröffentlicht.

Ablauf Auktionen
Die Projektanten geben in ihrem Gebot die Höhe der für ihr Projekt benötigten Förderung in Franken pro kW an. Nach Auktionsschluss wählt Pronovo die Gebote aus, die die Teilnahmebedingungen erfüllen und sortiert sie nach ihrer Gebotshöhe. Dann wählt Pronovo die günstigsten aus, bis das ausgeschriebene Volumen (in Megawatt) erreicht ist.

Die Auktionen werden über das Kundenportal von Pronovo durchgeführt. Die erste Auktion soll am 1. Februar 2023 stattfinden. Das Portal wird 1-2 Wochen vorher für die Gebotsabgaben geöffnet. Welche Parameter bei der Gebotsabgabe anzugeben sind, wird Pronovo mit den Auktionsbedingungen Ende November 2022 veröffentlichen. Die Parameter entsprechen weitestgehend den bekannten Angaben einer Anmeldung für die bisherige Einmalvergütung für grosse Anlagen (GREIV). Nach dem Gebotstermin teilt Pronovo den Teilnehmenden innerhalb von voraussichtlich 10 Tagen mit, ob ihr Gebot erfolgreich war oder nicht.

Damit der eigentliche Zuschlag erfolgen kann, muss eine Sicherheitsleistung in Höhe von 10 Prozent der gesamten mit dem Gebot beantragten Förderung an Pronovo überwiesen werden. Danach ist die Anlage innerhalb von 18 Monaten zu realisieren. Die Auszahlung des Förderbeitrags erfolgt nach der rechtzeitigen Inbetriebnahmemeldung. Gleichzeitig wird die Sicherheitsleistung zurückerstattet, sofern keine Gründe für einen ganzen oder teilweisen Einbehalt vorliegen. Zu diesem Zeitpunkt werden dann auch weitere Förderungen der Anlage ausbezahlt, wenn diese oder gewisse Anlagenteile die entsprechenden Voraussetzungen erfüllen (z.B. Neigungswinkelbonus).

Alle Projektanten, die keinen Zuschlag erhalten haben, können an einer späteren Auktionsrunde teilnehmen oder sie können die bisherige EIV beantragen. Im Jahr 2023 finden voraussichtlich vier Auktionsrunden statt: am 1. Februar und je anfangs Mai, August und November. Das Ausschreibevolumen soll je zwischen 30 und 50 MW betragen. Das BFE kann dieses Volumen, die Termine sowie das Höchstgebot aber je nach Nachfrage anpassen. Sie werden rechtzeitig vor der jeweiligen Auktionsrunde publiziert.

Wieland Hintz, Verantwortlicher Solarenergie, BFE

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Megasol kommt unter Fittiche von St.Gobain

 

Solch imposante Solarfassaden stammen von Megasol, hier
ein Gebäude in den Niederlanden (Bild Megasol)

Die französische Baustofffirma Saint-Gobain, einst an der Sika interessiert, geht eine Minderheitsbeteiligung am Schweizer Solarmodulhersteller Megasol ein, einem Spezialisten für gebäudeintegrierte Solarmodule (BIPV). 

 

Wie die Unternehmen gemäss dem Solarportal solarserver.de  mitteilten, gehen sie eine strategischen Partnerschaft ein. In diesem Rahmen habe sich Saint-Gobain an dem Geschäftsbereich beteiligt, der am Standort Deitingen (Kt. Solothurn) BIPV-Module entwickelt und herstellt. Durch diese Partnerschaft kann Saint-Gobain sein Angebot an nachhaltigen Lösungen für Fassaden erweitern. Damit eröffne sich die Möglichkeit, ein führender Lieferant in Europa für Lösungen von BIPV-Fassaden, eines der wachstumsstärksten Segmente im Fassadenbau. Gleichzeitig erlange Megasol durch die Partnerschaft Zugang zu Saint-Gobains Kundenbasis.

 

Gemäss dem Baublatt wird Unternehmensgründer und Geschäftsführer Markus Gisler wie folgt zitiert: «Mit seinem umfangreichen Know-how bezüglich Verglasungen und Gebäudehüllen sowie seiner weltweiten Präsenz ist Saint-Gobain der ideale Partner für eine schnelle Entwicklung unseres Geschäfts mit aktiven Solarbauwerkstoffen». 

 

Die lokale Solothurner Zeitung vermeldet die Beteiligung als aufsehenerregendes Wirtschaftsereignis und beredtes Zeugnis für die Konkurrenzfähigkeit des Standorts Kanton Solothurn mit der Schlagzeile - und führt weiter aus: Die Solothurner Solarbranche boomt weiter - Französischer Baustoffriese kauft Anteile der Deitinger Megasol. Die Deitinger Megasol ist der europaweit führende Hersteller von gebäudeintegrierten Solarmodulen. Nun erhält die Firma durch die Beteiligung des französischen Baustoffkonzerns Saint-Gobain noch weiteren Aufschwung.

© Solarmedia Guntram Rehsche

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Speicherproblem lösbar

Bei Ausbau Erneuerbarer Energien und insbesondere der Solarenergie (Photovoltaik) wird von Skeptikern immer wieder angeführt, sie seien unberechen- und nicht speicherbar. Wie falsch und veraltet die Argumentation ist, zeigt die folgende simple Aufstellung:

- Kurzfristig (vom Tag in die Nacht) lässt sich Solarstrom schon länger und problemlos speichern, nämlich durch Batterien (In Deutschland werden unterdessen kaum noch Solaranlagen für Ein- und Mehrfamilienhäuser ohne Batterien verkauft!). Der Selbstversorgungsgrad mit Elektrizität lässt sich so von rund 30 auf rund 60% steigern. Hinzu kommt die künftig voraussichtlich boomende Verwendung von Autobatterien sowohl als Speicher für den Hausgebrauch wie auch für Regelenergie der EW's.
- Mittelfristig (bis zu zwei Wochen) kommen auch die grösseren bereits vorhandenen Speicher ins Spiel, insbesondere Pumpspeicher. Nicht umsonst fordert der Verband der Schweizerischen Elektrizitätswerke VSE derzeit zum Stomsparen auf - damit Wasserkraft vorgehalten werden kann.
- Langfristig (vom Sommer in den Winter) bestehen zweifellos die grössten Speicheerprobleme. Abhilfe schaffen einerseits der Zubau von PV in den Bergen, was mangelnde Stromerzeugung im Winter ausgleichen kann. Sodann gilt auch hier das zuvor erwähnte Sparargument und schliesslich sind die Speicher zu vergrössern (Speicherseen) sowie neue Technologien anzuwenden (bereits vorhanden:  zusammengefasst unter Power to X, also zum Beispiel die Umwandlung anfallender Energie in Wasserstoff und dessen spätere Verwendung als Treibstoff im Verkehr).

Fazit: Das Speicherproblem für unregelmässig anfallende Erneuerbare Energien ist lösbar - und die Schweiz hat dank der Wasserkraft (Pumpkraftwerke und Speicherseen) bereits einen Teil der Lösung auf sicher, damit beste Voraussetzungen!

© Solarmedia Guntram Rehsche

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Stromsparen: 33 Mio. Fr. für neue Projekte

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Von besonderer Aktualität: 2022 werden zum dreizehnten Mal Wettbewerbliche Ausschreibungen zum Stromsparen im Industrie- und Dienstleistungsbereich und in den Haushalten durch den Bund  durchgeführt. Bereits seit Anfang November 2021 können Fördergesuche für die Ausschreibungen 2022 eingereicht werden und zwar mit einem deutlich schnelleren und vereinfachten Gesuchabwicklungsverfahren für Projekte. Inzwischen liegen die Ergebnisse der Programmausschreibung 2022 vor: 8 neue Programme werden mit insgesamt 23 Millionen Franken unterstützt. Bis Ende August 2022 erhielten zudem 49 Projekte einen Förderzuschlag.

Seit dem 8. November 2021 können Gesuche für Programme und Projekte für die Ausschreibungen 2022 eingereicht werden. Die Gesuche für die Programme mussten wie in den Vorjahren bis zu einem bestimmten Stichtag (2. Mai 2022) eingereicht werden. Für die Eingabe von Projekten gibt es seit dem Start der Ausschreibungen 2022 keine Stichtage mehr: Sie können laufend zu einem beliebigen Zeitpunkt eingereicht werden. 

Die Resultate der Ausschreibungen 2022 für die Programme liegen vor: Bei der Geschäftsstelle ProKilowatt sind 14 Anträge eingegangen. Davon haben acht Programme einen Förderzuschlag erhalten. Ausgewählt wurden sie wie immer nach dem besten Kosten-Nutzen-Verhältnis. Die neu unterstützten Programme sparen also pro Förderfranken am meisten Strom ein. 

Neue Programme fördern eine breite Palette von Stromsparmassnahmen: Die acht neu bewilligten Programme unterstützen beispielsweise Stromsparmassnahmen für Weinkeller, den Ersatz von Schweissgeräten durch effizientere Modelle, Massnahmen zur Optimierung von Druckluftanlagen oder den Ersatz von elektrischen Antrieben. Unter den neuen Programmen ist zudem ein schweizweites Programm zur Unterstützung von energetischen Beleuchtungssanierungen. Es unterstützt die Fördermittelempfänger bei der sorgfältigen Planung und Inbetriebnahme einer hocheffizienten Sensorik für die neuen Beleuchtungsanlagen. 

Weitere Förderzusagen bei den Projekten: Das neue und schnellere Gesuchabwicklungsverfahren für die Projekte bewährt sich seit dem Ausschreibungsstart im November 2021: Bis Ende August haben 49 Projekte eine Förderzusage über insgesamt maximal 10 Millionen Franken erhalten. Insgesamt 75 Projektanträge wurden in diesem Zeitraum online eingereicht. Das thematische Spektrum der neu geförderten Projekte reicht von der energetischen Sanierung der Beleuchtung in einem grossen Parkhaus über die Optimierung von Lüftungsanlagen in einem Lebensmittelverarbeitungsbetrieb bis hin zum Ersatz von Spritzgussmaschinen in einem KMU aus der Kunststoffbranche. Projektgesuche für die Ausschreibungen 2022 können noch bis spätestens am 16. Oktober 2022 eingereicht werden. 

Die Ausschreibungen 2023 starten bereits am 7. November 2022. Die Fördergesuche für die Projekte können weiterhin zu einem beliebigen Zeitpunkt bis spätestens am 15. Oktober 2023 laufend eingereicht werden. Die Anträge für neue Programme müssen bis spätestens am 2. Mai 2023 übermittelt werden. Die Fördermöglichkeiten von ProKilowatt sowie die Bedingungen für die Ausschreibungen 2023 werden für alle Interessierten nach dem Ausschreibungsstart laufend in Webinaren einfach und anwendungsorientiert erklärt. Die Termine dieser Webinare werden auf www.prokilowatt.ch im grauen Kasten "Aktuell" publiziert.

Quelle Bund siehe > hier

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Welche Rolle spielt Wasserstoff im globalen Energiesystem künftig?

Wasserstoff und H2-Syntheseprodukten wird in der künftigen Klimapolitik eine große Bedeutung beigemessen. Doch wie könnte sich der Wasserstoffbedarf global entwickeln? Dieser Frage widmet sich eine neue Meta-Studie unter Koordination des Fraunhofer ISI, die im Rahmen des Forschungsprojekts HyPat mehr als 40 Energiesystem- und Wasserstoffszenarien neu ausgewertet hat. 

Wasserstoff und seine Syntheseprodukte gelten global als wichtige zukünftige Energieträger, die in vielen Bereichen eingesetzt werden könnten. Aktuell wird beispielsweise kontrovers darüber diskutiert, welche Rolle Wasserstoff künftig im Verkehrsbereich und konkret bei der Nutzung von Pkw und Lkw spielen wird. Aber auch andere Bereiche wie der Industrie- und Gebäudesektor könnten potenzielle Einsatzgebiete mit Wasserstoffbedarf sein.

Deutlicher Anstieg der globalen Wasserstoffnachfrage: Die Mehrheit der ausgewerteten Studien prognostiziert einen deutlichen Anstieg der globalen Wasserstoffnachfrage – und dieser fällt in Berechnungen besonders stark aus, wenn Regionen oder Länder ehrgeizige Treibhausgasminderungsziele haben. Die globale Wasserstoffnachfrage hängt also auch stark von der jeweiligen regionalen Klimapolitik ab und wie ambitioniert diese ist. Die Bandbreite des gesamten Wasserstoffbedarfs im Jahr 2050 liegt global zwischen 4 und 11 Prozent des weltweiten Endenergiebedarfs. Es gibt jedoch starke regionale Unterschiede: Für die EU könnte der Anteil bei bis zu 14 Prozent liegen, für China hingegen weist die Mehrheit der Szenarien nur einen Wasserstoffanteil von maximal 4 Prozent an der Endenergie aus. Die Projektionen des Wasserstoffbedarfs in den ausgewerteten Studien variieren zum Teil erheblich, weshalb bedeutsame Unterschiede bei der Einordnung der Rolle von Wasserstoff in zukünftigen Energiesystemen bestehen.

 

Unterschiedliche Relevanz von Wasserstoff in verschiedenen Anwendungsbereichen: Was konkrete Einsatzgebiete anbelangt, ist der Studie zufolge im Verkehrsbereich die größte Nachfrage für den Wasserstoff zu erwarten, in absoluten Zahlen wie auch relativ zum Gesamtenergiebedarf: So berechnet die Meta-Studie für den EU-Verkehrssektor im Jahr 2050 einen mittleren Wasserstoffanteil von 28 Prozent – bezogen auf den Gesamtenergiebedarf des EU-Verkehrssektors – gegenüber 14 Prozent in China bzw. 16 Prozent weltweit. Der Verkehr ist aber auch der Sektor mit der größten Bandbreite und damit der größten Unsicherheit hinsichtlich des künftigen Wasserstoffeinsatzes. In Bereichen wie im internationalen Schiffs- und Flugverkehr sind H2-Syntheseprodukte gesetzt, in anderen Anwendungsfeldern wie bei Pkw und Lkw ist ein zukünftiger Wasserstoffeinsatz weniger klar.

In anderen Bereichen wie dem Industriesektor dürfte Wasserstoff in Summe in kleineren Mengen nachgefragt werden als im Verkehrssektor, die Nachfrageprognosen fallen hier niedriger aus. Wasserstoff gilt dort aber als »no regret«-Option, da für etliche industrielle Anwendungen keine Dekarbonisierungs-Alternativen existieren, wie zum Beispiel in der Eisen- und Stahlindustrie oder in der Grundstoffchemie. Im Bereich der industriellen Wärmeerzeugung gilt der Wasserstoffeinsatz als sehr unsicher, aufgrund potenzieller Alternativen auch für die Niedertemperaturwärme. Die Meta-Studie deutet hier zudem auf größere regionale Unterschiede hin: Während der Wasserstoffanteil bezogen auf den weltweiten Gesamtenergiebedarf in der Industrie im Jahr 2050 zwischen 2-9 Prozent rangiert, prognostiziert die Mehrheit der ausgewerteten Studien für Europa eine Bandbreite zwischen 3-16 Prozent, mit Maximalanteilen von bis zu 38 Prozent. Für China liegt der prognostizierte Wasserstoffanteil bei 1-4 Prozent, mit Maximalwerten von 7 Prozent.

Im Vergleich zu allen anderen Bereichen spielt Wasserstoff im Gebäudesektor in allen betrachteten Regionen die geringste Rolle: Der Mediananteil wird hier in den meisten Studien auf weniger als 2 Prozent der Gebäudeenergie in 2050 geschätzt – mit sehr kleinen Bandbreiten, was eine relativ robuste Aussage bezüglich einer geringen zukünftigen Bedeutung von Wasserstoff zulässt. Auch in absoluten Werten bleibt die Nachfrage im Gebäudebereich in allen Regionen deutlich hinter den anderen Sektoren zurück.

Wasserstoff spielt in künftiger globaler Klimapolitik eine wichtige Rolle: Prof. Dr. Martin Wietschel, der die Forschungsarbeiten des HyPat-Konsortiums leitet, schätzt die künftige globale Bedeutung von Wasserstoff wie folgt ein: »Unsere Auswertungen unterstreichen, dass Wasserstoff in der künftigen globalen Klimapolitik eine wichtige Rolle spielt – er wird aber nicht der dominierende Endenergieträger der Zukunft sein. Um die Treibhausgasemissionen global zu senken, werden Maßnahmen zum Energieeinsparen und die direkte Elektrifizierung auf Basis von erneuerbarem Strom zum Beispiel durch Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge oder in Wärmenetzen als wichtigste Hebel gesehen. Wasserstoff spielt hingegen in bestimmten Anwendungsbereichen eine relevante Rolle, in denen andere Technologien technisch oder wirtschaftlich nicht umsetzbar sind.«

Weitere Informationen

• Zur Studie: "Future hydrogen demand: A cross-sectoral, global meta-analysis" [ PDF  10,94 MB ]
• Querschnittsthema Wasserstoff am Fraunhofer ISI
• Projektwebseite "Hypat - Globaler H2-Potenzialatlas"

Quelle: ISI.Fraunhofer.de

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Atom-Initiative: Schädliche Nebelpetarde der Atomlobby

Mit der Ende August lancierten Atom-Initiative will die Atomlobby unter dem Deckmantel der Versorgungssicherheit neuen Kernkraftwerken zum Durchbruch verhelfen. Die Scheindebatte um neue Atomkraftwerke torpediert die von den Schweizerinnen und Schweizer unterstützte Energiestrategie 2050 und lenkt von den echten Herausforderungen ab. Eine Medienmitteilung von aeesuisse - der Dachorganisation der Wirtschaft für Erneuerbare Energien und Energieeffizienz - die nichts an Aktualität eingebüsst hat.

Mit der Energiestrategie 2050 legte das Schweizer Stimmvolk vor rund fünf Jahren den Grundstein für eine erneuerbare, effiziente und sichere Energieversorgung. Während bei der Energieeffizienz – trotz Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstum – Fortschritte gemacht wurden, wurde der Volkswille beim dringend nötigen Ausbau der erneuerbaren Energien nur ungenügend umgesetzt. «Die aktuellen Herausforderungen rund um die Energieversorgungssicherheit – die durch den Krieg in der Ukraine noch dramatisch verschärft werden – bestätigen den mit der Energiestrategie 2050 eingeschlagenen Weg und legen schonungslos dar, wie gefährlich die aktuelle Energieabhängigkeit der Schweiz ist», sagt Stefan Batzli, Geschäftsführer des Wirtschaftsdachverband aeesuisse.

Die Politik hat die Herausforderungen grossmehrheitlich erkannt und ist aktuell nach langem Zögern endlich daran, die Rahmenbedingungen im Sinne des dringlich nötigen Ausbaus der erneuerbaren Energien zu verbessern. Mit der  lancierten  Atom-Initiative versucht die Atomlobby diese Bestrebungen zu torpedieren. Es ist daran zu erinnern, dass heute jeden Tag erneuerbare Kraftwerke ans Stromnetz angeschlossen werden, die konkrete Kilowattstunden Energie liefern. Diese täglich neu und zusätzlich produzierte Energie schont unsere Speicherreserven für den Winter. Damit liefern die erneuerbaren Energien einen konkreten Beitrag an die Versorgungssicherheit. Anders die Forderung nach neuen Atomkraftwerken, die nichts mehr als eine unnötige Nebelpetarde ist und die politischen Bemühungen zur Findung von echten Lösungen erschwert und untergräbt.

Wirtschaftlich uninteressant und unsicher: In der Schweiz gibt es kein Unternehmen das bereit ist, in die Atomtechnologie zu investieren – ganz im Gegenteil: Die BKW hat ihr bestehendes Atomkraftwerk Mühleberg Ende 2019 aus wirtschaftlichen Gründen ausser Betrieb genommen. Weiter gibt es keinen neuen Reaktortyp, der in nützlicher Frist gebaut werden kann und so einen Beitrag zu den aktuellen Herausforderungen leisten könnte. Ganz zu schweigen von den Sicherheitsrisiken und der nach wie vor ungelösten Atommüll-Lagerung.

Atomkraftwerke zementieren Auslandabhängigkeit: Die in der Schweiz verwendeten nuklearen Brennstoffe werden allesamt aus dem Ausland importiert – ein wesentlicher Teil davon aus Russland. Vor dem Hintergrund des Krieges in der Ukraine ernsthaft neue Atomkraftwerke und somit eine weitere Zementierung der bereits jetzt kritischen Auslandabhängigkeit bei der Energieversorgung zu fordern, ist schlicht unverantwortlich und unverständlich.

Quelle: aeesuisse

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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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Solaraktien-Index PPVX: ansehnliches Aufwärts

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Der Solaraktienindex PPVX erscheint auf Solarmedia jeden Monat neu

  

 Quelle: oeko-invest.net

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AKW Saporischschja läuft im Notbetrieb mit erhöhtem Risiko

Das Atomkraftwerk Saporischschja läuft derzeit
im sogenannten Inselbetrieb. (Archiv)

Bild:Keystone

Das russisch besetzte Atomkraftwerk Saporischschja in der Südukraine arbeitet nach Angaben seines Betreibers derzeit im Notbetrieb mit erhöhtem Risiko. 

Das staatliche Unternehmen Energoatom teilte am Freitag mit, Reparaturen an den beschädigten Stromleitungen, die das AKW mit dem ukrainischen Stromnetz verbinden, seien wegen der anhaltenden Angriffe nicht möglich. Im sogenannten Inselbetrieb, wenn sich das Kraftwerk ausschliesslich selbst mit Strom versorgt, bestehe das Risiko einer Verletzung der Strahlungs- und Brandschutznormen.

«Nur der Abzug der Russen aus dem Kraftwerk und die Einrichtung einer Sicherheitszone um das Kraftwerk herum kann die Situation im AKW Saporischschja normalisieren. Erst dann wird die Welt aufatmen können», sagte der Leiter von Energoatom, Petro Kotin, am Freitag im ukrainischen Fernsehen.

Die Anlage mit ihren sechs Reaktoren geriet zu Beginn des Krieges unter die Kontrolle der russischen Streitkräfte. Sie wird jedoch weiter von der ukrainischen Belegschaft betrieben. Das AKW und die Umgebung wurden wiederholt beschossen, wofür sich das russische und das ukrainische Militär gegenseitig verantwortlich machten. Die letzte Stromleitung, die das Kraftwerk mit dem ukrainischen Stromnetz verbindet, wurde am Montag gekappt.

Quelle: bluewin.ch

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Solarauktionen folgen - und EE sind schon bei 80%

Der Bund führt ab 2023 die hohe Einmalvergütung (HEIV) für Photovoltaik-Anlagen ohne Eigenverbrauch ein. Die HEIV beträgt bis zu 60% der Investitionskosten (bisher 30%). Ab einer Anlagenleistung von 150 kW wird diese Vergütung per Auktion vergeben. Die detaillierte Ausgestaltung der Auktionen wird der Bundesrat Ende November 2022 in der Energieförderungsverordnung festlegen. Im Anschluss publiziert Pronovo die Auktionsbedingungen. Zur Vorbereitung von interessierten Projektanten stellt energeia.com hier die wichtigsten, voraussichtlichen Eckwerte der Auktionen zusammen. Und übrigens: Anteil der Erneuerbaren Energien (EE)  beim CH-Produktionsmix beträgt laut neuer Bundesstatistik bereits rund 80 Prozent.

Die neue HEIV wird als Ergänzung zum bestehenden Fördersystem eingeführt. Das System der bisherigen Einmalvergütungen ändert sich zum 1. Januar 2023 also nicht. Es werden lediglich die Vergütungsätze leicht angepasst.

Die hier dargestellten Eckwerte können noch ändern! Die detaillierte Ausgestaltung der Auktionen wird vom Bundesrat im November 2022 in der Energieförderungsverordnung festgelegt. Im Anschluss, gegen Ende November, publiziert Pronovo die Auktionsbedingungen.

Wer kann eine HEIV erhalten und wie hoch ist sie? Die HEIV ist gedacht für Anlagen, die mangels Möglichkeiten zum Eigenverbrauch eine höhere Förderung benötigen. Deswegen darf eine HEIV-Anlage während 15 Jahren keinen Eigenverbrauch aufweisen, auch wenn sich in dieser Zeit entsprechende Möglichkeiten ergeben würden. Falls doch, muss die zusätzliche Förderung anteilig zurückbezahlt werden.

Bis zu einer Anlagenleistung von weniger als 150 kW wird die HEIV voraussichtlich 450 Franken pro Kilowatt (kW) betragen, ab 150 kW Leistung wird sie per Auktion vergeben. Dabei ist ein Höchstgebot einzuhalten, das bei etwa 60% der Investitionskosten von Referenzanlagen im Segment über 150 kW liegen wird. Dieses Höchstgebot wird rechtzeitig vor der Auktion zusammen mit den Auktionsbedingungen von Pronovo veröffentlicht.

Ablauf der Auktionen: Die Projektanten geben in ihrem Gebot die Höhe der für ihr Projekt benötigten Förderung in Franken pro kW an. Nach Auktionsschluss wählt Pronovo die Gebote aus, die die Teilnahmebedingungen erfüllen und sortiert sie nach ihrer Gebotshöhe. Dann wählt Pronovo die günstigsten aus, bis das ausgeschriebene Volumen (in Megawatt) erreicht ist.

80 Prozent des Stroms aus Schweizer Steckdosen stammten 2021 aus erneuerbaren Energien: 2021 stammte der Strom aus Schweizer Steckdosen zu rund 80% (2020: 76%) aus erneuerbaren Energien: Zu 68% aus (nicht geförderter) Wasserkraft und zu rund 11% aus Photovoltaik, Wind, Kleinwasserkraft und Biomasse. Knapp 19% stammten aus Kernenergie und gut 2% aus Abfällen und fossilen Energieträgern.

Die Daten zum Schweizer Strom-Liefermix (Strommix ab Steckdose) werden jährlich erhoben und auf www.stromkennzeichnung.ch im Stromkennzeichnungs-Cockpit veröffentlicht. Die am Montag publizierten Daten geben Aufschluss über die Stromlieferungen 2021. Für die Stromkennzeichnung gilt seit 2018 die Pflicht zur Volldeklaration. Dies bedeutet, dass Strom unbekannter Herkunft, so genannter Graustrom, ab dem Lieferjahr 2021 nicht mehr zulässig ist. Da in den meisten Nachbarländern keine Herkunftsnachweise für Strom aus konventionellen Kraftwerken ausgestellt werden, hat die Schweiz so genannte Ersatznachweise eingeführt. So kann Kohlestrom aus dem Ausland als solcher deklariert werden und wird nicht mehr unter Graustrom zusammengefasst. Der Anteil Kohlestrom, der über solche Ersatznachweise importiert wurde, ist konstant weniger als ein Prozent.

• 68% des im Jahr 2021 gelieferten Stroms wurden in Grosswasserkraftwerken und nicht geförderten Kleinwasserkraftwerken produziert (leicht mehr als im Vorjahr, 2020: 66%). Die gelieferte Wasserkraft wurde zu 76% in der Schweiz produziert (2020: 76%).
• 18.5% (2020: 19.9%) des gelieferten Stroms wurden in Kernkraftwerken produziert. Dies ist tiefer als der Anteil der Kernenergie am Schweizer Produktionsmix (28.9%). Die gelieferte Kernenergie stammte wie im Vorjahr fast ausschliesslich aus der Schweiz.
• Mit der Einführung der Volldeklaration im Januar 2018 sind nicht überprüfbare Energieträger nicht mehr zulässig mit Ausnahme von mehrjährigen Lieferverträgen, die vor dem 1. November 2017 abgeschlossen wurden (für sie gilt eine Übergangsfrist bis zum Lieferjahr 2020). Erstmals für das Lieferjahr 2021 ist deshalb kein Strom aus nicht überprüfbaren Energieträgern mehr im Lieferantenmix.
• Der Anteil neuer erneuerbarer Energieträger (Sonne, Wind, Biomasse und Kleinwasserkraft) nimmt weiter zu, von 10.3% (2020) auf 11.5% im Jahr 2021. Davon wurden rund 79% in der Schweiz produziert und rund drei Fünftel durch das Einspeisevergütungssystem (ESV) gefördert.
• In geringen Mengen stammte der 2021 gelieferte Strom aus fossilen Energieträgern (1.87%, Vorjahr 1.8%).

Produktionsmix ist nicht gleich Liefermix: In der Schweiz wird Strom zu 61.5% aus Wasserkraft, zu 28.9% aus Kernkraft, zu 1.9% aus fossilen und knapp 7.7% aus neuen erneuerbaren Energien produziert (= Schweizer Produktionsmix 2021). An die Schweizer Steckdosen wird aber nicht nur Strom aus Schweizer Produktion geliefert: Es herrscht ein reger Handel mit dem Ausland, bei dem Strom exportiert und importiert wird. Deshalb stimmt der Schweizer Produktionsmix nicht mit der durchschnittlichen Zusammensetzung des gelieferten Stroms (= Schweizer Liefermix) überein.

Um über den Liefermix jedes Stromversorgers Transparenz zu schaffen und den Konsument/innen so einen informierten Entscheid für ein bestimmtes Stromprodukt zu ermöglichen, sind die schweizerischen Stromversorgungsunternehmen seit 2005 gesetzlich verpflichtet, Herkunft und Zusammensetzung des gelieferten Stroms offenzulegen. Die Deklaration erfolgt jeweils rückwirkend, basierend auf den Daten des vorangegangenen Kalenderjahres. Seit 2006 müssen diese Zahlen allen Kundinnen und Kunden mit den Stromrechnungen bekanntgegeben werden. Seit 2013 werden die Daten zusätzlich auf der Internet-Plattform www.stromkennzeichnung.ch veröffentlicht.

Quelle: Bund

© Zusammenstellung: Solarmedia Guntram Rehsche

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