Neues Vergütungsmodell schafft Marktanreize für Solarstromproduktion

 

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Ab 2027 haben Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit, den Solarstrom nach dem Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung zu vergüten. Das neue Vergütungsmodell schafft Anreize, Solarstrom dann ins Netz einzuspeisen, wenn er tatsächlich gebraucht wird. Bei tiefen Strompreisen kann der Strom stattdessen im Quartier verkauft oder in Batterien gespeichert werden.

Der Bundesrat hat am 28.Mai die Umsetzung der neuen Abnahme- und Vergütungspflicht für Strom aus erneuerbaren Energien vorgestellt. Gemäss dem Parlamentsbeschluss vom Herbst 2025 richtet sich die Vergütung künftig nicht mehr nach dem vierteljährlichen Referenzmarktpreis, sondern nach dem stündlichen Spotmarktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung. Damit entsteht ein klarer Anreiz, Solarstrom bei tiefen Preisen nicht ins vorgelagerte Netz einzuspeisen, sondern lokal zu speichern oder direkt zu nutzen.
 
Betreibende kleiner Photovoltaikanlagen mit einer Leistung unter 150 kW erhalten zusätzlich einen Investitionsschutz in Form einer Minimalvergütungsprämie. Falls der vierteljährliche Referenzmarktpreis im Mittel unter der gesetzlich festgelegten Minimalvergütung liegt, entspricht die Prämie der Differenz zwischen Referenzmarktpreis und Minimalvergütung pro eingespeister Kilowattstunde und wird rückwirkend vergütet. Mit diesem Modell profitieren Produzenten insbesondere dann, wenn sie bei negativen Strompreisen nicht ins Netz einspeisen, sind aber gleichzeitig dank der Minimalvergütung im Mittel vor negativen Preisen geschützt.  
 
Gemäss Bundesratsbeschluss wird die Gesetzesänderung per 1. Januar 2027 mit einer Übergangsfrist von einem Jahr in Kraft treten. Anzumerken ist, dass die Verteilnetzbetreiber weiterhin höhere Vergütungen bezahlen dürfen. Swissolar geht davon aus, dass viele Netzbetreiber von dieser Möglichkeit Gebrauch machen werden.  

Batteriespeicher erhöhen den Eigenverbrauch
Für Betreiberinnen und Betreiber von Photovoltaikanlagen kann das neue Vergütungsmodell erhebliche Auswirkungen haben, insbesondere bei geringem Eigenverbrauch. Sie sind künftig stärker den tiefen Strommarktpreisen an sonnigen Tagen ausgesetzt.  
 
Mit einem Batteriespeicher lässt sich Solarstrom gezielt über Mittag speichern und später am Abend nutzen oder ins Netz einspeisen, wenn die Strompreise höher sind. Sinkende Batteriepreise machen diese Lösung zunehmend attraktiv. Entsprechend entscheiden sich immer mehr Besitzerinnen und Besitzer von Solaranlagen auch nachträglich für einen Speicher.

Gemeinsam den Eigenverbrauch steigern
Zusätzliche Möglichkeiten bieten Modelle wie der Zusammenschluss zum Eigenverbrauch (ZEV) oder lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG). Dabei wird Solarstrom innerhalb eines Quartiers lokal genutzt und verkauft, statt über den Netzbetreiber auf dem Strommarkt verkauft zu werden. Das erhöht den Eigenverbrauch und entlastet gleichzeitig die Stromnetze.
 
Swissolar fordert freien Zugang zu Börsenstrompreisen
Damit Anlagenbetreiber das neue Vergütungsmodell optimal nutzen können, braucht es einen einfachen Zugang zu den relevanten Marktdaten. Swissolar fordert deshalb vom Bundesamt für Energie (BFE):

• Die Day-Ahead-Strompreise für den Schweizer Markt müssen im BFE-Dashboard öffentlich dargestellt werden.
• Es braucht eine frei zugängliche Datenschnittstelle (API) für den automatischen Abruf der Preise.

Diese Daten ermöglichen es Energiemanagementsystemen, Batteriespeicher und Verbrauch intelligent zu steuern, damit Solarstrom bei tiefen Preisen lokal genutzt oder gespeichert werden kann. 

Quelle: Swissolar      ^^^ Nach oben

Stromkosten bis auf Null durch Flexibilität

 

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E-Autos und Wärmepumpen helfen, Energiewende umzusetzen

© Gemäss einem neuen Bericht könnten Wärmepumpen und E-Autos in Zukunft wichtige Flexibilitätslieferanten für das Schweizer Stromsystem sein. (Bild mit KI generiert: Lea Rüfenacht / ETH Zürich)

Flexible gesteuerte Wärmepumpen und Elektroautos könnten in Zukunft Stromimporte reduzieren und Strompreise senken. Das zeigt eine neue Studie eines Schweizer Forschungskonsortiums unter der Leitung der ETH Zürich.  

Elektroautos und Wärmepumpen könnten bei der Umsetzung der Schweizer Energiestrategie eine grosse Rolle spielen. Bis 2050 soll gemäss Bundesrat die Energieversorgung der Schweiz CO2-neutral sein. Wärmepumpen sollen Öl- und Gasheizungen, und Elektroautos allmählich Verbrennerfahrzeuge ersetzen. Dadurch steigt der Strombedarf deutlich an – von heute rund 56 Terawattstunden (TWh) auf rund 75 TWh pro Jahr bis 2050.

Ein neuer Bericht des Schweizer Forschungskonsortiums «PATHFNDR», das vom Schweizer Bundesamt für Energie im Rahmen des Programms «SWEET» gefördert wird, zeigt nun, dass Wärmepumpen und Elektroautos neben der Wasserkraft wichtige Flexibilitätslieferanten für das Schweizer Stromsystem im Jahr 2050 sein können. Christian Schaffner, Direktor des Energy Science Centers an der ETH Zürich und Co-Leiter des Projektes erklärt: «Beide Technologien stimmen den steigenden Stromverbrauch besser mit der Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequellen ab. Das entlastet das Stromnetz, verringert die Importe und senkt die Strompreise im Grosshandel – vor allem in den Wintermonaten.» 

Nur verbrauchen, wenn das Netz nicht ausgelastet ist: Diese Flexibilität zeigt sich im Alltag folgendermassen: Bei Aussentemperaturen von 0°C können sich intelligent gesteuerte Wärmepumpen in Gebäuden mit Minergie-Standard bis zu zehn Stunden abschalten, ohne dass die Raumtemperatur spürbar sinkt. Dadurch lässt sich vermeiden, dass zu viele Wärmepumpen gleichzeitig laufen und das Netz überlasten.  

Auch Elektroautos sind oft viel länger am Netz als für eine Vollladung nötig – zum Beispiel, wenn sie nach Feierabend in der Garage zum Laden angeschlossen werden. Dies erlaubt einen zeitlich optimierten Ladevorgang, der sich am Stromangebot orientiert. Besonders lohnen würde sich laut Studie das Laden am Arbeitsplatz: «Tagsüber, wenn die Sonne scheint, stehen viele Fahrzeuge ohnehin auf Parkplätzen. Wenn sie dort laden, liesse sich die Photovoltaikproduktion optimal nutzen», erklärt Siobhan Powell, Energieforscherin an der ETH Zürich und eine der Hauptautorinnen. 

Mehr Strom, weniger Stromimporte: Die Schweiz will bis 2050 50 bis 60 Prozent ihres Strombedarfs (45 TWh pro Jahr) mit neuen erneuerbaren Energiequellen wie Photovoltaik, Windenergie oder Biomasse decken. Die Modellrechnungen der Forschenden zeigen nun, dass dieses Ziel durch den flexiblen Stromverbrauch von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen einfacher zu erreichen sein wird. 

Werden Wärmepumpen und Elektroautos flächendeckend flexibel koordiniert und gesteuert, könnten in der Schweiz im Jahr 2050 rund vier Prozent mehr erneuerbarer Strom zur Verfügung stehen. «Der grösste Teil davon ist Solarstrom im Frühling und Sommer, der besser verteilt und dadurch nicht abgeregelt werden muss», erklärt Powell. 

Dazu kommt, dass durch flexible Wärmepumpen und Elektroautos die Netto-Stromimporte über das ganze Jahr hinweg um rund 20 Prozent sinken könnten, insbesondere auf Grund höherer Nettoexporte im Frühling und im Sommer. «Das sind etwa 1.8 TWh Strom, was dem Jahresverbrauch von rund 0,5 Millionen Schweizer Haushalten entspricht», sagt Powell. Gemäss der Studie würde die Schweiz auch in den Wintermonaten rund 0.7 TWh weniger Strom importieren. Dies entspricht 4.4 Prozent weniger Winter-Nettoimporte im Vergleich zu einem Energiesystem ohne flexibel gesteuerte Wärmepumpen und Elektroautos.  

Günstigerer Strom und weniger Gaskraftwerke: Die Studie zeigt ausserdem, dass auch die Strompreise im Grosshandel auf Grund einer gleichmässigeren Verteilung von Angebot und Nachfrage mittels flexibler Wärmepumpen und Elektroautos sinken könnten. Am grössten ist diese Strompreissenkung in den Wintermonaten Januar bis März, wo die Preise im Grosshandel um bis zu sechs Prozent sinken könnten.

Die Forschenden schätzen ausserdem, dass ein durch flexible Wärmepumpen und Elektroautos gestütztes Stromsystem um rund vier Prozent günstiger betreibbar wäre als ein System ohne diese beiden Flexibilitätslieferanten. 

Zudem müssten durch den Einsatz flexibel gesteuerter Wärmepumpen und Elektroautos 2050 auch weniger Gaskraftwerke und Batteriespeicher gebaut werden. Der Investitionsbedarf in Gaskraftwerke und Batterien sinkt den Schätzungen zu Folge um rund ein Drittel. «Gaskraftwerke und Batterien sind vor allem notwendig, um Spitzen der Stromnachfrage auszugleichen. Wenn Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen diese Funktion übernehmen, dann brauchen wir weniger davon», erklärt Powell. 

Tiefere Spitzenlasten in Quartieren und reduzierter Netzausbau: Wenn viele Haushalte gleichzeitig ihre Autos laden oder ihre Wärmepumpen betreiben, drohen Engpässe. Die heutigen Leitungen und Transformatoren wären für diese Lasten häufig nicht ausgelegt und müssten verstärkt werden.  

Die Forschenden untersuchten rund 50 Netzgebiete in der Schweiz. Sie kommen zum Schluss, dass durch flexibel gesteuerte Wärmepumpen und Elektroautos die Spitzenlasten in Quartieren sinken würden und dadurch teure Verstärkungen der Verteilnetze verzögert und reduziert werden könnten. Wie gross diese Effekte tatsächlich sind, hängt auch davon ab, ob es sich um städtische oder ländliche Gebiete handelt.

Stromtarife, die Bürger:innen belohnen: Damit Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen bis 2050 tatsächlich als Flexibilitätslieferanten dienen können, müssen sie mit der nötigen Steuerungs- und Kommunikationstechnologie ausgestattet sein. Das ist aktuell noch nicht flächendeckend der Fall. Die Studienautoren empfehlen daher, dass nur mehr Systeme subventioniert werden, die auch flexibel und intelligent betrieben werden können.  

Zudem sollten die Betreiber:innen von Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen einen Anreiz haben, ihr Heiz- und Ladeverhalten anzupassen. Um dies zu erreichen, empfiehlt die Studie unter anderem dynamische Stromtarife, die zeitlich flexibles Laden und Heizen belohnen. Vor allem die starken lokalen Unterschiede bei den Stromtarifen und Einspeisevergütungen würden diese Massnahme in der Schweiz jedoch erschweren, heisst es in der Studie.  

Die Forschenden weisen ausserdem darauf hin, dass die Förderinstrumente in der Schweiz sehr heterogen sind und es bislang keine nationales «Recht auf Laden» für Mieter:innen mit Elektrofahrzeugen gibt. Das müsse sich schnell ändern.   

Literaturhinweis: Powell S, Marinakis A, Ruefenacht L et.al., Flexibility provision from electromobility and buildings. Synthesis report, PATHFNDR Consortium, 11.11.2025, doi: externe Seite 10.3929/ethz-c-000787060

Quelle:  Christoph Elhardt, Hochschulkommunikation  -  ETH  

 

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Netzbetreiber senken PV-Vergütungen erneut

Graphik: Vergütungen 2026 der 30 grössten Verteilnetzbetreiber für eingespeisten Strom aus einer 10 kVA PV-Anlage soweit per 1.10.2025 bekanntgegeben. Im Falle der Vergütung der Energie zum Marktpreis sind die Werte der letzten 12 Monate unter Berücksichtigung der Minimalvergütung eingesetzt (6.91 Rp/kWh) - Vergrössern mit Klick auf Grafik!

Eine Umfrage von VESE bei den 30 grössten Verteilnetzbetreibern zeigt eine weitere signifikante Absenkung der Vergütungen für eingespeiste PV-Energie per 1.1.2026 im Zuge der Inkraftsetzung des Stromgesetzes. Diese Werte zeigen einen durchschnittlichen Rückgang in der Grössenordnung von 25% gegenüber den Tarifen von 2025 und eine mittlere Vergütung von etwa 9.6 Rp/kWh inkl. HKN für Anlagen bis 30 Kilowatt.

Die Umfrage bei den 30 grössten Schweizer Netzbetreibern ergibt folgendes provisorisches Bild: ab dem 1.1.2026 nutzen etwa 2/3 der Verteilnetzbetreiber die neue Möglichkeit, eine Vergütung basierend auf dem Spotmarktpreis zu entrichten, während etwa 1/3 bei einer konstanten, im Voraus bekannten Jahresvergütung verbleiben.

Während zu erwarten war, dass nicht wenige Netzbetreiber die Möglichkeit der neuen Regelung der Mindestvergütungen ab dem 1.1.2026 nutzen würden, so beklagt VESE die fast durchwegs damit verbundene Falschinformation: von wenigen Ausnahmen abgesehen wird die Umstellung gänzlich falsch als neue gesetzliche Verpflichtung dargestellt. Schlagworte wie «schweizweite Harmonisierung der Vergütungen», «vom Volk angenommene Energiewende», und gar «gezielte Förderung des Eigenverbrauchs» werden verwendet, um keine Verantwortung für die firmeninternen Entscheidungen der Absenkung der Vergütungen zu übernehmen.

Dass keinerlei Zwang besteht, die neuen Minimalbestimmungen anzuwenden, beweisen diejenigen vorbildlichen Netzbetreiber, welche auch 2026 eine im Voraus bestimmte planbare Jahresvergütung entrichten. Auch VESE hat mit seinem Whitepaper aufgezeigt, dass die Netzbetreiber im neuen gesetzlichen Rahmen problemlos bis zu 10.96 Rp/kWh, oder auch noch höhere Vergütungen entrichten können.

Dieser Spielraum wird teilweise auch genutzt, und zwar durch die Abnahme des Herkunftsnachweises HKN: es ist interessant zu beobachten, dass die Abnahmevergütungen für den HKN über einen riesigen Bereich variieren, von 0.5 bis 4 Rp/kWh.

Noch schwierigere Lage für Grossanlagen: Die obenstehenden Betrachtungen beziehen sich auf Anlagen bis 30 kW. Diese sind zwar sehr zahlreich, machen jedoch weniger als die Hälfte der installierten PV-Leistung der Schweiz aus. Für grosse Anlagen ab 150 kW ist die Situation ab 2026 noch einiges schwieriger: einerseits fällt für diese der Schutz der Mindestvergütungen von 6 Rp/kWh weg, und dazu werden vielfach die HKNs entweder gar nicht oder dann nur zu einem reduzierten Ansatz abgenommen. Entsprechend melden viele VESE-Mitglieder Schwierigkeiten, neue kostendeckende Projekte zu entwickeln oder bestehende zu amortisieren. Gerade diese Projekte wären jedoch entscheidend, um den Ausbau der Schweizer Photovoltaikkapazität wie beschlossen fortzusetzen. Entsprechend wird es interessant zu sehen, ob und wie der Bundesrat auf den Einbruch der Neuinstallationen in diesem Jahr reagieren wird, nachdem er noch in diesem April sein Ziel von 18.7 TWh/Jahr bis 2030 bekanntgegeben hat. Die SSES weist in einer Medienmitteilung vom August auf genau diese Problematik detailliert hin.

VESE erwartet von den Verteilnetzbetreibern, dass sie Verantwortung zur Umsetzung der Energiewende wahrnehmen und faire Vergütungen für PV-Strom bezahlen, sodass Bau von PV-Anlagen attraktiv bleibt.

Über den Verband unabhängiger Energieerzeuger VESE: Fachgruppe der Schweizerischen Vereinigung für Sonnenenergie SSES, Verband der unabhängigen Energieerzeuger, vertritt die Interessenten von Betreibern von Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarer Elektrizität ohne eigenes Verteilnetz. VESE setzt sich ein für eine Energiewende mit möglichst vielen Anlagen in Bürgerhand  

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Das A & O künftiger Energiepolitik: Speichern

Immer mehr Solarparks werden gleich mit 
großen Speichern (im Vordergrund) gekoppelt

Die Förderung Erneuerbarer Energien, allen voran der Solarenergie, ist das A & O zukunftsorientierter Energiepolitik. Aber es gibt ein weiteres Element, das zunehmend in den Vordergrund rückt und auch hierzulande von immer grösserer Bedeutung ist: das Speichern von zur Unzeit anfallendem Solar- und Windstrom. Einem Bericht von Ember, der renommierten Agentur für Erneuerbare, entnehme ich an diesem solaren Sonntag folgende Gedanken zur Speicherfrage.

 

Die provokante These gleich zu Beginn: 24 Stunden Solarstrom tags und nachts ist kein Traum, vielmehr bereits in Reichweite. Mit der heutigen Batterie-Technologie ist es einfach, rund um die Uhr Strom zu einem akzeptablen Preis zur Verfügung zu stellen. Da sind gar keine grossen Revolutionen mehr nötig. Solche Techniken gibt es in verschiedensten Arten mit verschiedenen (mehr oder weniger) problematischen Stoffen - so beispielsweise die Lithium-Eisen-Phosphat-Batterie, die jener Variante mit Nickel und Mangan überlegen scheint (problematische Rohstoffe).

 

Die Batterie-Technologie der neuen Art wird zum eigentlichen GameChanger, also zu jener Technologie, die alles bisherige umkehrt und eben Solarstrom rund um die Uhr zur Verfügung stellt. Dien Agentur Ember hält demgegenüber andere Technologien für fragwürdig, so etwa die Pumpspeicherung, die für die grosse Strommengen als aufwändig erscheint.

Zusammen mit der Speicherung ist die Sonne als Quelle von Energie nicht mehr limitiert - das ist natürlich vor allem besonders in sonnenreichen Gegenden derart ergiebig, dass eine hundertprozentige Versorgung mit der Sonne möglich scheint. Gemach - bei uns ist das weniger der Fall, aber wir haben die idealtypische Ergänzung: die Wasserkraft. Die alle Nachteile der Solarenergie ausgleichen kann und sogar ihr selbst als Speichermedium dient. Hier gilt die Kurzformel, dass jede solare Kilowattstunde den Verbrauch von Wasserkraft vermindert - letztere dafür verfügbar macht für Stunden, in denen keine Sonne scheint.

Der wechselseitige Nutzen kennt noch einen weiteren Gewinner: das Netz, das weniger aufwändig gestaltet sein muss, wenn der Strom dezentral zum Einsatz gelangt und nur jeweils in Überschuss- oder Lücken-Situationen weiter weg von der Quelle zur Verfügung stehen soll.

Und warum haben alle diese Vorteile die Kreise rund um die Stromwirtschaft noch nicht realisiert? Abgesehen von den neuen Technologien, die früher nicht verfügbar waren und der allgemeinen Schwerfälligkeit grosser Branchen, ist es vor allem der Preis. Denn Batterien erleben derzeit Preisreduktionen, wie wir sie von der Modulproduktion in den letzten Jahren kennen. Mit anderen Worten: Speichern wird auch aus wirtschaftlicher Sicht  möglich und nicht mehr behindert. Dass das wiederum nicht graue Theorie ist, sondern bereits Realität, zeigen Speicher-Anwendungen in grossen Stil auf zum Beispiel auf Hawaii oder in den Vereinigten Arabischen Emiraten.

Quelle Text: https://ember-energy.org/latest-insights/solar-electricity-every-hour-of-every-day-is-here-and-it-changes-everything/chapter-1-how-batteries-will-unlock-solars-true-po/ 

Quelle Bild mit weiteren Angabe: https://www.photovoltaik.eu/solarspeicher/bsw-solar-erwartet-rasant-wachsenden-ausbau-von-grossspeichern 

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NEUE ENERGIEREALITÄT & FLEXIBLE LÖSUNGEN

In einer Welt im Wandel übernehmen erneuerbare Energien Verantwortung – ökonomisch, ökologisch und geopolitisch. Erstmals erzeugt Europa mehr Strom aus Sonne und Wind als aus Kohle und Gas. Deutschland erreicht mit rund 60 Prozent Erneuerbaren im Strommix einen neuen Höchststand. Die Energierealität hat sich grundlegend verändert. Was jetzt zählt, ist ein Energiesystem, das dieser neuen Normalität gerecht wird – flexibel, digital, vernetzt. Dieser Wandel verlangt nach zeitgemäßen Antworten, die die Messe The smarter E Europe 2025 in München liefert. 

Europas größte Messeallianz für die Energiewirtschaft hat am Mittwoch auf dem voll belegten Gelände der Messe München ihre Tore geöffnet. Vom 7. bis 9. Mai bringen sich dort 2.737 Aussteller aus 57 Ländern mit ihren Lösungen, Anwendungen und Geschäftsmodellen für eine erneuerbare Energieversorgung 24/7 in Stellung, darunter Großspeicher, PV-Hybridanlagen, bidirektionales Laden, intelligentes Lastmanagement und vieles mehr. In den kommenden drei Tagen werden über 100.000 Fachbesucher aus rund 170 Ländern erwartet. In diesem Jahr macht The smarter E Europe deutlich: Die Technologien sind da, die Geschäftsmodelle erprobt, die Branche ist bereit. Jetzt braucht es den politischen Willen, ein konsequentes Handeln und den Mut, das Energiesystem neu zu denken.

Erneuerbare Energien, insbesondere die Photovoltaik, sind laut Walburga Hemetsberger, CEO des europäischen Branchenverbands SolarPower Europe, der Schlüssel zu Energiesicherheit und wirtschaftlicher Resilienz. Nach dem starken Zubau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten müsse nun der Fokus auf die nächste Ausbaustufe des Energiesystems gelegt werden: „Um unser Energiesystem wirklich zukunftssicher zu machen, brauchen wir stärkere Netze, intelligentere Flexibilität und eine vollständige Elektrifizierung von Industrie, Verkehr und Wärme. Batteriespeicher sind nicht mehr nur eine Option – sie sind unerlässlich, um Abschaltungen und negative Preise zu bewältigen. Das Ergebnis? Niedrigere Kosten, günstigerer Strom für die Verbraucher und mehr Energiesicherheit für Europa. Es ist jetzt an der Zeit, das Tempo zu erhöhen.“

 

Konkurrenzlos günstiger Strom aus Photovoltaik

Aktuelle Marktzahlen belegen diese Aussage eindrucksvoll: Laut dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE lagen im Jahr 2024 die Gestehungskosten pro Kilowattstunde für PV-Großanlagen in Deutschland bei etwa 4 bis 7 €ct/kWh, während für Großanlagen mit Batteriespeichern Kosten zwischen 6 und 11 €ct/kWh ermittelt wurden. Die Erzeugung in konventionellen Kraftwerken ist erheblich teurer. Die Gestehungskosten einer Kilowattstunde betrugen bei Kohle- und Gaskraftwerken rund 15 bis knapp 33 €ct/kWh. Noch teurer, und damit abgesehen von allen anderen Nachteilen auch wirtschaftlich nicht konkurrenzfähig, ist die Kernenergie. Hier kostet die Erzeugung einer Kilowattstunde bis zu 49 €ct. Schon aus rein ökonomischen Gründen wird sich daher klimaneutral erzeugter Strom auch weiterhin durchsetzen – mit Sicherheit.

 

Flexibilität im Zentrum der Energiewende

Mit dem weltweit wachsenden Anteil erneuerbarer Energien steigt der Druck, das Energiesystem neu zu denken – flexibler, intelligenter und vernetzter muss es sein. Batteriespeicher gelten in diesem Zuge als Rückgrat dieser Transformation. Sie stabilisieren Netze, ermöglichen neue Geschäftsmodelle und steigern die Versorgungssicherheit. Auch die Elektromobilität leistet ihren Beitrag: Fahrbatterien können durch bidirektionales Laden als dezentrale Speicher genutzt werden – ein Ansatz, der in ersten Pilotprojekten, beispielsweise in Frankreich, bereits erfolgreich umgesetzt wird. The smarter E Europe 2025 greift diesen vielversprechenden Innovationsimpuls auf und zeigt erstmals in einer eigenen Sonderschau (Halle C6, Stand C6.450) die Potenziale des bidirektionalen Ladens für eine erneuerbare Energieversorung 24/7 auf.

 

Globale Bühne für Innovation, Umsetzung und Vernetzung

Mit 2.737 Ausstellern aus 57 Ländern und über 100.000 erwarteten Fachbesuchern aus rund 170 Nationen ist The smarter E Europe 2025 nicht nur Europas größte Messeallianz für die Energiewirtschaft, sondern ein globaler Treffpunkt für Innovation und Umsetzung. Vom 7. bis 9. Mai verwandeln vier Fachmessen – Intersolar Europe, ees Europe, Power2Drive Europe und EM-Power Europe – sowie sieben Messeforen, vier internationale Konferenzen und vielfältige Networking-Formate das voll belegte Messegelände der Messe München in einen Marktplatz für den nächsten Entwicklungsschritt: die Digitalisierung und Flexibilisierung der Energieinfrastruktur ganz im Sinne einer nachhaltigen, zuverlässigen und sicheren Energiezukunft. Die Branche zeigt sich bereit – offen, international vernetzt und mit klarer Vision. Jetzt sind Politik und Gesellschaft am Zug.

 

The smarter E Europe vereint als Europas größte Messeallianz für die Energiewirtschaft vier Fachmessen (Intersolar Europe, ees Europe, Power2Drive Europe und EM-Power Europe) und findet vom 7. bis 9. Mai 2025 auf der Messe München statt.

 Quelle: www.TheSmarterE.de

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Schatten bei Solarausbau

Der Bundesrat hat am Mittwoch über die letzten Umsetzungsschritte des Stromgesetzes entschieden. Dazu gehören die Elemente zum Solarausbau, einem der wichtigsten Pfeiler der zukünftigen Energieversorgung der Schweiz. Aus Sicht der Schweizerischen Energie-Stiftung ist diese Umsetzung ungenügend und angesichts des abflachenden Solarbooms unverständlich - hier deren Stelungnahme im Wortlaut.

Der Bundesrat hat über neue Regelungen für private Solaranlagen entschieden. Dazu gehören beispielsweise die Mindestvergütungen für ins Netz eingespeisten Solarstrom, die die Amortisation von Solaranlagen sicherstellen sollen. Auch über die lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) hat der Bundesrat entschieden, womit Privatpersonen ihren Solarstrom über die unterste Netzebene in der Nachbarschaft verkaufen können und dafür von einem Rabatt auf die Netztarife profitieren.

Ungenügende Rendite bremst den Solar-Ausbau: Die Schweizerische Energie-Stiftung hält die bundesrätliche Umsetzung zwar für eine Verbesserung gegenüber dem ursprünglichen Entwurf, aber immer noch für ungenügend. Die Mindestvergütungen sind mit mit 1,2¹ bis 6,2 Rappen Rappen pro Kilowattstunde zu tief, um die Amortisation der meisten Solaranlagen sicherzustellen.

Léonore Hälg, Solarexpertin bei der SES, meint dazu: «Der Bundesrat setzt den Willen des Parlaments und des Volks zu wenig entschlossen um. Mit den neuen Mindestvergütungen sind vor allem kleine Solaranlagen nur dann profitabel, wenn die privaten Produzentinnen und Produzenten einen relevanten Teil des Stroms selber verbrauchen und so Stromkosten sparen. Besitzerinnen und Besitzer grosser Dachflächen mit wenig Eigenverbrauch haben das Nachsehen und werden in vielen Fällen wohl nur einen Bruchteil des PV-Potenzials auf ihrem Dach realisieren. Damit wird der Ausbau der kleinen und mittleren PV-Anlagen nicht wie von Parlament und Volk gewünscht vorangehen.»

Kein Anreiz für lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG): Auch der Rabatt auf die Netzkosten für lokalen Elektrizitätsgemeinschaften ist noch zu tief. LEG müssen immer noch teilweise für die Kosten der grossen Übertragungsnetze aufkommen, obwohl sie diese nicht benutzen. Léonore Hälg meint dazu: «Mit den LEG könnte ein interessanter Markt für Kleinproduzentinnen und -produzenten von Solarenergie entstehen. Der Netzrabatt von 40 Prozent ist aber zu tief.  So werden LEG nicht breit zur Anwendung kommen. Erfahrungen aus Österreich zeigen, dass dieser Rabatt über 50 Prozent ausmachen muss, damit sich die lokale Vermarktung lohnt.»

 

Solar-Ausbau konsequent weiter fördern: Der durch den Ukraine-Krieg ausgelöste Solarboom ist vorbei und Solarfirmen kämpfen bereits ums Überleben. Für das Jahr 2025 geht die Solarbranche von einer Baisse in der Nachfrage nach Solaranlagen aus. Gleichzeitig braucht es weiterhin ein hohes Tempo beim Ausbau der erneuerbaren Stromproduktion, um genügend sauberen Strom für die Energiewende und damit die Versorgungssicherheit bereitzustellen und die Klimaziele zu erreichen. Aus diesem Grund fordert die Schweizerische Energie-Stiftung SES den Bundesrat auf, den Solarausbau vor dem Hintergrund der heute kommunizierten Verordnungsänderungen genau zu verfolgen und kräftiger zu unterstützen. Léonore Hälg sagt abschliessend: «Der Solarausbau in der Schweiz muss weiterhin in grossen Schritten vorangehen, damit wir die Ziele im Stromgesetz erreichen. Der Bundesrat hat heute dafür klar zu wenig geliefert.»

Quelle: SES

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Mit Zahlen & Statistiken die Welt verbessern (4) - Das grosse PV-Wunder

Solarmedia präsentiert in loser Folge Statistiken, die die britische Plattform «Our World in Data» veröffentlicht, und die mit verbesserten Lebensbedingungen auf der Welt in Zusammenhang stehen. Das geschieht in diesem Blog naheliegenderweise nicht zum ganzen reichen Schatz an Daten, der sich bei «Our World in Data» in den vergangenen Jahren aufgebaut hat, sondern vor allem rund um die Themen Energie und Wirtschaft.

Unglaublicher Produktivitätsgewinn

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To mitigate the negative impacts of climate change, the world needs to quickly transition from fossil fuels to low-carbon energy sources such as solar power. The chart shows how much this transition has accelerated in the last two decades. In 2004, it took the world about a year to add one gigawatt of solar power capacity. By 2023, the same amount was added, on average, every single day. For reference, a gigawatt of solar is enough to power approximately 200,000 homes in the US. Much of this growth has been driven by China, which by 2023 accounted for about 43% of the cumulative installed capacity worldwide. A big reason for this acceleration has been a large decrease in the price of solar panels. Since 2001, the price has dropped by about 95%, from $6.21 to $0.31 per watt.

Learn more about why renewables like solar became so cheap so fast →

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Intersolar Europe: Weltweites PV-Rekordwachstum

Foto: Intersolar Europe -
Die Intersolar Europe öffnet im mai 2025 wieder ihre Türen.

 

Photovoltaik (PV) breitet sich global immer stärker aus. Darüber schreibt die Intersolar Europe. Dieses Jahr findet das Branchenevent Anfang Mai statt. Die Messe Intersolar Europe konstatiert für 2024 ein Rekordwachstum der Photovoltaik.

 

Das globale Wachstum der Stromerzeugung aus Sonnenenergie setze sich dynamisch fort. Und die etablierten Märkte verzeichneten einen zum Teil rasant zunehmenden Ausbau der Photovoltaik (PV), neue und aufstrebende Märkte steigerten den Boom. Das schreibt die Intersolar im Vorfeld der Veranstaltung, die dieses Jahr im Mai stattfinden wird. Weltweit wurde im Jahr 2024 die „Schallmauer“ von zwei Terawatt installierter PV-Leistung durchbrochen. In den vergangenen zwei Jahren seien damit mehr Erzeugungskapazitäten für Solarstrom hinzugekommen als insgesamt in den 68 Jahren davor.

Auch in Europa bleibe die Solarenergie ein zentraler Treiber der Energiewende, wie die aktuelle Studie des Branchenverbands SolarPower Europe zeigt. Im Jahr 2024 gab es mit 65,5 GW an neuer PV-Kapazität einen neuen Rekord.

Die Intersolar verwies neben dem Rekordwachstum der Photovoltaik ferner darauf, dass die Erzeugung von Solarstrom sich kontinuierlich verbilligere. Ein wesentlicher Faktor seien dabei die Preise für Photovoltaik-Module. Diese lagen nach Angaben von OPIS, der Preisberichtsagentur von Dow Jones, im November 2024 in Deutschland im Bereich von 6 bis 13 Eurocent pro Wattpeak (€ct/Wp), in China bei umgerechnet rund 9 €ct/Wp und in den Vereinigten Staaten bei umgerechnet etwa 27 bis 28 €ct/Wp. Durch die jahrelange starke Reduktion in diesem Bereich sei der Kostenanteil der Module an den gesamten Systemkosten einer PV-Anlage auf unter 30 Prozent gefallen – 2005 lag dieser noch bei rund 75 Prozent. Gleichzeitig sind auch Wechselrichter und BOS (Balance of System)-Komponenten deutlich billiger geworden.

LCOE und Energiebilanz der PV: Diese seit Jahren anhaltende Marktentwicklung und Skaleneffekte ließen auch die Gestehungskosten für Solarenergie weiter sinken. Im Jahr 2024 lag der LCOE (Levelized Cost of Electricity) in Deutschland pro Kilowattstunde für PV-Großanlagen im Bereich von rund 4 bis 7 €ct, für Großanlagen mit Batteriespeichern zwischen etwa 6 und 11 €ct. Die Mese verweist dabei auf eine Analyse des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE. Die Erzeugung in konventionellen Kraftwerken sei dagegen erheblich teurer. Die Gestehungskosten einer Kilowattstunde betrugen bei Kohle und Gaskraftwerken rund 15 bis knapp 33 €ct. Noch teurer und damit abgesehen von allen anderen Nachteilen auch wirtschaftlich nicht konkurrenzfähig sei die Kernenergie. Hier koste die Erzeugung einer Kilowattstunde bis zu 49 €ct.

Auch die Energiebilanz und der CO2-Fußabdruck verbessern sich ständig. Über den jüngsten verfügbaren Stand haben die Solarthemen kürzlich berichtet.

Quelle: Intersolar | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

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Weltmarkt für Atomkraftwerke 2024 weiter in der Talsohle

Der globale Markt für Atomkraftwerke stagniert seit Jahren auf sehr niedrigem Niveau, eine echte Renaissance ist nicht in Sicht. Auch angesichts des kurzfristig zu erwartenden steigenden Strombedarfs von Rechenzentren für KI-Anwendungen sind neue Atomkraftwerke allein schon wegen der langen Bauzeiten keine realistische Option.

Laut der Internationalen Atomenergie-Organisation (IAEA) sind im letzten Jahr 2024 weltweit lediglich sechs neue Atomkraftwerke in Betrieb gegangen (2023: fünf). Gleichzeitig wurden vier alte Atomkraftwerke (2023: fünf) endgültig stillgelegt. Der weltweite Netto-Anlagenzubau im Bereich der Kernenergie beträgt somit lediglich zwei neue Atomkraftwerke.

Nach den IAEA-Daten (Stand: 23.01.2025) wrden 2024 neue Kernkraftwerke mit einer Gesamtleistung (netto) von 6.813 MW ans Netz angeschlossen. Diese befinden sich in den Vereinigten Arabischen Emiraten (Barakah-4, 1.310 MW), China (Fangchenggang-4, 1.000 MW und Zhangzhou-1, 1.126 MW), Indien (Kakrapar-4, 630 MW), Frankreich (Flamanville-3, 1.630 MW) und den USA (Vogtle-4, 1.117 MW). Gleichzeitig wurden 2024 weltweit alte Atomkraftwerke mit einer Gesamtleistung (netto) von 2.891 MW stillgelegt, darunter Kursk-2 (925 MW) in Russland, Maanshan-1 (936 MW) in Taiwan sowie die beiden Pickering-Atomkraftwerke 1 und 4 (jeweils 515 MW) in Kanada.

Die Ursachen für das schwache Wachstum des globalen Marktes für Atomkraftwerke sind unverändert: extrem hohe Investitionskosten, sehr lange Bauzeiten von 10 – 15 Jahren und ebenso extrem hohe Finanzierungsrisiken, die praktisch nur von Staatsunternehmen übernommen werden können. Zudem ist der Markt für Atomkraftwerke auf eine sehr geringe Zahl von Unternehmen - meist Staatsunternehmen – angewiesen, die überhaupt in der Lage sind, Atomkraftwerke zu bauen und zu exportieren.

Ein Beispiel für die enormen Kosten und die langen Bauzeiten von Atomkraftwerken ist das französische AKW Flamanville 3, das 2024 in Betrieb gegangen ist. Im Jahr 2006 wurden die Baukosten für Flamanville 3 auf 3,2 bis 3,3 Mrd. Euro veranschlagt, bei einer Bauzeit von 5 Jahren. Nach Angaben des französischen Rechnungshofs sind die Kosten nach nun 17 Jahren Bauzeit aktuell auf 23,7 Mrd. Euro explodiert, bei einer Rendite von beispielsweise 4 Prozent müsste der Verkaufspreis für den Atomstrom schon bei 12,2 Cent pro Kilowattstunde liegen.

Auch kleine, modulare Atomreaktoren (SMR), die als eine kostengünstigere und flexiblere Lösung beworben werden, können die grundlegenden Probleme der Atomkraft derzeit nicht lösen. Ein Beispiel für die Marktschwierigkeiten von Mini-Atomkraftwerken ist das geplante Idaho-Vorzeigeprojekt der Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS) in den USA, das SMR-Projekt wurde aufgrund explodierender Baukosten und zu hoher Kosten für den Atomstrom aufgegeben.

„Angesicht eines möglichen steigenden Strombedarfs von KI-Rechenzentren sind Atomkraftwerke wettbewerblich keine Alternative zu erneuerbaren Energien. Ein AKW-Neubau dauert schlicht zu lange, ist extrem teuer und die Finanzierung bleibt riskant“, so IWR-Chef Dr. Norbert Allnoch.

Zum Vergleich: Während der Netto-Zubau an Kernkraftleistung 2024 weltweit 3.922 MW erreicht, hat alleine China im selben Zeitraum Solaranlagen mit einer unglaublichen Rekordleistung von 277.000 MW neu installiert. Allnoch weiter: „Wenn China sein aktuelles Tempo beim Bau von Solaranlagen bis 2030 fortsetzt, wird das Land schon am Ende des Jahrzehnts mit eigenem, preiswerten Solarstrom ganz alleine die heutige Stromerzeugung der gesamten globalen Atomkraftwerksflotte überholen.“

 

Link zur Original-Pressemitteilung von Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR) in der Energie-Pressedatenbank

https://www.iwrpressedienst.de/energie-themen/pm-8376-weltmarkt-fr-atomkraftwerke-2024-weiter-in-der-talsohle-atomstrom-fr-ki-anwendungen-zu-teuer

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Das war's dann für Beznau I& II

Bild: Guntram Rehsche

Die Axpo hat am Donnerstag bekanntgegeben, das AKW Beznau 1 im Jahr 2033 und das AKW Beznau 2 im Jahr 2032 zu schliessen. Die Schweizerische Energie-Stiftung SES begrüsst in einer Medienmitteilung diesen Entscheid: Das AKW Beznau ist das älteste noch betriebene AKW der Welt und entspricht in zahlreichen Aspekten nicht mehr zeitgemässen Sicherheitsstandards. Die Stromproduktion von Beznau ist für die Schweiz nicht mehr nötig. Dank der Energiestrategie 2050 und dem Stromgesetz wird sogar die Winterstromproduktion von Beznau bereits vor der Stilllegung vollständig durch den Zubau von Solaranlagen auf Infrastrukturen im Inland wettgemacht sein. Der Entscheid der Axpo ist gemäss SES deshalb ein guter Entscheid für die Schweiz.

Wie die Axpo kommuniziert, beendet sie die Stromproduktion in Beznau aus wirtschaftlichen Gründen. Angesichts der nötigen Nachrüstungen rechnet sich der Weiterbetrieb für die Axpo nicht mehr.

Die Mängelliste der beiden AKW in Beznau ist lange. Sie reicht von Herstellungsmängel mit umstrittenen Sicherheitsauswirkungen beim Reaktordruckbehälter von Beznau I über unzureichend gesicherte Brennelementabklingbecken bis hin zu einem Containment, das heutigen schweren Flugzeugen nicht mehr standhält. Die Schweiz hat sich seit dem Bau von Beznau in den 1960er Jahren entscheidend verändert und mit nur 30km Entfernung liegt der stark gewachsene Schweizer Wirtschaftsmotor Zürich in der direkten Gefahrenzone. Das AKW Beznau widerspricht damit längst zeitgemässen Sicherheitsanforderungen.

 

Kein Strommangel mehr

Der Entscheid der Axpo zeigt, dass sich die Stromversorgungslage seit dem Kriegsbeginn in der Ukraine wieder entscheidend entspannt hat. Der Ausbau der Erneuerbaren geht nicht nur in der Schweiz sondern in ganz Europa in Rekordtempo voran. Auch in der Schweiz wird alleine der Ausbau der Solarenergie schon vor 2030 die Stromproduktion des bereits stillgelegten AKW Mühleberg sowie der beiden AKW in Beznau ersetzt haben – sogar was den Winteranteil betrifft. Verschiedene Studien zeigen auf, dass die Schweiz mit dem Ausbau der Erneuerbaren gemäss Stromgesetz problemlos ohne Atomstrom auskommen kann. Und auch die Börsenstrompreise sind in den letzten Monaten stark gesunken und zeigen eine mehr als ausreichende Versorgungslage auf die nächsten Jahre hinaus an.
 

Atomausstieg fortsetzen

Geschäftsleiter Nils Epprecht ordnet ein: «Der Entscheid, Beznau stillzulegen ist nach der deutlichen Annahme des Stromgesetzes folgerichtig. Der beschleunigte Ausbau der Erneuerbaren ermöglicht es, den Atomausstieg fortzusetzen. Angesichts der Risiken, die von Atomkraftwerken ausgehen, ist dies ein guter Entscheid für die Schweiz.»

 

Quelle: Schweizerische Energie-Stiftung (SES)    ^^^ Nach oben

Das sind die neuen PV-Vergütungen seitens EW

 

Wer Strom aus seiner Photovoltaik-Anlage ins Netz einspeist, verkauft diesen Solarstrom meistens an seinen Verteilnetzbetreiber (Elektrizitätswerk = EW). In der Schweiz gibt es deren rund 600 mit teils sehr unterschiedlichen Konditionen für die Einspeisung von Solarstrom. Die entsprechende Regelung gilt bis Ende 2025. Ab dem 1. Januar 2026 wird sich dies ändern.  

Dann treten dafür neue gesetzliche Regelungen in Kraft: Das Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien schafft eine einheitliche Regelung für die Abnahmevergütung für Strom aus erneuerbaren Energien. Energeiaplus erklärt, worum es geht. Der Gesetzgeber verfolgt mit der neuen Regelung zwei Ziele: Erstens sollen die Konditionen schweizweit möglichst einheitlich sein. Zweitens soll sich der Preis zukünftig nach dem Markt richten. Die Vorteile dieser gesetzlichen Änderungen liegen auf der Hand: Die Produktion soll sich stärker an der Nachfrage orientieren und es wird ein Anreiz geschaffen, die produzierte Elektrizität lokal abzusetzen, anstatt sie via Netzbetreiber am Markt zu verkaufen.

Der neue rechtliche Rahmen: Grundsätzlich gilt, dass sich Produzent und Netzbetreiber über die Vergütungshöhe (Verkaufspreis) einigen sollen. Kommt keine Einigung zustande, muss der Verkaufspreis neu dem vierteljährlich gemittelten Marktpreis entsprechen. Der vierteljährlich gemittelte Marktpreis wird vom BFE regelmässig publiziert (Einspeisevergütung. Die Referenzmarktpreise betrugen in den letzten sechseinhalb Jahren im Mittel knapp 10 Rp/kWh. Dort, wo die Netzbetreiber freiwillig die Herkunftsnachweise (HKN) abgenommen haben, kam man sogar auf durchschnittlich 13 Rp/kWh. Die nachstehende Abbildung zeigt die Preisentwicklung von 2018 bis heute.

Grafik: BFE

Investitionssicherheit dank Minimalvergütungen: Für kleinere Anlagen mit einer Leistung von bis zu 150 kW werden ab 2026 zudem Minimalvergütungen eingeführt. Diese gelten dann, wenn die vierteljährlichen Marktpreise sehr niedrig sind. Das Gesetz gibt vor, dass die Minimalvergütungen so bemessen sein müssen, dass damit typische Anlagen über ihre Lebensdauer amortisiert werden können, und zwar selbst dann, wenn der Marktpreis über die ganzen 25 Jahre tiefer liegt. Das schafft auch in Zeiten tiefer Marktpreise Investitionssicherheit für die Betreiber von kleineren Anlagen. Die nachstehende Abbildung illustriert die Funktionsweise der Minimalvergütung am Beispiel einer Anlage unter 30 kW Leistung gemäss dem Vorschlag des Bundesrats in der Vernehmlassung. Die finale Höhe der Minimalvergütungen wird der Bundesrat im ersten Quartal 2025 festlegen.

Grafik: BFE

Wenn der Betreiber seinen Solarstrom ins Netz einspeist, vergütet der Verteilnetzbetreiber dafür den Referenz-Marktpreis. Fällt dieser unter die Minimalvergütung, hier als gestrichelte Linie dargestellt, dann wird die Minimalvergütung bezahlt.

Höhere Abnahmepreise dank HKN und neuen Anreizmodellen: Der Netzbetreiber kann zusätzlich zum Graustrom freiwillig die Herkunftsnachweise (HKN) abnehmen, die jeder Betreiber einer Photovoltaik-Anlage erhält und veräussern kann. Diese HKN bilden den ökologischen Mehrwert von Solarstrom gegenüber dem Graustrom ab. Bereits heute kauft die grosse Mehrheit der Netzbetreiber die Herkunftsnachweise ab. Der Preis dafür lag 2023 für kleine Photovoltaik-Anlagen bei 2.4 Rp/kWh. Aber auch für den Graustrom kann der Netzbetreiber mehr als nur den Marktpreis (oder die Minimalvergütung) zahlen und diese Kosten an seine gebundenen Kunden weiterverrechnen. In der Stromversorgungsverordnung wird der Bundesrat im ersten Quartal 2025 festlegen, bis zu welcher Preisobergrenze diese Weiterverrechnung zulässig ist. Im Jahr 2024 lag diese Obergrenze bei 10.9 Rp/kWh für Anlagen bis zu einer Anlagenleistung von 100 kW.

Dem Netzbetreiber steht es auch frei, mit den Produzenten spezielle Abnahmebedingungen zu vereinbaren. Um das Netz vor Einspeisespitzen zu entlasten und so einen teuren Netzausbau zu verhindern, kann die Höhe der Abnahmevergütung beispielsweise mit speziellen Anreizen verknüpft werden. Ein Beispiel dafür ist das Produkt «Top-40» des Netzbetreibers «Genossenschaft Elektra» aus Jegenstorf. Dort erhalten die Produzenten eine um 8% höhere Abnahmevergütung, wenn nur maximal 60% der Leistung ins Netz eingespeist wird.

Quelle. Wieland Hintz, Verantwortlicher Solarenergie Bundesamt für Energie

 

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PV-Vergütungen sinken

PV-Fassaden-/Balkonanlage in Zürich-Höngg
Bild: Guntram Rehsche 2024

Nach rekordhohen Vergütungen im laufenden Jahr zeigt eine Umfrage von VESE  (s.u.) bei den grössten Verteilnetzbetreibern eine signifikante Absenkung der Vergütungen für eingespeisten Solarstrom auf Anfang 2025. Dies ist eine Folge  der gesunkenen Beschaffungskosten für Strom.  Bisher konnte VESE nur die Abnahmevergütungen von knapp der Hälfte der 30 grössten Schweizer Verteilnetzbetreiber in Erfahrung bringen. Dieses Bild zeigt durchschnittliche Senkungen der Vergütungen um rund 25%. Es gibt darunter aber auch vereinzelte Erhöhungen, beispielsweise die BKW mit einem höherem HKN Abnahmepreis, und bei ewb im Rahmen von immer noch steigenden Energiepreisen für ihre Kunden. Auslöser dafür, dass viele Netzbetreiber betreffend den Vergütungen für 2025 noch nicht Farbe bekennen wollen, ist, dass sie noch abwarten, welche Verordnungen im November vom Bundesrat nach der Annahme des Mantelerlasses nun effektiv in Kraft gesetzt werden. Allerdings sollen gemäss einer Mitteilung des Bundesamtes für Energie (BFE) die neuen Bestimmungen zur Abnahmevergütung voraussichtlich erst auf Anfang 2026 in Kraft gesetzt werden. Das sorgt bei den Verteilnetzbetreibern entsprechend für Unsicherheit. Deshalb ist es für VESE zur Zeit nicht möglich, einen genauen Wert der Vergütungen 2025 zu ermitteln. Eine merkliche Senkung ist aber insgesamt zu erwarten, nachdem sich die Lage am Europäischen Elektrizitätsmarkt entspannt hat. Die Preise für die Verbraucher für 2025, welche Ende August von der ElCom publiziert wurden, gingen deutlich zurück. Und weil die Mehrheit der Netzbetreiber die Vergütungen den Verbraucherpreisen für Energie in etwa nachführen, muss mit diesem Rückgang gerechnet werden. Falls sich diese Tendenz fortsetzt, wovon VESE ausgeht, kann somit für 2025 von einer mittleren Vergütung im Bereich von 11 bis 13 Rp/kWh ausgegangen werden. Trotz Rückgang wäre dies immer noch ein relativ hoher Wert im Vergleich der letzten 10 Jahre und befindet sich im Rahmen der von VESE empfohlenen 10 bis 12 Rp/kWh. Diese Vergütung, so sie langfristig stabil ausgerichtet wird, erlaubt den Produzenten eine befriedigende Amortisation ihrer Anlagen. Grosse Verunsicherung in der Branche Obwohl sich abzeichnet, dass sich die Vergütungen 2025 in einem vernünftigen Rahmen bewegen, beobachtet VESE die generelle Situation mit grosser Besorgnis.  Mit der Annahme des Mantelerlasses, welcher das Ziel von 35 TWh zusätzlicher erneuerbarer Stromproduktion bis im 2035 vorgibt, sollte Aufbruchstimmung herrschen. In der Branche ist aber das Gegenteil der Fall. Die Verunsicherung erinnert an die Situation nach der Abschaffung der KEV, die nicht nur zu einer massiven Abkühlung des Zubaus, sondern auch einem jahrelang anhaltenden Imageverlust der Solarenergie führte. Die Rückmeldungen an VESE sind geprägt von grosser Enttäuschung über die im Gesetz versprochene, aber nach wie vor fehlende Investitionssicherheit. VESE weiss von einigen Solargenossenschaften und Investoren, welche fertig geplante, grosse PV-Projekte aufgrund der Verunsicherung sistiert haben. Dies ist sehr bedauerlich und hilft den Zielen des Mantelerlasses nicht. Die rekordhohen Installationszahlen der vergangenen drei Jahren verdecken zur Zeit noch die Sicht auf die Tatsache, dass es für eine gelungene Energiewende nach wie vor hohes Engagement braucht. Die aktuelle Ausrichtung auf den europäischen Spotmarktpreis und die hohe Gewichtung des Eigenverbrauchs könnten rasch zum Eigentor werden. VESE fordert deswegen sowohl den Bundesrat wie auch die Verteilnetzbetreiber auf, stabile, «an der Amortisation von Referenzanlagen» ausgerichtete Abnahmevergütungen zu gewährleisten. Einen entsprechenden Vorschlag, wie dies geschehen könnte, hat VESE in der Stellungnahme zu den Verordnungen des Mantelerlasses (ab S. 5) gemacht. VESE, eine Fachgruppe der Schweizerischen Vereinigung für Sonnenenergie SSES, ist der Verband der unabhängigen Energieerzeuger und vertritt die Interessenten von Betreibern von Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarer Elektrizität ohne eigenes Verteilnetz. VESE setzt sich ein für eine Energiewende mit möglichst vielen Anlagen in Bürgerhand. Quelle VSE  ^^^ Nach oben