Fix- und Flexmodell für Abnahmevergütung

Die SSES und ihr Fachverband VESE (s.u.) entwickeln ihr Modell für eine langfristig stabile Abnahmevergütung für Solarstrom weiter. Als Vorbild dient das auf dem Schweizer Bankenplatz bewährte Hypotheken-Modell mit der entsprechenden Wahlfreiheit.

Was sich im Schweizer Hypothekenmarkt mit festen und variablen Hypotheken seit Jahrzehnten bewährt hat, soll nun auch auf die Strompreise übertragen werden. Dies zumindest fordern die SSES und VESE. Anlagenbetreibende hätten 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 ). Im Flex-Modell wird der Strom zum aktuellen Marktpreis vergütet. Je nach Strompreisentwicklung kann dies zu grossen Verlusten oder auch Gewinnen des Betreibers führen.

Beiden Modellen gemein ist die Forderung nach einer zentralen Abnahmestelle für Solarstrom. Anstatt dass der Solarstrom von den einzelnen Verteilnetzbetreibern vergütet wird, gibt es dafür neu eine zentrale Stelle. Dies entspricht auch dem Vorschlag des VSE. Abhängig vom gewählten Modell erfolgt die Vergütung durch einen fixen Preis oder entsprechend dem aktuellen Marktpreis. Dieses erweiterte Modell mit der Wahlfreiheit wird allen Seiten gerecht. Es berücksichtigt sowohl Forderungen nach einer marktgerechten Vergütung wie auch Forderungen nach Investitionssicherheit für die Solaranlagenbetreibenden. Ein weiterer Vorteil dieses Modelles ist, dass die optimale Vergütungsstrategie direkt in der Anwendung getestet und gegenübergestellt werden kann.

Die SSES:

In Reaktion auf die Energiekrise von 1973 wurde die Schweizerische Vereinigung für Sonnenergie SSES am 11. Juni 1974 als privatrechtlicher Verein in Bern gegründet. Die SSES zählt rund 4500 Mitglieder und ist in 11 Regional- und Fachgruppen gesamtschweizerisch als Konsumentenorganisation im Bereich Solarenergie tätig. Die SSES ist Mitglied der Klima-Allianz und setzt sich für eine Schweiz 100% erneuerbar ein. Ihre Projekte umfassen Öffentlichkeits- und Informationsarbeiten, aber auch die Teilnahme am politischen Gestaltungsprozess und Projekte zur Förderung des Ausbaus der Solarenergie.

Über VESE:

VESE setzt sich für eine "Schweiz hundert Prozent erneuerbar" im Rahmen einer breit abgestützten Energiewende ein. Mitglieder von VESE sind Solargenossenschaften sowie private und institutionelle Betreibende von Anlagen für erneuerbare Energieproduktion, vor allem Solaranlagen. Organisiert ist VESE als Fachgruppe der Schweizerischen Vereinigung für Sonnenenergie SSES. Weitere Informationen finden Sie auch auf unserer Webseite www.vese.ch.

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Wo stehen Städte bei Energietransition?

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«Starke Städte» ist das Motto des Stadtwerkekongresses 2022 in Aarau. Wie stark präsentieren sich die Städte im Energiebereich? Welche Lösungen für den Klimaschutz und für ein nachhaltiges Energiesystem ergreifen sie? Wo stehen sie auf dem Weg zum Netto-Null-Ziel 2050. Energeiaplus hat bei sieben Schweizer Städten nachgefragt. Fazit: Die Städte tun einiges bei den erneuerbaren Energien, den alternativen Heizsystemen oder bei der Elektromobilität.

 

Klimaneutralität: Bis 2040 möchte die Stadt Basel klimaneutral sein. Das schlägt die Regierung des Stadtkantons dem Parlament vor als Gegenvorschlag zur Klimagerechtigkeitsinitiative. Diese will, dass die Stadt bereits 2030 unter dem Strich keine Treibhausgasemissionen mehr ausstösst.

Das Ziel 2040 strebt auch die Stadt Zürich an, für die Stadtverwaltung gilt sogar Netto-Null bis 2035. Zusätzlich definiert die Stadtregierung neu auch ein Reduktionsziel für Treibhausgasemissionen, die ausserhalb der Stadtgrenze verursacht werden. Aufgrund der dichten Besiedlung steht die Stadt Zürich vor diversen Herausforderungen. Unter anderem reichen in einigen Stadtteilen die lokalen Potenziale für erneuerbare Energien nicht aus und diese Gebiete müssen durch thermische Netze versorgt werden.

Die Stadt Bern muss ihre territorialen CO2-Emissionen bis 2041 auf total 0,6 Tonnen CO2 pro Kopf und Jahr vermindern und bis 2045 CO2-neutral sein. Im dazu vom Parlament verabschiedeten Klimareglement werden verbindliche Absenkpfade festgeschrieben – für die gesamten territorialen Emissionen wie auch speziell für die Bereiche Wärme und Mobilität. Falls die Absenkpfade nicht eingehalten würden, müsste die Stadt zusätzliche Massnahmen zur Reduktion der CO2-Emissionen einführen.

Die Stadt Chur will spätestens 2050 klimaneutral sein. In Absprache mit dem städtischen Energieversorger überarbeitet sie derzeit den Energierichtplan. Zudem erarbeitet die Stadt einen Masterplan Energie und Klima, der Massnahmen und Handlungsmöglichkeiten aufzeigen soll.

 

Heizen: Die Stadt Basel geht hier am weitesten: Muss eine Heizung ersetzt werden, darf sie seit 2017 nur noch in Ausnahmefällen mit einer Öl- oder Gasheizung ersetzt werden. Das sei anfangs schwierig gewesen für die Heizungsbranche, habe sich aber mittlerweile eingespielt, heisst es bei der Stadt. Rund 50% der Haushalte sind an ein Fernwärmenetz angeschlossen. Weiter schüttet die Stadt Förderbeiträge aus für energetische Sanierungen, effiziente Neubauten und für Anlagen zur Nutzung von erneuerbarer Energie.

Bis 2040 will die Stadt Zürich die Versorgung durch Wärme mit thermischen Netzen ausbauen, insbesondere in Gebieten, wo nicht ausreichend dezentrale erneuerbare Energien zur Verfügung stehen. Die Stadtregierung stellt dafür eine halbe Milliarde Franken bereit. Für Gebäude, die erst in einigen Jahren an die Fernwärme angeschlossen werden, aber schon vorher eine neue Heizung benötigen, bieten die städtischen Energieversorgungsunternehmen Übergangslösungen an. Die Förderung von Wärmepumpen und Anschlüssen an Energieverbünde ist ergänzend zur kantonalen Förderung ausgelegt. Zusätzlich werden zwei Förderprogramme neu lanciert: Erstens werden Fonds für die Förderung des Umstiegs von Öl- und Gasheizungen auf eine CO2-freie Wärmeproduktion geschaffen und zweitens wird ein Förderprogramm für energetische Gebäudesanierungen aufgebaut. Die städtische Energieplattform bietet eine Übersicht aller Fördermassnahmen.

Die Stadt Bern setzt beim Umstieg von fossilen auf erneuerbare Energieträger beim Heizen auf verschiedene Anreize. Auf der Wärmeversorgungskarte der Stadt sehen Eigentümer, welchen Energieträger sie bei einem Heizungsersatz oder einem Gebäudeneubau zuerst prüfen sollten. Damit Fernwärme für möglichst viele Gebäude eine Option ist, soll das Fernwärmenetz von derzeit 53 km um weitere 36 km ausgebaut werden. Eine Herausforderung dabei ist jedoch, dass es keine Anschlusspflicht gibt. Zudem gibt es im Kanton Bern derzeit kein Verbot von fossilen Energieträgern bei Heizungen so wie in Basel. Bei den städtischen Liegenschaften hat es die Stadt indes selber in der Hand. Bis 2025 sollen Öl- und elektrische Heizungen durch ein erneuerbares System ersetzt werden. Bei Gasheizungen soll dies bis 2035 passieren. Zudem will die Stadt bei allen Neubauten PV-Anlagen realisieren, und auch bei Sanierungen, sofern dies möglich ist (UNESCO-Perimeter). Aus dem städtischen Ökofonds finanziert die Stadt zudem verschiedene Förderprogramme für Wärmepumpen, Anschluss an Nah- und Fernwärmenetz, PV-Anlagen, Zusammenschluss zum Eigenverbrauch, Ladeinfrastruktur für E-Mobilität, Biogas. Und auch Übergangslösungen bis zum Anschluss ans Fernwärmenetz werden gefördert.

Auch die Stadt Chur setzt auf den Ausbau der Fernwärme. Mit erneuerbar betriebenen WKK-Anlagen will die Stadt zudem die Wintermangellage überbrücken. Die Herausforderung liegt dabei bei der Finanzierung des Ausbaus der Netze. Auch in Chur werden PV-Anlagen bei stadteigenen Liegenschaften bei Gesamtsanierungen und Neubauten eingeplant und realisiert.

 

Elektromobilität: Für ihr Engagement bei der Förderung der Elektromobilität hat die Stadt Basel 2018 den goldenen Stecker von Swiss eMobility erhalten. 2016 hatte Basel ein Pilotprojekt gestartet mit gelben Parkplätzen mit Ladesäulen. Derzeit finden E-Autofahrer und –fahrerinnen in Basel 20 Parkplätze in der blauen Zone, wo sie ihr Auto laden können. Weitere 200 Ladestationen hat das Parlament beschlossen. Die Verwaltung will dabei punkto Elektromobilität ein Vorbild sein. Neue Fahrzeuge für Polizei, Kehrichtentsorgung, Feuerwehr oder auch den ÖV sollen künftig elektrisch fahren.

Grundsätzlich elektrisch: Diese Maxime gilt auch in den Städten Zürich und Bern bei der Anschaffung von neuen Fahrzeugen der Verwaltung.

Für E-Fahrzeuge bietet die Stadt Bern Ladestationen auf öffentlichem Grund an. In einem Pilotprojekt testet der städtische Energieversorger ewb das Laden von E-Fahrzeugen an Strassenlaternen. Drei Möglichkeiten gibt es dazu in der blauen Zone.

Die Stadt Zürich fördert öffentlich zugängliche und private Ladestationen sowie die Beschaffung von Elektrobussen für Unternehmen des öffentlichen Nahverkehrs. Die Verkehrsbetriebe Zürich (VBZ) bewältigen zudem bereits heute rund 80% des Fahrgastaufkommens mit Trams und Trolleybussen, die vollständig mit Strom aus erneuerbaren Energiequellen fahren.

Seit 2019 sind in Chur eine elektrische Kehrichtmaschine im Einsatz und zwei elektrische Kommunalfahrzeuge. Der stadteigene Fahrzeugpark soll fortlaufend durch elektrische Fahrzeuge ersetzt werden. Der städtische Energieversorger hat zudem zahlreiche Ladestationen in der Stadt und in Parkhäusern erstellt. Zudem hat der Churer Gemeinderat im März 2022 einer Kapitalerhöhung der Bus AG zugestimmt, damit diese eine CO2-neutrale Fahrzeugflotte anschaffen kann.

 

Text: Brigitte Mader, Kommunikation, Bundesamt für Energie
Grafik: Eveline Meier-Guillod, Bundesamt für Energie

 

 Quelle: energeiaplus.com

 

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Hohe Strompreise und Einspeisevergütung

Die derzeit hohen Strompreise wirken sich auch auf die Betreiber und Betreiberinnen von Anlagen aus, die via Einspeisevergütung (KEV) gefördert werden. Steigt der Börsenstrompreis und somit der Referenz-Marktpreis über den vereinbarten Vergütungssatz, wird den Anlagenbetreiberinnen und -betreibern die Differenz in Rechnung gestellt. Energeiaplus erklärt die Hintergründe.

 

Das Einspeisevergütungssystem (KEV) ist ein Instrument des Bundes zur Förderung der erneuerbaren Energien. Seit 2021 wurden keine neuen Anlagen mehr ins KEV-System aufgenommen (siehe Kasten). Die KEV soll einen kostendeckenden beziehungsweise seit 2018 einen kostenorientierten Betrieb von Photovoltaik-, Biomasse-, Windenergie-, Wasserkraft- und Geothermieanlagen ermöglichen. Finanziert wird die Einspeisevergütung aus dem Netzzuschlagsfonds.

 

Anlagenbetreiberinnen und -betreiber im KEV-System erhalten einen festgelegten Vergütungssatz für den Strom, den sie produzieren und ins Netz einspeisen. Der Vergütungssatz pro Kilowattstunde eingespeisten Stroms wird von der Vollzugsstelle (Pronovo) für jede Anlage festgelegt.

 

In Zeiten tiefer Marktpreise deckt die KEV die Differenz zwischen dem durchschnittlichen Börsenstrompreis, dem sogenannten Referenz-Marktpreis, und dem Vergütungssatz. Die KEV federt somit die Risiken für die Anlagenbetreiberinnen und Anlagenbetreiber ab. Wenn die Strompreise höher als der Vergütungssatz sind, können Anlagenbetreiber und -betreiberinnen aber auch keinen zusätzlichen Gewinn erzielen. Die Auszahlung ist gedeckelt: Mehr als den vereinbarten Vergütungssatz erhalten sie nicht. Dies entspricht der gesetzlichen Vorgabe.

 

Die Referenz-Marktpreise erfuhren seit Einführung der KEV so manche Kapriolen. 2009 lag der Marktpreis bei knapp 11 Rp/kWh. Danach erfolgte eine Talfahrt, welche im zweiten Quartal 2020 seinen Tiefpunkt mit 1,8 Rp./kWh erreichte. Seit dem Jahr 2021 steigen die Referenz-Marktpreise jedoch deutlich an und erreichten gegen Ende des letzten Jahres mit 23,7 Rp./kWh für PV-Anlagen und 24,8 Rp./kWh für die übrigen Technologien einen Rekordwert. Dies ist insbesondere auf die gestiegenen Öl-, Gas- und CO₂-Preise auf den Weltmärkten zurückzuführen. Für rund 10 Prozent der KEV-Empfänger liegen die Referenz-Marktpreise des 4. Quartals 2021 damit über dem zugesicherten Vergütungssatz.

Grafik: BFE

Was heisst das nun für diese KEV-Anlagenbetreiber und – betreiberinnen? Es gilt zu unterscheiden zwischen Betreiberinnen und Betreibern, die ihren Strom direkt vermarkten müssen (Direktvermarktung) und allen anderen. Betreiber von Direktvermarktungsanlagen erhalten wie gewohnt den Erlös für die eingespeiste Energie direkt von ihrem Vermarkter (i.d.R. Energieversorgungsunternehmen). Einen zusätzlichen Gewinn dürfen KEV-Anlagen aber nicht abwerfen. Oder anders gesagt: Ist der Referenz-Marktpreis höher als der festgelegte Vergütungssatz, steht die Differenz dem Netzzuschlagsfonds zu. Diese Differenz stellt Pronovo den Betreibern und Betreiberinnen vierteljährlich in Rechnung und überweist sie dem Netzzuschlagsfonds.

 

Für Betreiberinnen und Betreiber der anderen KEV-Anlagen ändert sich nichts: Sie erhalten in Summe wie gewohnt den Vergütungssatz pro Kilowattstunde eingespeisten Stroms, den die Vollzugsstelle Pronovo festgesetzt hat. Weitere Informationen zu diesem Thema finden Sie auf der Homepage von Pronovo. Möchte eine Anlagenbetreiberin oder ein Anlagenbetreiber vollständig von den hohen Strompreisen profitieren, kann sie respektive er aus der KEV austreten. Eine Rückkehr in die KEV ist nicht mehr möglich, auch dann nicht, wenn die Strompreise wieder sinken. Das Risiko trägt dann der Produzent beziehungsweise die Produzentin.

Die Einspeisevergütung (KEV) wurde 2009 eingeführt. Produzenten von Wasserkraft-, Biomasse-, Photovoltaik-, Windenergie- und Geothermieanlagen erhalten pro produzierter und ins Stromnetz eingespeister Kilowattstunde einen festgelegten Vergütungssatz (Rp./kWh) ausbezahlt.

Die Auszahlung erfolgt vierteljährlich während 10 bis 25 Jahren und wird aus dem Netzzuschlagsfonds finanziert. Seit 2021 werden keine neuen Anlagen mehr in die KEV aufgenommen. Die Einspeisevergütung wurde durch sogenannte Investitionsbeiträge bzw. Einmalvergütungen abgelöst.

Nicole Kaiser, Fachspezialistin Erneuerbare Energie, und Laura Antonini, Stv. Leiterin Sektion Erneuerbare Energie, Bundesamt für Energie

 

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Die Photovoltaik (PV) wird systemrelevant

Heute Dienstag und morgen Mittwoch findet in Bern zum 20. Mal die Schweizer Photovoltaik-Tagung statt. Das dominierende Thema ist der Boom der PV hierzulande, der vor dem Hintergrund der energetischen Abhängigkeit der Schweiz von kriegstreiberischen Regimes nochmals dringlicher geworden ist. Die Solarbranche ist sich einig, dass es für den Aufbau einer sicheren, unabhängigen und klimaschonenden Energieversorgung eine Verdreifachung des jährlichen Zubaus von PV-Anlagen braucht und dass dieser auch zu erreichen ist.   

Die Schweizer Solarwirtschaft boomt und hat in den letzten zwei Jahren gezeigt, dass sie ein starkes Wachstum bewältigen kann, und dass sie mit innovativen Lösungen die Integration ins Stromnetz voranbringen kann. An die Politik geht der Appell, rasch die verbleibenden Hürden für das weitere Wachstum aus dem Weg zu räumen. Bundesrätin Simonetta Sommaruga (siehe Bild) sagte dazu in ihrer Eröffnungsrede vor mehr als 700 Teilnehmenden: «Noch nie wurden so viele Solaranlagen gebaut wie jetzt. In den letzten beiden Jahren gab es einen Rekordzubau an Photovoltaik. Und der Boom wird nicht nur anhalten, sondern noch stärker werden. Denn die Bevölkerung will weg von Öl und Gas» 

Nach dem Rekordzubau im Jahr 2020 konnte 2021 ein weiteres starkes Marktwachstum verzeichnet werden, das sich auch im laufenden Jahr fortsetzt. Dies gilt erfreulicherweise für sämtliche Marktsegmente wie Ein- und Mehrfamilienhäuser, Industriebauten usw. gleichermassen. Hohe Energiepreise, der Wunsch nach energetischer Unabhängigkeit und nach einem Beitrag zum Klimaschutz sowie die grosse Nachfrage nach Elektromobilität werden von der Schweizer Solarwirtschaft als Markttreiber genannt. 

200'000 Panels im Februar, eine halbe Milliarde Wertschöpfung und eine neue Berufslehre: Alleine im Februar wurden 200’000 Solarpanels auf Schweizer Dächer gebaut. Mittlerweile deckt die Photovoltaik über 6 Prozent des Schweizer Strombedarfs. Schon nur bei gleichbleibendem Tempo kommt jährlich ca. 1 Prozent dazu. Die Wertschöpfung der Photovoltaik in der Schweiz belief sich im vergangenen Jahr (2021) auf über 700 Millionen Franken (hauptsächlich durch Planung, Installation, Wartung und Export von Maschinen, Werkzeugen und Komponenten), die direkt in die einheimische Wirtschaft floss – Tendenz steigend.

«Die Schweizer Solarwirtschaft hat 2021 eine Auftragssteigerung von 30 Prozent gestemmt», sagt Swissolar-Geschäftsleiter David Stickelberger. Heute umfasst die Schweizer Solarbranche bereits rund 7000 Vollzeitstellen und diese Zahl sollte und dürfte sich in den nächsten 10 Jahren verdreifachen. Deshalb baut Swissolar derzeit einen Berufslehrgang auf: «Immer mehr Junge wollen in diesen Bereich einsteigen», so Stickelberger. «Wir müssen ihnen eine solide Ausbildung ermöglichen.» Ab 2024 soll die Ausbildung zum Solarspezialisten starten. 

Auf gutem Weg, den jährlichen Zubau zu verdreifachen: Das erfreuliche Marktwachstum muss sich für die Erreichung der Klimaziele und für die Sicherheit der Stromversorgung weiter fortsetzen. Bis 2030 sollte der jährliche Zubau bei 2000 Megawatt liegen, dreimal höher als heute. Was es braucht, um dieses ehrgeizige Ziel zu erreichen, hat Swissolar kürzlich in einem 11-Punkte-Programm der Schweizer Solarwirtschaft zusammengefasst.

Welche Rahmenbedingungen für diesen Ausbau geschaffen werden müssen, ist Gegenstand einer Podiumsdiskussion mit Daniel Büchel (BFE), Michael Frank (VSE), Beat Ritler (ResiQ) sowie Nationalrat und Swissolar-Präsident Jürg Grossen: «Die Solarenergie wird zur tragenden Säule der Schweizer Energieversorgung. Wir haben die Technologie, die Antworten und die Lösungen – jetzt müssen die Hürden weg», so Grossen. 

Mit dem angestrebten Ausbau wird Solarstrom zum wesentlichen Player im Strommarkt, der zur Versorgungssicherheit beitragen und vermehrt im energiewirtschaftlichen Kontext, also auf Netzebene und über die Schweizer Grenzen hinaus, betrachtet werden muss. Diesen Themen widmen sich die weiteren Referatsblöcke des ersten Tages. 

Solaranlagen auf Dächern und Fassaden bleibt Hauptaufgabe:Trotz den derzeit laufenden wichtigen Diskussionen zu möglichen alpinen Standorten grosser Photovoltaikanlagen steht weiterhin das Solarpotenzial der Dächer und Fassaden im Vordergrund. Allein auf bestehenden Gebäuden und Infrastrukturen liesse sich mehr Strom erzeugen als wir heute verbrauchen. Eine besondere Herausforderung ist dabei oft die architektonische Integration. Diesem immer wichtiger werdenden Thema widmet sich eine ganze Session des zweiten Veranstaltungstages. Weitere Themen sind Neuigkeiten aus der Forschung, bei der die Schweiz zur Weltspitze gehört, sowie die Vorstellung aktueller Beispiele zum innovativen und praktischen Einsatz der Photovoltaik.

Über die 20. Schweizer Photovoltaik-Tagung 

Gemeinsam mit dem Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) und dem Bundesamt für Energie (BFE) organisiert Swissolar jährlich die nationale Photovoltaik-Tagung. Die diesjährige 20. Ausgabe findet heute und morgen im Kursaal Bern und online statt. Mit insgesamt über 700 Teilnehmenden konnte ein neuer Besucherrekord erreicht werden. 

Die Schweizer Photovoltaik-Tagung live auf Twitter: #pvtagung22

Über das 11-Punkte-Programm der Schweizer Solarwirtschaft

Solarenergie wird in der Schweiz Strom in grossen Mengen liefern – erneuerbar, zeitnah und kostengünstig. Damit diese Umstellung gelingt, müssen wir jedoch mehr und schneller zubauen. 2050 soll Photovoltaik 45 TWh Strom liefern, also 15-mal mehr als heute. Was es braucht, um dieses ehrgeizige Ziel zu erreichen, hat Swissolar in einem 11-Punkte-Programm zusammengefasst. Die 11 Programmpunkte umfassen folgende Kategorien: 

·       Klare und verbindliche Ziele für erneuerbare Energien
·       Berufliche Chancen in der Solarbranche schaffen
·       Anreize für heimische Produktion von Komponenten setzen
·       Erhöhung Netzzuschlag, Beschleunigung der Einmalvergütung
·       Schweizweite klare einheitliche Regelung Abnahmevergütung
·       Solarpflichten bei Neubau und Sanierung
·       Raumplanerische Hürden beseitigen
·       Abbau von Zusatzkosten und Bürokratie
·       Lokale Energiegemeinschaften
·       Netzkapazitäten dynamisch gestalten, Elektromobilität einbeziehen
·       Tarifstrukturen/Netznutzungsentgelt

> Zum 11-Punkte-Programm der Schweizer Solarwirtschaft

 

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Der Wasserstoff-Express rollt an (vielleicht...).

Eine der grossen Fragen der schweizerischen Energie-Politik lautet: Welche Rolle soll Wasserstoff (H2) künftig spielen? Und ja, es gibt sie bereits schon, konkrete H2-Projekte hierzulande. Ohne Anspruch auf Vollständigkeit vermittelte eine Tagung der Ostschweizer Fachschule (OST) in Rapperswil einen Überblick zu aktuellen Projekten. Ein Exklusivbericht des Blogs Solarmedia, der sich künftig vermehrt mit Fragen der Rolle des Wasserstoffs beschäftigen wird.

 

Es dauerte nicht lange, da war die Tagung nicht mehr bei den einzelnen Projekten, sondern die Teilnehmer*innen interessierte vor allem die Kosten- und Preisfrage einerseits, die Folgen der derzeitigen Verwerfungen auf den Energiemärkten und die Herkunft und Beschaffenheit der Ausgangs- (Primär-) Energie andrerseits. Denn entgegen weiterhin vorhandenen Einschätzungen ist Wasserstoff ja eben nicht eine quasi in der Natur vorhandene Energieform, die einfach so zu gewinnen ist. Vielmehr ist erst mit der Zuführung von Strom in einem Elektrolyse-Vorgang aus Wasser einerseits H2 zu gewinnen, andererseits – und das ist besonders reizvoll am Prozess – verbleiben Reststoffe, die der Umwelt keinerlei Schaden zufügen, insbesondere kein klimaschädliches CO2. Allerdings liegt die Krux in der zugeführten Energie, deren Verfasstheit in einem Farbenschema zum Ausdruck kommt. Grünes H2 ist dabei jener Wasserstoff, der nur mit erneuerbaren Energien gewonnen wird, also auch in der Vorstufe CO2-frei bleibt.

 

Es ist hier nicht der Ort und Platz, die Grundlagen der Wasserstoff-Wirtschaft zu erörtern, wenn das die Tagung in Rapperswil von vergangenem Donnerstag auch ausführlich tat. Vielmehr sei auf die einschlägigen Quellen im Internet verwiesen. Projekte aber zur H2-Erzeugung in der Schweiz sind teils bereits realisiert, befinden sich in grösserer Zahl  erst in der Entwicklung auf verschiedenen Stufen und sind weit gehend unbekannt. Stellvertretend erwähnt sei die Produktion von grünem Wasserstoff, die in St.Gallen im Herbst bereits den Betrieb aufnehmen soll. Reto Zuglian, Produktionsleiter der St.Gallisch-Appenzellischen Kraftwerke, erläuterte an der Tagung, warum das Werk Kubel eben garantiert grün produzieren werde: Die zugeführte Energie stammt aus dem eigenen Wasserkraftwerk – nur Restwassermengen (also jene, die nicht für die Produktion von Haushalt- und Gewerbestrom Verwendung finden) gehen in die H2-Herstellung. Wirtschaftlichkeit ergibt sich laut Kubel ab rund 5000 Volllaststunden jährlich. 

 

Ähnlich funktionieren übrigens bereits schweizweit Einrichtungen – sowie etwa jene, die im Elektrizitätswerk Höfe angedacht ist. Das EW ist nach eigenen Angaben das grösste Querverbundunternehmen in der Region unterer und oberer Zürichsee. Es stellt Versorgungssicherheit in den Gemeinden Feusisberg, Freienbach und Wollerau her. Die Höfe AG hat einen grossen Startvorteil, in dem sich der Standort unweit von zwei bestehenden Autobahn-Tankstellen befindet, letztere also nur einer kurzen Pipeline-Zuleitung bedürfen. Wie CEO Arne Kähler betonte, muss man sich bei solchen Leitungen nicht die Durchmesser der üblichen Öl- und Gas-Pipelines vorstellen – sondern lediglich eine Grössenordung von einer Fünfliber-Münze. Auch hier wird die Energie aus Restwassermengen bezogen werden. Immer vorausgesetzt, der Verwaltungsrat stimmt dem Projekt demnächst zu. Gleich soll etwa in der Westschweiz das Kraftwerk Schiffenen (Kanton Freiburg) um eine Wasserstofferzeugung ergänzt werden.

 

Zurück zu den Preisen: Angaben wurden auch an der Tagung kaum gemacht, denn sie hängen von zu vielen Variablen (volatiler Energiemarkt) ab. Abgesehen davon, dass man sich offenbar derzeit von der Konkurrenz nicht in die Karten blicken lassen will. Die Rede war in der Mehrzahl von Kilogrammpreisen im zweistelligen Bereich (der Preis für ein Kilogramm Wasserstoff beträgt gemäss Google-Recherche an allen öffentlichen H2 MOBILITY H2-Tankstellen in Deutschland aktuell 9,50€ (brutto). Auf 100 km verbraucht ein Brennstoffzellenfahrzeug ca. ein Kilogramm Wasserstoff, erzeugt also Kraftstoffkosten von 9,50€). Das beschneidet die Konkurrenzfähigkeit von Wasserstoff gegenüber anderen Energieträgern weiterhin oder ist bestenfalls auf deren Höhe. Aber deren Preise kennen aktuell ja bekanntlich nur die Richtung nach oben. 

 

Kurzfristig fällt ins Gewicht, dass in der Schweiz demnächst den gängigen Energieformen mehr Wasserstoff (bis zu zehn statt zwei Prozent bisher) beigemischt werden darf. Und zu den hauptsächlichen Abnehmern: Am ehesten die Industrie für Prozesswärme, überall wo hohe Temperaturen erforderlich sind. Aus Gründen der Effizienz fast sicher nicht der private Personenverkehr (PW) – und hierzulande zumindest umstritten der Lastwagenschwerverkehr. In diesem Bereich rollt zwar bereits das grösste hiesige H2-Projekt überhaupt. Mehr als ein Dutzend Lastwagen des südkoreanischen Herstellers Hyundai verkehren bereits auf CH-Strassen und tanken an dem rund halben Dutzend Tankstellen. Aber die Distanzen sind in der Schweiz derart beschränkt, dass sich hierzulande bei den LKW vielleicht doch eher die reine E-Mobilität, also ein Betrieb mit Batteriestrom durchsetzen wird.  Und ganz allgemein ist nicht zu zweifeln an  der Aussage des Vertreters des Paul Scherrer Instituts (Serge Biollaz PSI), der ähnlich wie in anderen Energiebereichen (Beispiel Versorgungssicherheit) eine tragfähige Lösung für die Wasserstoffzukunft nur in internationalem Zusammenhang sieht, nationale Alleingänge ausgeschlossen.

 

© Solarmedia Guntram Rehsche

 

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Meyer Burger auf Weg zu Ausbau der Produktion

Die Geschäftszahlen für 2021 spiegeln die Herausforderungen der Wandlung vom Anlagenbauer zum Zell- und Modulproduzenten des Schweizer Photovoltaik-Herstellers wider. Der Nettoumsatz reduzierte sich auf 39,9 Millionen Euro, was zu Verlusten beim Jahresergebnis führte. Dennoch ist Meyer Burger weiterhin liquide und will mit einem neuen Modell den Ausbau seiner Produktionsstandorte in Deutschland und USA beschleunigen.

Seine strategischen Ziele für 2021 hat Meyer Burger gemäss der Medienmitteilung der Firma erreicht: Die Zell- und Modulproduktionsstandorte in Thalheim (Bitterfeld-Wolfen, Sachsen-Anhalt, Deutschland) und Freiberg (Sachsen, Deutschland) sowie der erfolgreiche Markteintritt. Das Unternehmen hat sich erfolgreich von einem Hightech-Produktionsausrüster zu einem integrierten Hersteller von Hochleistungs-Solarzellen und -modulen gewandelt. Dies war dank des geschützten Geschäftsmodells und technologischer Autonomie möglich. Auch wenn die derzeitige wirtschaftliche und politische Situation global sehr herausfordernd ist: Sie hat die Dynamik für die Photovoltaik im Allgemeinen stark erhöht und zu einer Wiederbelebung der europäischen und amerikanischen Photovoltaikindustrie geführt. 

Übergangsphase und Hochfahren der Produktion schlagen sich in Finanzergebnissen nieder: Die Ergebnisse des Finanzjahres 2021 spiegeln die Transformation des Geschäftsmodells wider. Der konsolidierte Nettoumsatz sank auf CHF 39,9 Millionen (2020: CHF 90,5 Millionen), wovon CHF 8,8 Millionen aus dem ersten Verkauf von 20 Megawatt (MW) an PV-Modulen stammen. Das Betriebsergebnis nach Kosten für Produkte und Dienstleistungen betrug CHF 29,2 Millionen (2020: CHF 37,9 Millionen).

Mit dem Hochfahren der Produktion erhöhte sich die Anzahl der Mitarbeitenden, was zu einem Personalaufwand von CHF 60,4 Millionen (2020: 53.9 Millionen) führte. Der Betriebsaufwand stieg auf CHF 41,2 Millionen (2020: 28,5 Millionen). Dies ist in erster Linie auf zusätzliche neue Infrastrukturkosten wie Miete und Energie, Marketingausgaben sowie Gebühren und Aufwendungen im Zusammenhang mit der Finanzierung im Jahr 2021 zurückzuführen. Das EBITDA lag bei CHF -72,5 Millionen (2020: CHF -44,6 Millionen). Die neuen Produktionsanlagen wirken sich erst ab dem zweiten Halbjahr 2021 auf die Abschreibungen aus. Entsprechend lag das EBIT bei CHF -85,3 Millionen (2020: CHF -58,1) und das Nettoergebnis bei CHF -100,5 Millionen (2020: CHF -64,5 Millionen, was CHF -0,04 pro Aktie entspricht (2020: CHF -0,04).

Per 31. Dezember 2021 erhöhte sich die Bilanzsumme auf insgesamt CHF 492,7 (31. Dezember 2020: CHF 296,8 Millionen). Darin spiegeln sich die Investitionen in das Hochfahren der beiden neuen Fabriken sowie die erfolgreich durchgeführten Finanzierungsmassnahmen wider. Die Gruppe wies einen soliden Bestand flüssiger Mittel von CHF 231,4 Millionen auf (2020: CHF 139,8 Millionen), der zur Finanzierung der notwendigen weiteren Investitionen zur Verfügung steht. Das Umlaufvermögen verblieb praktisch unverändert bei CHF 33,4 Millionen (2020: CHF 32,7 Millionen). Höhere Vorräte gleichen die höheren Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen im Vergleich zu 2020 ungefähr aus. 

Rund 30 Direktkunden und mehr als 500 registrierte Installateure: Die Nachfrage im Segment der Dachanlagen für Wohn- und Kleingewerbehäuser, Meyer Burgers momentaner Hauptfokus, hat sich stark entwickelt. Das Auftragsbuch ist fast für das gesamte erste Halbjahr 2022 gefüllt, und die Preise entsprechen den Erwartungen. Vom ersten Produktionstag an erfüllten die Module höchste Qualitätsanforderungen. Meyer Burger wird von Händlern, Installateuren und Kunden als Premium-Marke anerkannt und ist in seinen Kernmärkten bereits gut positioniert. Besonders stark ist die Nachfrage auf dem Schweizer Heimatmarkt. Das inzwischen über 45 Personen starke Vertriebs- und Marketingteam vertritt das Unternehmen in den relevantesten europäischen Märkten und in den USA. Allein in Europa betreut es rund 30 Direktkunden und über 500 registrierte Installateure. 

Verzögerungen im Hochfahren der Produktion: Die COVID-19-Pandemie hat die Transformation und das Hochfahren der Produktion erheblich beeinträchtigt. Kurzfristige, unerwartete Lieferengpässe verzögerten den Produktionsstart im Sommer 2021. Die Personalausfälle waren deutlich höher als üblich: Meyer Burger war gezwungen, den Ausstoss der neuen Solarmodulproduktion im vierten Quartal 2021 und auch noch Anfang 2022 zu reduzieren. 

Insgesamt verlief das Hochfahren der Produktion langsamer als ursprünglich erwartet. Dies beeinträchtigte die Erreichung der operativen Ziele des Unternehmens für 2021. Die entsprechenden Hochfahrkosten und die unvollständige Absorption der Produktionsgemeinkosten wirkten sich negativ auf die realisierte Bruttomarge aus. 

Ausbau auf 1,4 Gigawatt und neue Produkte ab 2022: Der Ausbau auf 1,4 GW jährliche Produktionskapazität am Zellenproduktionsstandort Thalheim und 1 GW Jahreskapazität am Modulproduktionsstandort Freiberg läuft, ebenso die Planung für den Ausbau am US-amerikanischen Standort in Goodyear, Arizona. Die jährliche Produktionskapazität in den USA wird zunächst 0,4 GW betragen und soll im Jahr 2023 verfügbar werden; die bestehende Infrastruktur in Goodyear wird eine nahtlose Erweiterung auf 1,5 GW Solarmodulproduktion ermöglichen.

Für das Jahr 2022 plant Meyer Burger zudem die Lancierung neuer Produkte für Gewerbe- und Industriekunden. Die Umsetzung erster Pilotkundenprojekte für Meyer Burgers Solardachziegel wird, wie ursprünglich geplant, in der zweiten Hälfte des Jahres 2022 erwartet.

Ausblick: Um die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten zu überwinden, muss der Einsatz der Photovoltaik in Europa vorangetrieben werden – und nicht nur, um den Klimawandel einzudämmen. Dass das notwendige höhere Mass an strategischer Autonomie nur mit einer starken europäischen PV-Industrie erreicht werden kann, darüber besteht zunehmend Einigkeit. Auch verlangen die Kunden zunehmend Hochleistungs-Produkte, die lokal und auf besonders nachhaltige Weise hergestellt werden.

In dem Zusammenhang blickt Meyer Burger zuversichtlich auf die nächsten, möglicherweise noch zu beschleunigenden Expansionsphasen. Als europäischer, integrierter, technologisch eigenständiger und skalierbarer PV-Spezialist ist Meyer Burger in dieser Hinsicht einzigartig positioniert. Auch der US-amerikanische Markt bietet enormes Expansionspotenzial.

Daher beschleunigt Meyer Burger seine ursprünglich kommunizierten Ausbaupläne. Diese sahen eine Ausbaupause im Jahr 2023 vor, gefolgt von einem moderaten Wachstum auf 7 GW bis 2027. Zu der neuen Strategie gehört auch die gezielte Absicherung der Lieferketten für die benötigten Materialien und Komponenten. Aufgrund der hohen Skalierbarkeit der Nachfrage im Bereich Grossanlagen beabsichtigt Meyer Burger, sein Wachstum in diesem Marktsegment zu beschleunigen.

Da die Expansion schneller als bisher geplant erfolgen soll, überarbeitet Meyer Burger im Moment seine zuvor veröffentlichten Prognosen. Eine angepasste Prognose wird voraussichtlich spätestens zusammen mit den Halbjahresergebnissen im August 2022 bekannt gegeben.

Geschäftsbericht 2021
Der Jahresbericht 2021 ist unter folgendem Link zu finden:

www.meyerburger.com/de/investoren/geschaeftsberichte

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