Ambitioniertes Solarziel ist mit besseren Rahmenbedingungen erreichbar

Zur Erreichung des bundesrätlichen Ziels muss die jährlich installierte PV-Leistung deutlich gesteigert werden. Nach dem Rekordjahr 2024 mit 1.8 GW neuinstallierter Leistung wird 2025 ein Rückgang auf rund 1.6 GW erwartet. Dieser Ausbau müsste in den nächsten 5 Jahren jedoch schrittweise auf 2.7 GW erhöht werden (siehe dazu das «Expressszenario» des Solarmonitors 2025). Dies entspricht einem durchschnittlichen jährlichen Marktwachstum von 11 %. Ein solches Wachstum kann die Schweizer Solarbranche bewältigen – die durchschnittliche Wachstumsrate in den Jahren 2019–2023 lag bei 50 %. Der dafür nötige Ausbau wird wie bisher primär auf Dächern stattfinden – dieses Potenzial ist bisher erst zu 10% genutzt. Gleichzeitig wächst der Anteil von Anlagen an Fassaden, auf Infrastrukturen sowie in landwirtschaftlichen Kulturen und in den Alpen. Die Potenziale geeigneter Flächen sind dabei kein limitierender Faktor.

Wesentlicher Beitrag zur Winter-Stromversorgung

Von der vom Bundesrat angestrebten Jahresproduktion würden 2030 rund 5 TWh im Winterhalbjahr (Oktober-März) anfallen. 5 TWh entspricht dem gesetzlich vorgesehenen Maximum des Stromimports (EnG Art. 2 Abs. 3) und dem derzeitigen durchschnittlichen Winterimport der Schweiz respektive 15 % des Gesamtstromverbrauchs in der gleichen Periode. Zum Vergleich: Die 15 priorisierten Wasserkraftprojekte gemäss rundem Tisch Wasserkraft sollen bis 2040 bis zu 2 TWh zusätzlichen Winterstrom liefern. 

Der heute ebenfalls neu eingeführte Winterstrombonus via Energieförderverordnung wird dazu beitragen, dass der Winter-Produktionsanteil neuer Solaranlagen entsprechend steigt. Ebenfalls positiv zu bewerten ist, dass der Bundesrat auf eine Begrenzung des maximalen Förderbeitrags für alpine Solaranlagen verzichtet hat. Dies hätte dazu geführt, dass mehrere Projekte in fortgeschrittenem Planungsstadium hätten sistiert werden müssen.

Marktbedingungen müssen verbessert werden

Das vom Bundesrat verabschiedete Zwischenziel bis 2030 ist also sowohl bezüglich Fachkräften als auch betreffend Flächenpotenzial realisierbar. Die aktuellen Marktbedingungen verhindern jedoch ein notwendiges weiteres Marktwachstum: Die zu Beginn von 2026 in Kraft tretenden neuen gesetzlichen Bestimmungen sorgen derzeit angesichts der stark schwankenden Preise am Strommarkt für Verunsicherung bei Investoren. Wesentlich dabei ist die Weiterführung der Minimalvergütung für den ins Netz eingespiesenen Strom, auch nach dem allfälligen Inkrafttreten eines Stromabkommens mit der EU. Bei den ab nächstem Jahr zugelassenen lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) sind zudem Anpassungen in der Verordnung nötig, damit sie einen wesentlichen Beitrag zum weiteren Solar-Ausbau leisten können. Der Rabatt für die Nutzung des öffentlichen Netzes muss bis zum gesetzlichen Maximum erhöht werden, und es braucht eine Begrenzung der Gebühren und Messkosten. Letzteres gilt auch für die seit Jahresbeginn möglichen virtuellen Zusammenschlüsse zum Eigenverbrauch.

Swissolar hat mit dem Mitte November publizierten «Aktionsplan 2030» aufgezeigt, welche Massnahmen zu ergreifen sind, damit der PV-Markt weiterwächst und das Bundesratsziel für das Jahr 2030 erreichbar wird.

Mit einem stagnierenden PV-Markt ist das Zwischenziel 2030 nicht erreichbar. Das Ziel von 45 TWh Strom aus erneuerbaren Energien bis im Jahr 2050 könnte hingegen auch unter vergleichbaren Bedingungen wie heute erreicht werden. Diese Bedingungen verschlechtern sich jedoch mit dem tiefen Minimaltarif und dem Stundenmarktpreis bei den Rückliefertarifen sowie den zu geringen Anreizen für vZEV und LEG.

Versorgungssicherheit mit Speichern und Flexibilität 

Mit dem raschen Wachstum der installierten Solarleistung kommen Teile der Stromnetze an ihre Kapazitätsgrenzen. Auch das gesamte Stromsystem ist noch nicht an die variable Stromproduktion angepasst. Die rasch verfügbare Lösung liegt im Einsatz von Speichern und Flexibilitäten. Die Solarbranche geht dabei voran: Neue Photovoltaikanlagen werden heute fast immer mit einem dezentralen Speicher und einem Energiemanagementsystem ausgerüstet, und immer mehr Besitzer bestehender Anlagen rüsten diese entsprechend nach. Neben Batterien können auch weitere Flexibilitäten genutzt werden, beispielsweise durch das Laden von Elektroboilern über Mittag. Leider steuern dies viele Verteilnetzbetreiber heute nicht entsprechend. Generell haben Letztere die Möglichkeit, mit Tarifmodellen Anreize für den markt- und netzdienlichen Betrieb von PV-Anlagen und Flexibilitäten zu schaffen. Einige tun dies bereits vorbildlich, andere sind noch zögerlich.