Zukunft der Energieversorgung

Wir stehen vor einer grundlegenden Umstellung unserer Energieversorgung: Zur Umsetzung des Pariser Klimaprotokolls ist es nötig, unsere Treibhausgasemissionen bis spätestens Mitte Jahrhundert auf netto null zu senken.

Der 11-Punkte-Plan der Solarwirtschaft

Die Dekarbonisierung von Wirtschaft und Gesellschaft ist dringlich. Elektrizität wird dabei zur Schlüsselressource. Der Ausstieg aus der Atomenergie fordert neue Lösungen. Solarenergie wird die Energie in grossen Mengen liefern – erneuerbar, zeitnah und kostengünstig. Damit diese Umstellung gelingt, müssen wir mehr und schneller zubauen als vom Bundesrat vorgesehen. 2050 soll Photovoltaik 45 TWh Strom liefern, also 12-mal mehr als heute.

Es gilt, die Weichen für einen zügigen Ausbau der Photovoltaik richtig zu stellen. Swissolar empfiehlt 11 Massnahmen, um der Schweiz eine erneuerbare und sichere Energieversorgung zu garantieren. 

11-Punkte-Programm der Solarwirtschaft 2022 (PDF)

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  • Zu Massnahme 1: Klare und verbindliche Ziele für erneuerbare Energien

    • Im Zusammenhang mit der Lancierung der Web-Plattform www.sonnendach.ch schätzte das BFE das ausschöpfbare Solarstrompotenzial der Schweizer Gebäude auf rund 67 TWh/Jahr. Eine 2020 von Meteotest durchgeführte verfeinerte Analyse ergab ein ausschöpfbares Potenzial von 55 TWh (Dächer) resp. 18 TWh (Fassaden), also total 73 TWh/Jahr. Zudem wurde für die genannte Analyse mit einem durchschnittlichen Modulwirkungsgrad von 17% gerechnet. Ein korrekter Wert liegt heute bei 20%, womit sich das ausschöpfbare Potenzial auf Gebäuden auf 86 TWh/Jahr erhöht.

      Eine ebenfalls von Meteotest (2019) im Auftrag von Swissolar durchgeführte Analyse von Potenzialen ausserhalb von Gebäuden ergab ein zusätzliches Potenzial von 10.5 TWh auf Parkplätzen und Autobahnböschungen sowie 16.4 TWh auf vorbelasteten alpinen Flächen ausserhalb von Schutzzonen.

      Das ausschöpfbare Gesamtpotenzial zur jährlichen Produktion von Solarstrom in der Schweiz liegt somit bei klar über 100 TWh.

    • Als Kritik an der Solarenergie wird oft auf deren schwankende Produktion hingewiesen. Dabei wird oft missachtet, dass der Ausfall von AKW zu viel stärkeren und – im Gegensatz zu Solar- und Windenergie – meist nicht prognostizierbaren Schwankungen in der Stromproduktion führt. Dies galt z.B. für den Ausfall von Leibstadt, dem grössten AKW der Schweiz, während rund 5 Monaten im Jahr 2021.

      Die Schweiz ist zudem aufgrund ihrer Speicherwasserkraftwerke prädestiniert für einen hohen Anteil Solarstrom. Diese liefern Strom, wenn die Sonne nicht oder wenig scheint, insbesondere im Winter. Für den Ausgleich der Produktion im Tages- und Wochenverlauf stehen neben den wichtigen Pumpspeicherwerken in Zukunft dank der Elektromobilität Batteriespeicher in enormem Umfang zur Verfügung, die laufend günstiger werden. Für die Verschiebung von sommerlichen Produktionsüberschüssen in den Winter gilt es die bestehende Wasserkraft zu nutzen sowie die Speicherkapazitäten in bestehenden und neuen Stauseen zu erhöhen. Zudem muss die Power-to-X-to-Power-Technologie stärker forciert werden, denn sie kann in Zukunft das Energieversorgungsbild der Schweiz insbesondere im Winter vervollständigen.

      Schliesslich liegt die Schweiz im Zentrum des europäischen Stromnetzes und wir können damit bereits jetzt vom massiven europäischen Zubau von Wind- und Solarenergie profitieren. Ein künftiges Strommarktabkommen mit der EU ist zwingend. Die Stromversorgung der Schweiz gerät ohne Stromabkommen und dauerhaft gesicherte Integration ins europäische Stromnetz in ernsthafte Schwierigkeiten. Wir importieren und exportieren im Durchschnitt jeden Tag halb so viel Strom wie wir in der Schweiz täglich verbrauchen. Das sind enorme Mengen, die wir, wenn sie zunehmen, nicht ohne langfristige Verträge dauerhaft bewältigen können, ohne einen sehr hohen Preis dafür zu bezahlen und ohne Abstriche bei der Versorgungssicherheit in Kauf nehmen zu müssen.

    • Der in der Energiestrategie 2050+ aufgezeigte Zubaupfad für die Photovoltaik ist aus Sicht von Swissolar zu langsam. Er hätte zwangsläufig einen deutlich steigenden Stromimportbedarf in den Dreissigerjahren zur Folge, was insbesondere aus Gründen der Versorgungssicherheit zu vermeiden ist. Umgekehrt ist zu berücksichtigen, welche Beschleunigung des Ausbaus mit der Verfügbarkeit von Arbeitskräften und der Sicherstellung einer hohen Qualität vereinbar ist. Das hier dargestellte Szenario geht unter anderem von folgenden Annahmen aus:

      • Stilllegung aller AKW bis 2035
      • Verstärkte Umsetzung/Förderung der Energieeffizienz
      • Verstärkte Umsetzung/Förderung der Power-to-Gas-Produktion
      • Deutlich rascherer Ausbau der Elektromobilität als von Energieperspektiven 2050+ und Axpo vorgesehen (Basis optimistisches Szenario Swiss eMobility)
      • Rascher Ausbau der Wärme-Kraft-Kopplung zur Deckung winterlicher Verbrauchsspitzen. Zu Beginn teilweise mit Erdgas betrieben, rasche Umstellung auf Bio- und Synthesegas
      • Ausbau der Wind- und Wasserkraft gemäss Energieperspektiven 2050+

      Das Szenario Swissolar umfasst folgende Zielwerte:

      • Ziele Jahresproduktion Solarstrom:
        2035: mind. 25 TWh
        2050: mind. 45 TWh
      • Ziele jährlicher Zubau PV:
        2021: 600 MW (Schätzung; verbindliche Zahlen ab Juli 2022 verfügbar)
        2025: 1100 MW
        2030: 2000 MW

      Damit ist der Zubau in den nächsten 10 Jahren tiefer als etwa im Energyrevolution-Szenario von Greenpeace. Dies geschah unter Berücksichtigung der noch zu fällenden politischen Entscheide sowie der Verfügbarkeit von Arbeitskräften.

      Ein Blick nach Deutschland ist aufschlussreich:

      Gemäss Koalitionsvertrag der neuen deutschen Regierung soll die Photovoltaikleistung in Deutschland bis zum Jahr 2030 von derzeit knapp 60 GW auf rund 200 GW ausgebaut werden. Um den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in den kommenden acht Jahren auf 80 Prozent nahezu zu verdoppeln, strebt Minister Habeck folgenden PV-Zubaupfad an:
      2022: ca. 7 GW, 2023: ca. 9 GW, 2024: ca. 13 GW, 2025: ca. 15,5 GW, 2026: ca. 17,5 GW, 2027: ca. 19 GW, 2028-2030: 20 GW/Jahr.

      Mit dem Korrekturfaktor der 10-mal kleineren Schweizer Bevölkerung ist damit der deutsche Zubaupfad ähnlich wie jener im Szenario Swissolar (jährlicher Zubau 2025: 1.1 GW, 2030: 2 GW). Allerdings ist unser Ausbaupfad etwas tiefer zu Beginn aufgrund einer realistischen Einschätzung des Tempos der notwendigen politischen Entscheidungen.

    • Die von uns vorgeschlagenen 50 GW installierte PV-Leistung entspricht etwa dem Fünffachen der bisherigen Leistungsspitze im Schweizer Stromnetz. Obwohl die PV-Anlagen nie alle gleichzeitig ihre Maximalproduktion erreichen, wird es Produktionsüberschüsse geben, die zwischengespeichert werden können. Dabei muss zwischen verschiedenen Speicherdauern unterschieden werden:

      • Bei der saisonalen Speicherung wird mittels Elektrolyse Wasserstoff hergestellt. Dieser kann direkt oder nach weiteren Umwandlungsschritten als Methan oder flüssiger Treibstoff gespeichert werden. Man spricht von Power-to-X sowie von synthetischen Gasen resp. Treibstoffen. Diese können im Winter z.B. für den Betrieb von Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen oder zum Fahren mit schweren Fahrzeugen wie LKWs oder Baumaschinen eingesetzt werden. Auch die Bewirtschaftung der Speicherwasserkraftwerke (inkl. Erhöhung von Staumauern und Neuerstellung von Stauseen) leistet einen wichtigen Beitrag zur saisonalen Speicherung. Während Solarstrom einen Grossteil des sommerlichen Bedarfs deckt, können die Wasserreserven in den Speicherseen geschont werden.
      • Bei der Tages- und Wochenspeicherung stehen neben dem optimierten Eigenverbrauch von Elektroautos und Wärmepumpen stationäre Batteriespeicher (vorzugsweise als 2nd-Life-Nutzung aus Elektroautos) im Vordergrund. Den grössten Nutzen leisten diese in Form von Quartierspeichern, die gleichzeitig zur Entlastung der Stromnetze beitragen. Rasch an Bedeutung gewinnen werden dank bidirektionalem Laden die Batterien von Elektroautos. Auch Pumpspeicherkraftwerke können zur Nutzung der Überschussproduktion (z.B. am Mittag) eingesetzt werden.
      • Ultima Ratio ist im Fall fehlender Leitungskapazitäten die dynamische Abregelung von PV-Produktionsspitzen am Hausanschlusspunkt.
    • Dieser Importbedarf ergibt sich im Swissolar-Szenario aufgrund folgender Annahmen:

      • Stilllegung aller Schweizer AKW bis 2035
      • Notwendige Gesetzesänderungen zu verstärkten Anreizen für Investoren und Anpassungen in der Bewilligungspraxis sind nicht vor 2025 zu erwarten
      • Ein noch stärker beschleunigter Ausbau der Photovoltaik könnte durch Engpässe auf dem Arbeitsmarkt verzögert werden

      In anderen Szenarien wird der Atomausstieg auf 2045 festgelegt, was vermeintlich das Importproblem reduziert. Dabei wird jedoch übersehen, dass angesichts des hohen Alters mit immer häufigeren Ausfällen der Schweizer AKW zu rechnen ist, was die Versorgungssicherheit negativ beeinflusst.

      Die Importabhängigkeit der Schweiz im Winter schwankte in den letzten 20 Jahren zwischen 1 und 10 TWh. In der Jahresbilanz wurde hingegen in der Regel ein Exportüberschuss erzielt. Die Energieperspektiven 2050+ (Szenario Zero Basis) des BFE gehen von einer Importabhängigkeit in der Jahresbilanz von 7,5 TWh (2030) und 12.7 TWh (2035) aus. Die Importabhängigkeit im Winter soll laut der gleichen Quelle bei 15 TWh (2035) und 9 TWh (2050) liegen, also höher als bisher. Im Szenario von Swissolar liegt der Jahresimportbedarf bei rund 3 TWh (2035).

      Im gesamteuropäischen Kontext ist eine vorübergehende, leicht erhöhte Importabhängigkeit der Schweiz grundsätzlich nicht problematisch, angesichts der massiven Ausbaupläne für Wind- und Solarenergie in der EU und insbesondere aufgrund der Pläne der deutschen Regierung. Die grösste Hürde für eine sichere Stromversorgung liegt aber im fehlenden Strommarktabkommen der Schweiz mit der EU – hier gilt es rasch zu handeln.

      Zur Absicherung gegen extreme Mangellagen in dieser Periode ist ein Ausbau von WKK-Anlagen gemäss dem Powerloop-Versicherungsmodell eine prüfenswerte Massnahme.

    • Strom aus neuen AKW ist nicht konkurrenzfähig mit Strom aus erneuerbaren Energien, erst recht nicht, wenn Atomunfälle vollständig versichert werden müssten. Die Endlagerung ist weiterhin nicht gelöst und ebenfalls nicht vollständig in den Stromkosten abgebildet. Ein neues Werk könnte frühestens in 30 Jahren in Betrieb genommen werden und wohl noch deutlich später, wenn neue, bisher erst auf dem Papier existierende Konzepte umgesetzt werden sollen. Zu spät, um einen massgeblichen Beitrag zur Dekarbonisierung zu leisten. Aus diesen Gründen führen die Vorschläge für neue AKW nicht zu mehr Versorgungssicherheit, sondern zum Gegenteil, weil sie den Ausbau der erneuerbaren Energien verzögern.

    • Den stärksten Einfluss auf die Ökobilanz von PV-Modulen hat deren hauptsächliche Produktion in China mit einem heute noch hohen Anteil Strom aus Kohlekraftwerken. Trotz dieses Nachteils verursacht eine neu erstellte Solaranlage in der Schweiz heute 43 g CO2eq/kWh, was 3x weniger ist als die Treibhauswirkung des Strom-Verbrauchermix in der Schweiz. Die energetische Rückzahldauer einer Solaranlage in der Schweiz beträgt rund 15 Monate. In dieser Zeit ist die zur Herstellung benötigte Energie durch die Produktion der Anlage kompensiert (Vergleich auf Ebene Primärenergie). Quelle: Treeze 2020, Factsheet PV electricity. Bei einer Lebensdauer produziert somit eine Photovoltaikanlage rund 20-mal mehr Energie, als zu ihrer Herstellung nötig war.

      Mit dem Aufbau einer Solarindustrie in Europa über die gesamte Wertschöpfungskette können diese Werte nochmals deutlich verbessert werden. Zugleich werden auch die Herstellungsverfahren laufend verbessert (weniger Material- und Energieeinsatz), was den gleichen Effekt hat.

      Das Recycling der PV-Module nach dem Ende ihrer Lebensdauer ist dank einer freiwillig erhobener vorgezogener Recyclinggebühr finanziert. Voraussichtlich ab 2023 wird diese Abgabe obligatorisch erhoben. Technisch ist das Recycling unproblematisch, da 90% des enthaltenen Materials Glas ist, das z.B. zu Isolationsmaterial verarbeitet wird. Die in der Schweiz fast ausschliesslich verwendeten Siliziummodule enthalten praktisch keine toxischen oder seltenen Materialien. Die diesbezüglich etwas heikleren Dünnschichtmodule kommen fast nirgends zum Einsatz.

    • Wenn die Politik ein klares Signal zum Ausbau der Solarenergie setzt, werden mehr Menschen eine Tätigkeit in diesem Bereich suchen. Sei es als Quereinsteiger aus anderen Branchen, sei es als Lernende im neuen Lehrberuf Solateur, der voraussichtlich ab 2023 angeboten wird.

      Genaue Angaben zur Anzahl Arbeitskräfte in der Schweizer Solarbranche existieren derzeit nicht. Swissolar schätzt den heutigen Bestand an Vollzeitstellen (VZÄ) auf 7000-8000. Nach unserem Szenario wird diese Zahl bereits 2030 bei rund 17'000 VZÄ liegen und danach bis auf über 20’000 ansteigen. Die Solarbranche wird also zu einem noch bedeutenderen Arbeitgeber. Dazu werden verschiedene Qualifikationen benötigt; im Vordergrund stehen die Planung und Montage der Anlagen.

    • Heute stammen mehr als 2/3 der in der Schweiz verbauten Solarmodule aus China. Diese monopolähnliche Situation ist in verschiedener Hinsicht problematisch: Wegen Engpässen in Produktion und Transport steigen zurzeit die Modulpreise. Zudem hat der in China eingesetzte Strommix eine schlechtere Ökobilanz als jener in Europa und bezüglich Menschenrechte gibt es bisher nicht widerlegte Vorwürfe. Aus diesen Gründen ist es für den raschen Ausbau der Photovoltaik in Europa und der Schweiz von grosser Bedeutung, dass Produktionskapazitäten über die gesamte Lieferkette auch in Europa aufgebaut werden. Chancen dazu bietet unter anderem das mit 750 Milliarden Euro dotierte «Next Generation EU»-Programm zur Wirtschaftsförderung nach der Pandemie mit starkem Fokus auf erneuerbare Energien sowie die Renewable Energy Directive mit dem Ziel eines 32%-Anteils erneuerbarer Energien bis 2030. Bedeutsam ist auch die Absicht der neuen deutschen Regierung, die nachhaltige Industrieproduktion im eigenen Land zu fördern. Die Schweiz hat mit ihren Hochschulinstituten und ihren innovativen Modulherstellern eine hervorragende Ausgangslage, dabei mitzuwirken – leider derzeit noch eingeschränkt durch das fehlende Rahmenabkommen mit der EU.

    • Im freien Strommarkt gibt es kaum Anreize zum Bau neuer Kraftwerkskapazitäten, egal welcher Technologie. Momentan liegen die Preise am Day-Ahead-Markt zwar bei über 20 Rp./kWh, aber über viele Jahre lagen sie bei 4-6 Rp. Es ist unwahrscheinlich, dass das aktuell hohe Niveau nach Wegfall der pandemiebedingten Sondereffekte lange beibehalten wird. In der Schweiz können keine PV-Grosskraftwerke wie etwa in Deutschland erstellt werden, die zu weniger als 5 Eurocent pro Kilowattstunde produzieren. Sehr grosse PV-Anlagen auf Gebäuden produzieren in der Schweiz zu 6-8 Rp., auf Einfamilienhäusern zu rund 15 Rp./kWh. Zudem deckt die Abnahmevergütung der Verteilnetzbetreiber meist nicht die Produktionskosten für verkauften Solarstrom (siehe auch Massnahme 5). Deshalb braucht es zusätzliche Anreize für Investoren.

      Mit der Einmalvergütung besteht eine bewährte Förderung für PV-Anlagen mit Eigenverbrauch. Voraussichtlich ab 2023 wird sie ergänzt durch die erhöhte Einmalvergütung (bis max. 60% der Investitionskosten) für Anlagen ohne Eigenverbrauch, die ab einer Anlagengrösse von 150 kW auch über eine Auktion ausgezahlt werden kann (siehe Parlamentarische Initiative Girod). Damit wird der Bau von Anlagen auf Lärmschutzwänden, Lagerhallen, Stalldächern, Parkplatzüberdachungen oder Stauseen endlich wirtschaftlich interessant.

      Aus Sicht von Swissolar sind die Förderinstrumente nach Marktsegmenten wie folgt anzuwenden:

      • Wohngebäude, Industrie- und Gewerbebauten: Bestehende Einmalvergütung inkl. Eigenverbrauch, max. Förderbeitrag von 30% der Investitionskosten
      • Gebäude ohne massgeblichen Eigenverbrauch, Infrastrukturen, Freiflächen: Neue Einmalvergütung ohne Eigenverbrauch, Förderbeitrag ca. 45%, für besondere Anwendungen auch höher
      • Sehr grosse Dächer: Auktionen, jedoch erst ab einer Anlagengrösse von 500 kW
    • Die verfügbaren Mittel für die beiden Varianten der Einmalvergütung erlauben gemäss Erläuterungen zum Mantelerlass lediglich einen maximalen jährlichen Photovoltaik-Zubau von 700 MW, was bereits 2022 erreicht sein wird. Die Limitierung entsteht einerseits durch den auf 2.3 Rp./kWh begrenzten Netzzuschlag, andererseits durch die verschiedenen anderen Technologien, die mit den Mitteln aus dem Netzzuschlag gefördert werden. Durch die Parlamentarische Initiative Girod wurde u.a. auch die Förderung der Wasserkraft bis 2030 verlängert.

      Für die Steigerung des jährlichen Photovoltaik-Zubaus genügt gemäss Swissolar eine Erhöhung des Netzzuschlags um 0.5 Rp./kWh. Mit der Möglichkeit der Überschuldung des Netzzuschlagfonds ist sichergestellt, dass ein «Stop and Go» wie 2018 aufgrund von Wartelisten vermieden werden kann.

    • Die Abnahme und Vergütung von Elektrizität aus erneuerbaren Energien ist in Art. 15 EnG geregelt. Die wenig präzise Formulierung der Höhe der Abnahmevergütung (auch: Rückliefervergütung) führt dazu, dass dieser Tarif innerhalb der Schweiz sehr stark - zwischen 3 und über 20 Rp./kWh – variiert (siehe www.pvtarif.ch). Die Abnahmevergütung ist für Anlagen mit Eigenverbrauch angesichts der tiefen EIV-Förderung von max. 30% entscheidend für die Wirtschaftlichkeit.

      Eine ElCom-Verfügung vom Mai 2021 hält fest, dass «für die Bemessung der vermiedenen Kosten für die Beschaffung gleichwertiger Energie im Sinne von Artikel 15 Absatz 3 Buchstabe 1 EnG sowohl die Kosten für den Bezug von Elektrizität bei Dritten als auch die Gestehungskosten eigener Produktionsanlagen zu berücksichtigen» seien. Gegen diese Verfügung wurde Beschwerde beim Bundesverwaltungsgericht erhoben. Die BKW wiederum passt ihre Abnahmevergütung quartalsweise den Marktpreisen an und bezahlte im 4. Quartal 2021 22.86 Rp./kWh (5.93 Rp. im 1. Quartal 2021).

      Aus Sicht von Swissolar ist es grundsätzlich zu begrüssen, dass hier die Marktkräfte ins Spiel kommen. Mit einem vierteljährlich gemittelten Marktpreis entstehen saisonale Schwankungen, die Anreize für eine erhöhte Winterstromproduktion schaffen können, beispielsweise mit Fassadenanlagen. Allerdings müssten zugleich auch bei den Verbrauchern unterschiedliche Sommer- und Wintertarife eingeführt werden.

      Investoren brauchen gleichzeitig die Sicherheit, dass die Abnahmevergütung nie unter eine in der Verordnung festzulegende Schwelle fällt. Die Vergangenheit hat gezeigt, dass die Strommarktpreise extremen Schwankungen ausgesetzt sein können, die nur bedingt etwas mit der Nachfrage zu tun haben. Swissolar schlägt deshalb für Anlagen mit Eigenverbrauch einen Minimalpreis vor, der sich am Energiepreis des Standardstromprodukts der Grundversorgung orientiert. Diese Regelung könnte auch nach einer vollständigen Strommarktliberalisierung weitergeführt werden.

    • Viele Kantone haben im Rahmen der Umsetzung der MuKEn 2014 eine Eigenstrompflicht für Neubauten eingeführt. Dies wird offenbar von den meisten Bauherrschaften problemlos akzeptiert (die Möglichkeit einer Ersatzabgabe wird kaum genutzt), da eine Solaranlage in vielen Fällen auch eine lohnende Investition ist. Leider wissen das viele Bauherrschaften und Architekt:innen immer noch nicht. Eine Pflicht führt dazu, diese Wissenslücke zu füllen und Innovationen zu fördern.

      Noch kaum genutzt wird das Potenzial bei Umbauten. Eine Dachsanierung ohne Solaranlage bedeutet, dass ein solches Dach für mindestens 20 Jahre für die Stromproduktion verloren ist. Wer es heute verpasst, macht in der Regel frühestens in 20-30 Jahren wieder etwas am Dach oder an der Fassade, was zu spät ist, um die Ziele rechtzeitig zu erreichen. Wenn man beim Neu- und Umbau schon das Gerüst und die Fachleute vor Ort hat, ist eine Solaranlage wesentlich günstiger als bei einer nachträglichen Montage. Wir werden deshalb nicht darum herumkommen, in allen Kantonen und auch bei bestehenden Bauten (zumindest dann, wenn etwas umgebaut wird) eine Eigenstrompflicht einzuführen. Dies umso mehr, als Gebäude zukünftig für Elektromobilität und zum Betrieb von Wärmepumpen mehr Strom brauchen werden. Damit wird auch die eigene Stromproduktion mittels Photovoltaikanlage wirtschaftlich immer interessanter.

    • Das 2014 eingeführte Meldeverfahren für «genügend angepasste» Solaranlagen (Art. 18a RPG) hat das baurechtliche Bewilligungsverfahren für Solaranlagen an Gebäuden in vielen Fällen vereinfacht. Noch unbefriedigend ist die Situation bei Anlagen auf Flachdächern (max. Höhe 20 cm), an Fassaden und auf geschützten Objekten bzw. im Bereich des Ortsbildschutzes. Bei letzteren führt die unterschiedliche Auslegung der Formulierung, dass diese «nicht wesentlich beeinträchtigt» werden dürfen, zu Rechtsunsicherheit.Weitgehend ausgeschlossen ist der Bau von Solaranlagen bisher ausserhalb von Bauzonen.

      Die soeben abgeschlossene Vernehmlassung zur Revision der Raumplanungsverordnung enthält einige sinnvolle Verbesserungsvorschläge, die jedoch aus Sicht von Swissolar noch erweitert werden müssen (siehe auch: Eingabe Swissolar). In einem begrenzten Rahmen sollen neu auch Photovoltaikanlagen in Kombination mit landwirtschaftlichen Kulturen zugelassen werden (Agri-PV).

      Für die Bewilligung grösserer Anlagen ausserhalb der Bauzonen, beispielsweise in Berggebieten mit hohen Wintererträgen, fehlen bisher die raumplanerischen Instrumente weitgehend. Swissolar hofft hier auf die zurzeit von der UREK-S behandelte Revision des Raumplanungsgesetzes. Swissolar hat in seiner Vernehmlassungsantwort zu dieser Vorlage unter anderem die Einführung des vereinfachten Meldeverfahrens für Fassadenanlagen sowie Ausnahmebewilligungen für Solaranlagen ausserhalb der Bauzonen im Interesse der Versorgungssicherheit (analog zu Mobilfunkantennen und thermischen Netzen) gefordert.

    • Neben den kommunalen Baubewilligungen gibt es verschiedene Auflagen für den Bau von Photovoltaikanlagen. Im Zentrum stehen die Anschlussvorschriften der lokalen Verteilnetzbetreiber. Leider verursachen diese immer noch oft unnötige Zusatzkosten, wie etwa aktuell mit dem Branchendokument des VSE «Netzanschluss für Energieerzeugungsanlagen», das ein teures, unnötiges oder sogar die Sicherheit verminderndes Zusatzgerät verlangt, dessen Funktionen bereits durch den Wechselrichter abgedeckt werden. Andere Organisationen wie VKF, ESTI, Mieterverband oder SUVA haben ebenfalls in einigen Fällen Bestimmungen oder Empfehlungen eingeführt oder politisch beeinflusst, die den Solar-Zubau auf unnötige Weise behindern.

      Unbefriedigend ist auch die uneinheitliche steuerliche Behandlung von Photovoltaikanlagen durch die Kantone. Mit der Pa. Iv. 21.529 «Harmonisierte Besteuerung von Abnahmevergütungen aus der Stromproduktion von Photovoltaikanlagen» verlangt Swissolar-Präsident und Nationalrat Jürg Grossen die einheitliche Anwendung des Nettoprinzips (Besteuerung des abgegebenen Stroms nach Abzug des bezogenen Stroms) sowie die Einführung einer Bagatellgrenze. Ebenfalls unklar ist die steuerliche Behandlung der Einmalvergütung. Sie ist eine Aufwandminderung und gilt als Kostenausgleichzahlung und stellt somit aus Sicht von Swissolar kein steuerpflichtiges Einkommen dar.

      Privatpersonen können in fast allen Kantonen die Investition in die PV-Anlage auf bestehenden Bauten als Liegenschaftsunterhalt in der Steuererklärung abziehen. Swissolar schlägt vor, dies auch bei Neubauten zu ermöglichen.

      Auf kommunaler Ebene wiederum können zu hohe Gebühren für Baumeldungen von Solaranlagen ein Stein des Anstosses bilden.

    • Swissolar schlägt einen neuen Artikel im EnG (Mantelerlass) vor:

      Art. 14bis Lokale Energiegemeinschaften

      1. Mehrere Endverbraucher, Erzeuger und Speicherbetreiber, deren Netzanschlüsse innerhalb des Netzgebiets eines einzigen Netzbetreibers, auf der gleichen Spannungsebene und örtlich nahe beisammen liegen, können sich zu einer lokalen Energiegemeinschaft zusammenschliessen, sofern die gesamte Produktionsleistung der beteiligten Erzeuger oder die Summe an steuerbaren Lasten im Verhältnis zur gesamten Anschlussleistung der beteiligten Endverbraucher erheblich ist.
      2. Nach der Bildung der Gemeinschaft fasst der Netzbetreiber oder der ZEV-Betreiber die Messpunkte der Teilnehmenden zu einem einzigen virtuellen Messpunkt zusammen. Dieser ist für die Bemessung des von der Gemeinschaft zu entrichtenden Netznutzungsentgelts massgebend. Individuelle Netznutzungsentgelte der Teilnehmenden entfallen.
      3. Der für die lokale Energiegemeinschaft anzuwendende Netznutzungstarif weist eine einheitliche, nichtdegressive Leistungskomponente (Fr./kW/Monat) von 30 Prozent auf. Massgebend für die Leistungsbemessung sind die gemessenen monatlichen Höchstleistungen.
      4. Soweit die Gemeinschaft für interne Energieaustausche das Netz des Netzbetreibers in Anspruch nimmt, entrichtet sie diesem hierfür zusätzlich ein reduziertes Netznutzungsentgelt. Dieses ist gemäss den Vorgaben von Artikel 14 Absatz 3 so zu bemessen, dass es anteilsmässig die Kosten der Spannungsebene, an die die Gemeinschaft angeschlossen ist, zu decken vermag.
      5. Die Verteilung der gemeinsam zu entrichtenden Netznutzungsentgelte auf die einzelnen Teilnehmenden ist Sache der Gemeinschaft. In Bezug auf die Messeinrichtung und den Anspruch auf Netzzugang nach den Artikeln 6 und 13 StromVG werden die Teilnehmenden wie individuelle Netznutzer:innen behandelt.
      6. Der Bundesrat erlässt Bestimmungen zur maximalen lokalen Ausdehnung einer Gemeinschaft. (dies könnte z.B. das Gebiet einer PLZ oder das VNB-Netzgebiet sein).
    • PV-Anlagen liefern nur während wenigen Stunden pro Jahr ihre Nennleistung. Vor allem in ländlichen Gebieten hätte eine Anpassung der Leitungskapazitäten an diese Spitzenproduktion hohe Kostenfolgen. Deshalb sind die Bestrebungen zu verstärken, überschüssigen Strom möglichst komplett dezentral zu nutzen, sei es zur Ladung von Batterien (in Elektrofahrzeugen oder stationär) oder zur Produktion von synthetischen Gasen und Kraftstoffen (Power-to-X).

      Zur Überbrückung soll es möglich sein, dass Leistungsspitzen am Netzanschlusspunkt abgeregelt werden. Dadurch kann am bestehenden Netz mehr PV-Leistung als heute installiert werden, sofern der lokale Verbrauch zu gering ausfällt. Für Swissolar steht die dynamische Leistungsabregelung im Vordergrund. Dabei sorgt der Anlagenbetreiber selbst durch Steuerung der Lasten dafür, dass die vereinbarte maximale Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt nicht überschritten wird. Massnahme 9 (lokale Energiegemeinschaften) zeigt, wie diese dynamische Leistungsabregelung unter Einbezug ganzer Quartiere stattfinden könnte. Denkbar ist aber auch, dass in Gebieten mit knappen Netzkapazitäten die maximale Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt (wo keine entsprechende Steuerung oder Batterie am Wechselrichter vorhanden ist) fix auf 70% der Nennleistung begrenzt wird. Der dadurch verursachte Produktionsverlust liegt je nach Ausrichtung der Anlage lediglich bei 1-3% und müsste nicht entschädigt werden. Wichtig dabei ist, dass die Flexibilität dem Produzenten gehört und entschädigt werden muss. Trotz all dieser Massnahmen werden punktuelle Netzausbauten v.a. im Landwirtschaftsbereich trotzdem nötig sein. Es sind die Voraussetzungen zu schaffen, dass dies rasch geschehen kann.

      Stationäre Batteriespeicher - insbesondere wenn diese netzdienlich bewirtschaftet werden und nicht nur einzelne Gebäude, sondern ganze Quartiere an geeigneten Punkten des Netzes bedienen - können massgeblich zur effizienten Nutzung bestehender Netze dienen. Heute haben die Netzbetreiber kaum Anreize zum Bau von Quartierspeichern oder Power-to-Gas-Stationen, da diese - im Gegensatz zu Pumpspeichern - nicht von der Netznutzungsgebühr befreit sind. Netzbetreiber könnten jedoch bereits heute privaten Besitzern von Batteriespeichern eine Entschädigung dafür bezahlen, dass sie ihre Speicher netzdienlich bewirtschaften.

      Die Elektrifizierung des Personenverkehrs schreitet rasch voran. Damit stehen immer mehr mobile Batteriespeicher zur Verfügung. Heute sind sie meist monodirektional, können also nur Produktionsspitzen von Solaranlagen nutzen. Bald jedoch dürfte das bidirektionale Laden zum Standard werden, womit diese Speicher1 auch massgeblich zur Sicherung der Versorgung (Tag-Nacht-Ausgleich) beitragen können. Es muss jedoch bedeutend mehr Ladeinfrastruktur als heute zur Verfügung stehen, damit diese dezentrale Speicherkapazität zur Nutzung der solaren Produktionsüberschüsse eingesetzt werden kann.

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      1 Schätzung Swiss eMobility: 2 Mio. Elektroautos bis 2035. Dies entspricht etwa einer Speicherkapazität von 14.5 TWh, 22 GW

    • Eine Studie von Energie Zukunft Schweiz im Auftrag von SES und Swissolar hat gezeigt, dass eine Erhöhung der Leistungstarife bei gleichzeitiger Absenkung der Arbeitstarife die Wirtschaftlichkeit von Energieeffizienzmassnahmen und von Eigenproduktion beeinträchtigen kann. Hier ist deshalb grosse Vorsicht geboten. Mit Massnahme 9 könnten viele Anlagenbetreiber ihren Eigenverbrauch erhöhen und den Verbrauch stärker auf die Produktion abstimmen.

Das ausschöpfbare Gesamtpotenzial zur jährlichen Produktion von Solarstrom in der Schweiz liegt bei klar über 100 Terawattstunden, der grösste Teil auf Gebäuden. Wir sollten dieses Potenzial rasch nutzbar machen, damit Photovoltaik zur tragenden Säule einer sicheren und sauberen Energieversorgung der Schweiz wird.

  • Das grosse Potenzial der Sonne auf Gebäuden

    Das Bundesamt für Energie (BFE) zeigt mit www.sonnendach.ch und www.sonnenfassade.ch, welche Gebäudeflächen zur Solarenergienutzung geeignet sind. Ergebnis: Schweizer Hausdächer und -fassaden könnten jährlich 67 Terawattstunden (TWh) Solarstrom produzieren (Medienmitteilung BFE vom 15.4.2019). Das sind 10 Prozent mehr als der heutige Stromverbrauch der Schweiz!

    Eine vertiefte Analyse inklusive Potenziale für Photovoltaik auf Strassen, Parkplätzen, Autobahnböschungen und alpinen Freiflächen findet sich hier: Das Schweizer PV-Potenzial basierend auf jedem Gebäude. Meteotest/Swissolar 2019 (PDF, De) 

    Swissolar hat die Aufteilung der Potenziale nach Gebäudetypen und Dachgrössen analysiert. Fazit: Das grösste Potenzial liegt bei kleinen und mittelgrossen Anlagen auf Mehrfamilienhäusern sowie Industrie- und Gewerbedächern. Es braucht dringend zusätzliche Anreize für Situationen, wo solche Anlagen nicht massgeblich zum Eigenverbrauch beitragen können. Swissolar 2020 (PDF, De)

    Ein Teil der Flächen auf Dächern und Fassaden kann auch mit Sonnenkollektoren für die Wärmeproduktion genutzt werden. Meteotest hat dieses Potenzial in einer früheren Studie (2017) auf 11 Terawattstunden (TWh) beziffert, was etwa 10 Prozent des heutigen Wärmebedarfs entspricht. Würde der Bedarf dank Wärmedämmung auf den neuesten Stand gebracht, könnte die Sonne gar 20 Prozent des Wärmebedarfs liefern.

  • Das aktuelle Energiegesetz (EnG) berücksichtigt den Handlungsbedarf für die Dekarbonisierung nur ungenügend: Gemäss Art. 2 EnG soll die jährliche Stromproduktion aus erneuerbaren Energien (ohne Wasserkraft) im Jahr 2035 bei mindestens 11.4 TWh liegen.  

    Berechnungen von Nationalrat Roger Nordmann zeigen, dass bis 2050 50 Gigawatt Photovoltaik-Leistung mit einer Jahresproduktion von rund 45 TWh installiert sein müssen, um den wegfallenden Atomstrom und den zusätzlichen Strombedarf aus der Elektromobilität und den Wärmepumpen decken zu können. Dies unter der Prämisse, dass die Schweiz wie bis anhin in der Jahresbilanz nicht von Stromimporten abhängig ist. Diese Photovoltaik-Leistung könnte allein auf Gebäuden installiert werden.

    Das Buch «Sonne für den Klimaschutz» von Roger Nordmann kann über unseren Webshop bestellt werden.

    In den neu veröffentlichten Energieperspektiven 2050+ des Bundesamtes für Energie sind realistischere Szenarien als in den Perspektiven von 2013 zu finden. Im Szenario «Zero Basis» sollen im Jahr 2050 33.6 TWh Strom aus inländischen Photovoltaikanlagen stammen. Aus Sicht von Swissolar ist dieser Wert deutlich zu tief, zudem ist der vorgeschlagene langsame Zubau mit grossen Risiken bezüglich Versorgungssicherheit verbunden.