07. Nov 2014

Das neue Energiegesetzt Tritt, unter Vorbehalt von Änderungen während der Behandlung im National- und Ständerat und einem möglichen Referendum, frühestens 2017 in Kraft. ©Bild: Toni Rütti

UREK-N: Erhebliche Vereinfachung Fördermodelle

(©RN/AN) Die UREK-N hat das in der Botschaft des Bundesrats zur Revision des Energiegesetzes vorgeschlagene Fördermodell für erneuerbaren Strom von sechs Modellen auf drei erheblich vereinfacht. Ausschreibeverfahren und die allgemeingültige Selbstvermarktungspflicht sind vom Tisch. Der Zeitpunkt der Produktion soll aufgrund zusätzlicher Anreize eine grössere Rolle spielen.


Das neue Energiegesetzt Tritt, unter Vorbehalt von Änderungen während der Behandlung im National- und Ständerat und einem möglichen Referendum, frühestens 2017 in Kraft. Die von der UREK-N (Kommissionen für Umwelt, Raumplanung und Energie UREK des Nationalrats) vorgeschlagenen Änderungen betreffen die Art. 17 bis 38 des Energiegesetzes. Die Kommission verfolgt dabei grundsätzlich dieselben Ziele wie der Bundesrat:

• Der Gesetzesrahmen soll den massiven Zubau von erneuerbarem Strom ermöglichen.

• Die Förderung soll so gestaltet werden, dass die neuen Anlagen so gebaut und betrieben werden, dass sie wenn möglich dann Strom ins Netz einspeisen, wenn die Nachfrage hoch ist.

• Die Investoren müssen genügend Sicherheit erhalten, dass ihre Produktion auch verkauft werden kann, denn nur so können sie von tiefen Kapitalbeschaffungskosten profitieren, was wiederum die Stromkosten der zugebauten Leistung tief hält.

Auch wenn nicht alle Technologien gleich anpassungsfähig sind, gibt es doch betreffend die Produktion einen gewissen Handlungsspielraum, sei es aufgrund der Ausrichtung, der Dimensionierung, des Standorts, des Managements des Selbstverbrauchs oder evt. der lokalen Speicherung.

Wichtigste Abweichungen
Gegenüber der Einspeisevergütung, die in Kraft ist, gibt es eine grundsätzliche Änderung: Heute ist der Einspeisetarif immer derselbe, egal wie hoch die Nachfrage ist. Es besteht folglich kein Anreiz, die Stromproduktion dem Bedarf anzupassen. Der Bundesrat hat versucht, dem entgegenzuwirken, indem er vorschlug, eine Einspeiseprämie mit der Selbstvermarktung zu koppeln. Die UREK-N sieht noch in diesem Vorschlag drei Probleme:

• Die unabhängigen, dezentralen Produzenten werden gezwungen ihren Strom auf dem Strommarkt zu verkaufen, der ökologische Mehrwert wird durch die Einspeiseprämie abgegolten. Es ist zu befürchten, dass die Produzenten ihre Produktion zum Börsenwert verkaufen müssen, der weit unter dem Preis liegt, zu dem die Energieversorger den Strom an ihre Kunden verkaufen.

• Da sich der Bundesrat bewusst ist, dass dieses System gerade für die Wind- und Solarenergie sehr ungünstig ist, hat er eine Klausel geschaffen, die es ermöglicht, dass die Technologien wieder zurück in einer herkömmlichen KEV können, bei der kein Anreiz besteht, dass die Produktion dem Bedarf folgt. Da die Klausel eine Kann-Bestimmung ist, ist die Investitionssicherheit nicht gegeben. Es ist nicht sinnvoll, dass Leistung ungeachtet der Nachfrage zugebaut wird. Die neue Leistung muss wenn möglich zugebaut werden, um den Bedarf vor allem bei hoher Nachfrage zu decken.

• Die Kommission ist zudem der Meinung, dass die Berechnungsgrundlage für die Einspeiseprämie auf der Basis von 100 % der Gestehungskosten berechnet werden muss, was einer Kapitalrendite auf der Höhe des WACC entspricht, wobei aber nur kosteneffiziente Anlagen in die Berechnung einfliessen. Mit weniger als 100 % der Gestehungskosten ist es, als würde die Energiewende mit der Wohlfahrt finanziert werden, das ist unrealistisch.

Der Vorschlag der UREK
-N
Die Kommission hat den Vorschlag des Bundesrats aufgenommen, die KEV durch eine Einspeiseprämie zu ersetzen. Während der Bundesrat jedoch zum Teil am alten System der KEV festhalten will, und dazu für bestimmte Anlagen die Direktvermarktung als obligatorisch erklären möchte, schlägt die UREK-N den vollen Systemwechsel vor. Die Vergütung des Stromverkaufs setzt sich neu aus zwei Teilen zusammen: Die Entschädigung für die Einspeisung des dezentral erzeugten Stroms – ohne den ökologischen Mehrwert – auf der einen Seite und auf der anderen die Vergütung des ökologischen Mehrwerts über eine Einspeiseprämie oder eine Einmalvergütung. Die KEV, die es einem Produzenten erlaubt, seine Produktion über das ganze Jahr ungeachtet der Nachfrage einzuspeisen, fällt weg.

Verkauf der Stromproduktion

(ohne ökologischen Mehrwert)

Finanzierung der Mehrkosten der neuen erneuerbaren Anlagen

Freie Wahl zwischen

  • Abnahmeverpflichtung gemäss Art. 17 des Energiegesetzes, der Preis wird durch den Bundesrat festgelegt und orientiert sich dabei am Verkaufspreis der Energie* an die Endkunden. Der Bundesrat kann die Preise je nach Lieferzeitpunkt differenzieren.
  • auf dem freien Markt

Zwei Systeme, je nach Anlagetyp:

  • Einspeiseprämie gemäss Art. 19 bis 22 des Energiegesetzes
  • Einmalvergütung gemäss Art. 28 bis 32 des Energiegesetzes

Der Bundesrat kann Eigentümer bestimmter Kategorien von Anlagen, die die Einspeiseprämie erhalten, dazu verpflichten, ihren Strom direkt zu verkaufen (Art. 21.) In diesem Fall sind sie von der Abnahmepflicht gemäss dem Art. 17 des Energiegesetzes ausgeschlossen.

*d. h. ohne Netzgebühr und Abgaben

Das Basissystem der Abnahmepflicht gemäss Art. 17

Art. 17 sieht eine Abnahmepflicht für jede dezentrale erneuerbare Stromproduktion vor, ausgenommen die Wasserkraft über 10 MW Leistung. Die Netzbetreiber müssen diesen Strom zum vom Bundesrat jährlich festgelegten Tarif entgelten. Dieser Preis wird auf der Basis der Energiepreise, die die Stromendkunden bezahlen, berechnet (natürlich ohne Stempelgebühren und Steuern). Heute beträgt dieser Preis rund 8 Rp. pro KWh. Um die Produktion der Nachfrage anzupassen, kann der Bundesrat diesen Tarif je nach Tages- oder Jahreszeit differenzieren: zum Beispiel, indem er den Tarif im Sommer einen Rp. tiefer ansetzt und im Winter den Tarif um einen Rp. erhöht; oder morgens und abends höhere Tarife ansetzt als am Mittag oder während den Stunden um Mitternacht. Dabei kann sich der Bundesrat auf die Tages- und saisonalen Preiskurven stützen.

Da das Netz, respektive die Bilanzgruppen, die Energie wieder dezentral an die Stromkonsumenten verteilt, ist es folgerichtig, sich am durchschnittlich bezahlten Preis der Konsumenten zu orientieren. Zudem ist es wichtig, für den Netzbetreiber eine wirtschaftlich sinnvolle Marge vorzusehen. Die Kommission hat davon abgesehen, diese Marge im Energiegesetz festzuschreiben. Im der aktuellen BFE-Richtlinie beträgt sie 8 %, was ein vernünftiger Wert wäre.

Dass der Durchschnittspreis des Endkundenpreises als Basis gilt, hat folgende Vorteile:

  1. Erstens handelt es sich um einen Preis, der zeitlich stabil ist. Das erleichtert die Planung der dezentralen Produzenten, der Netzbetreiber und des ausführenden Organs der Einspeiseprämie.

  2. Der Durchschnitt des Endkundenpreises widerspiegelt den Gesamtpreis des Stroms, auch unterschiedlichste Langfristverträge und kurzfristige Börsenverträge. Er widerspiegelt viel besser die gesamten Stromkosten als die Börse, die oft nur einen Teil der Kosten aufzeigt, die sog. "Grenzkosten", h., aber nicht die Gesamtkosten.

Dieses einfache und verlässliche System des Art. 17 gilt für jegliche erneuerbare Energieproduktion, ungeachtet dessen, ob sie unter das Regime der Einspeiseprämien, der Einmalvergütung fallen oder die Anlagen mit regionalen Fördergeldern gebaut wurden oder gar ohne öffentliche Unterstützung finanziert wurden. Das System der Abnahmeverpflichtung gemäss dem Art. 17 bildet längerfristig den Rahmen der dezentralen Stromversorgung.

Der Abnahmetarif, der sich am Strompreis für die Endkunden orientiert, bildet die solide Basis. Er ist der „sichere Hafen“ der dezentralen Stromproduzenten, der sie gegen die schlechten und asymmetrischen Bedingungen des Strommarkts schützt. Höchstwahrscheinlich werden die lokalen Netzbetreiber den dezentralen Produzenten alternative Angebote machen, die für die Produzenten eventuell noch interessanter sind und zudem netztechnisch noch besser zur Nachfrage passen. Zum Beispiel könnte ein Netzbetreiber einem Solarstromproduzenten den Strom satt für 7.5 Rp. pro KWh während dem grössten Teil des Jahres für 11 Rp. abkaufen, ausser über den Mittag zwischen Mai und September, während dieser Zeit würde er nur mit 3 Rp. entgolten. Eine andere Möglichkeit wäre ein Abnahmepreis von 10 Rp., aber mit dem Recht, die Stromabnahme während 100 Stunden pro Jahr zu unterbrechen.

Einspeiseprämie gemäss Art. 19 bis 22
Die Einspeiseprämie erlaubt es, den Mehrpreis der neuen Anlagen der erneuerbaren Stromproduktion abzugelten. Sie ergänzt die Einnahmen, die der Produzent erhält, indem er den Strom an den Netzbetreiber gemäss den Tarifen des Art. 17 verkauft oder direkt an jemanden anderen verkauft (Recht auf Direktvermarktung).

Die Einspeiseprämie steht allen neuen erneuerbaren Anlagen offen, auch den Kleinwasserkraftwerken mit einer Leistung zwischen 1-10 MW. Die kleineren Wasserkraftwerke fallen auch in diese Kategorie, wenn es sich um bestehende Anlagen handelt oder um Anlagen an Wasserläufen, die schon genutzt oder verbaut sind. Sie ist aber nicht anwendbar für Photovoltaikanlagen unter 10 kW Leistung, für die Grosswasserkraft, die Kehrichtverbrennungs- und Abwasserreinigungsanlagen.

Bei der Kleinstwasserkraft, eine etablierte Technologie ohne grosses Kosteneinsparungspotenzial, wurden die Gestehungskosten auf maximal 23 Rp. pro KWh festgelegt.

Zusammenwirken von Einspeiseprämie (Art 19) und Abnahmeverpflichtung (Art. 17)
Die Einspeiseprämie deckt den Preisunterschied zwischen dem Abnahmetarif, der vom Bundesrat gemäss dem Art. 17 jährlich festgelegt wird, und den Gestehungskosten einer Technologie. Durch die Kombination der Einspeiseprämie und der Einnahmen durch den Stromverkauf gemäss Art. 17 kann der Produzent die Gestehungskosten decken. Wie heute wird die Einspeiseprämie während eines bestimmten Zeitraums, zum Beispiel 20 Jahre, garantiert. Diese wird jedes Jahr für neue Anlagen neu festgelegt, um der Preisentwicklung gemäss Art. 17 Rechnung zu tragen. Der Stromproduzent ist also vor strukturellen Veränderungen des Strompreises geschützt. Trotzdem ist der Produzent auch der Nachfrage ausgesetzt, da die Preise je nach Tages- und Jahreszeit gemäss Art. 17 unterschiedlich hoch sind. Die Einspeiseprämie bleibt jedoch übers Jahr gleich hoch.

Rechenbeispiel
Beispiel einer Solarstromanlage, die die Einspeiseprämie erhält und den Strom gemäss dem Art. 17 im Rahmen der Abnahmeverpflichtung verkauft.

Annahme:

  • Die Solarstromanlage hat Gestehungskosten von 18 Rp. pro kWh (für die Anlage X mit dem Baujahr Y, diese Kosten gelten für die Dauer der Einspeiseprämie, die während ungefähr 20 Jahren gilt).

  • Der Durchschnittspreis im Rahmen der Abnahmeverpflichtung gemäss Art. 17 beläuft sich auf 7 Rp.. (Unterscheidungen: + 1 Rp. im Winter, - 1 Rp. im Sommer. + 1 Rp. am Abend, - 1 Rp. in der Nacht, die saisonalen und täglichen Anpassungen können sich mit der Zeit verändern.)

Auswirkung

Die Einspeiseprämie beträgt 11 Rp. (=18-7). Wenn sich der Abnahmetarif über die Jahre verändert, wird die Einspeiseprämie dementsprechend angepasst (wenn der Abnahmetarif zum Beispiel aufgrund höherer Strompreise auf 8 Rp. steigt, beträgt die Einspeiseprämie nur noch 10 Rp. (=18-8 Rp.)

Der im Winter am Morgen eingespiesene Strom wird mit 20 Rp. abgegolten, sprich 7 Rp. gemäss der Abnahmeverpflichtung + 1 Rp. Winterzuschlag, plus 1 Rp. Morgenzuschlag + 11 Rp. Einspeiseprämie.


Zusammenwirken von Einspeiseprämie (Art 19) mit Selbstvermarktung auf dem Strommarkt
Das System bleibt ähnlich, aber die Einspeiseprämie deckt die Differenz zwischen den Grosshandelspreisen und den Gestehungskosten einer Technologie in dem entsprechenden Jahr. Die Einspeiseprämie wird aufgrund der tendenziell tieferen Preise auf dem Strommarkt verglichen mit den Strompreisen für die Endkunden etwas höher liegen als bei Anwendung von Art 17., denn sonst fehlt der Anreiz für die Direktvermarktung.

Finanzierung
Wie heute die KEV wird die Einspeiseprämie über einen Zuschlag pro kWh auf dem Hochspannungsnetz finanziert. Dank dem Art. 17 sinkt der Kostenanteil, der über den Zuschlag auf dem Hochspannungsnetz finanziert werden muss, denn die Differenz zwischen Vollkosten und Abnahmepreis gemäss Art. 17 ist kleiner. Dies, weil die Energie zu den höheren Endkundenstrompreisen (art 17) statt zu den Börsenpreisen abgegeben wird. Somit können mit demselben Zuschlag mehr kWh neuer erneuerbarer Strom finanziert werden.

Einmalvergütung/Investitionsbeiträge
Hier übernimmt die Kommission im Grossen und Ganzen den Vorschlag des Bundesrats. Die Einmalvergütung senkt die Gestehungskosten pro kWh. Diese wird konkurrenzfähig und kann auf dem freien Markt verkauft werden oder wird zu den Bedingungen gemäss Art. 17 ans Netz verkauft.

Gemäss der Kommission fallen folgende Anlagen unter das System der Investitionsbeiträge:

  • bestehende Wasserkraftwerke über 1 MW Leistung, die erheblich ausgebaut oder saniert werden .neue Wasserkraftwerke mit einer Leistung von über 10 MW
  • Kehrichtverbrennungs- und Abwasserreinigungsanlage
  • Solarstromanlagen, unter der Bezeichnung Einmalvergütung (ab 10 KW Wahlrecht zwischen Einmalvergütung und Einspeiseprämie)

Im Gegensatz zum Bundesrat sieht die Kommission keine Obergrenze von 30 kW für Solarstromanlagen im Gesetz vor. Der Bundesrat darf jedoch bei Bedarf eine Obergrenze festlegen, um unter anderem ein zu schnelles Wachstum sowie hohe Kosten zu verhindern. Die Kommission sieht von der Obergrenze ab, weil die Einmalvergütung die Allgemeinheit weniger teuer zu stehen kommt als die Einspeisevergütung. Es ist folglich finanziell interessant, dass möglichst viele Anlagen unter die Einmalvergütung fallen. In vielen Fällen, zum Beispiel dem Eigenverbrauch, kann die Einmalvergütung interessant sein, obwohl die Wirtschaftlichkeit theoretisch nicht gegeben ist. Für Solarstromanlagen über 10 kW und bis zu einer vom Bundesrat festgelegten Obergrenze soll also die Wahl zwischen der Einspeiseprämie und der Einmalvergütung möglich sein.

Kein Ausschreibemodell
Die Kommission sieht vom Ausschreibemodell für die Festlegung der Einspeiseprämie ab. Dieses System kann einfach manipuliert werden, indem sich die beteiligten Firmen zum Beispiel über den Preis absprechen. Es benötigt zudem ein komplexes Kontroll- und Sanktionssystem, zum Beispiel wenn das Unternehmen, das die Ausschreibung gewonnen hat, die Leistung nicht zubaut. Zudem besteht das Risiko, dass in einer ersten Phase nur Anlagen gebaut werden, die aufgrund besonders günstiger Gegebenheiten sehr günstig gebaut werden können. Danach ist zu befürchten, dass der Preis rasch ansteigt. Die Ausschreibung stellt vor allem eine unnötige Erschwerung des Systems dar.

Netzzuschlag
Die Kommission schlägt wie der Bundesrat einen maximalen Zuschlag von 2.3 Rp. pro kWh vor, um den Zubau der neuen erneuerbaren Energien zu finanzieren. 0.1 Rp. pro KWh sind für die Grosswasserkraft vorgesehen.

Um einiges einfacher
Das von der Kommission vorgeschlagene Modell ist um einiges einfacher: Statt der vom Bundesrat vorgeschlagen 6 verschiedenen Systeme sieht der Vorschlag der Kommission ein Basismodell, sprich die Abnahmeverpflichtung aufgrund des Art. 17 der Energieverordnung, und zwei ergänzende Modelle, die Einspeiseprämie und die Investitionsbeiträge/Einmalvergütung vor, mit dem Effekt, dass das Gesetz kürzer und verständlicher wird.

Link zur Fahne >>

©Text: Roger Nordmann, Anspassung Ausgangstext und Übersetzung: Anita Niederhäusern, leitende Redaktorin ee-news.ch

1 Kommentare
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Simon Bieri @ 21. Nov 2014 14:47

Danke für diese konzise Zusammenfassung.

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