Mit der Strommarktöffnung in der Schweiz wurde 2009 eine Abgabe auf dem Stromverbrauch zur Förderung erneuerbarer Energien eingeführt («Zuschlag auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze», Art. 15b EnG Version 2017 bzw. «Netzzuschlagsfonds», Art. 35 EnG Version 2018). Diese oft verkürzt und als sogenannte Kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) bezeichnete Abgabe hat unter anderem zum Ziel, bis ins Jahr 2030 die Produktion aus neuen erneuerbaren Energiequellen gegenüber 2000 um 5‘400GWh zu erhöhen (Art. 1 Abs. 3 EnG Version 2017). Dieses Ziel ist 2019 zu 65% erreicht. Die geförderten Technologien sind Kleinwasserkraft (<10MW), Biomasse, Photovoltaik, Windenergie und Geothermie sowie Energieeffizienzmassnahmen und Netzverstärkungen wegen vermehrter Einspeisung von geförderten Anlagen. Im Rahmen des ersten Massnahmenpaketes der Energiestrategie werden die Ziele – die neu als Richtwerte deklariert werden – folgendermassen angepasst (Art. 2 Abs. 1 EnG Version ab 2018): durchschnittliche inländische Produktion aus erneuerbaren Energien ausser Wasserkraft: 4’400 GWh bis 2020 (2019 zu 42% erreicht) und 11’400 GWh bis 2035 (2019 zu 16% erreicht).
Bei der Wasserkraft soll die Produktion 2035 bei 37’400 GWh liegen – was ungefähr dem heutigen Nieveau entspricht. D.h die Produktionsminderungen durch Fischerei- und Gewässerschutzmassnahmen werden durch entprechenden Zubau von neuen Kapazitäten gerade etwa kompensiert.
Die Quartalswerte zeigen deutlich, dass sowohl bei der Wasserkraft wie bei der Photovoltaik ein Grossteil der Produktion in die Sommermonate fällt. In den Wintermonaten, während denen die Schweiz von Importen abhängig ist, trägt die geförderte Stromproduktion relativ wenig zur Versorgung bei.
Die Obergrenze des Zuschlags auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze zur Finanzierung der Massnahmen ist im Gesetz verankert. Es darf aber nur so viel erhoben werden, wie tatsächlich ausgegeben werden kann. Anfänglich betrug die Obergrenze 1.1 Rp./kWh. Dieser Betrag wurde erstmals 2015 voll ausgeschöpft. Später wurde die Grenze auf 1.5 Rp./kWh erhöht. Ab 2018 liegt das neue Maximum bei 2.3 Rp./kWh und wird voll ausgeschöpft.
Entwicklung der Abgabenhöhe des Zuschlags auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze:
- 2009: 0.45 Rp./kWh
- 2014: 0.6 Rp./kWh
- 2015: 1.1 Rp./kWh
- 2016: 1.3 Rp./kWh
- 2017: 1.5 Rp./kWh
- 2018: 2.3 Rp./kWh
- 2019: 2.3 Rp./kWh
Begründet werden die Aufschläge jeweils mit steigenden Finanzierungsbedarf für die Anlagen, die neu in die KEV aufgenommen werden und neuen Begehrlichkeiten, die mit Gesetzesänderungen und Anpassungen in der Verordung bedient worden sind. So geschehen mit der Abgabe für den Gewässerschutz (0.1 Rp./kWh), für die Abgeltung von Einmalvergütungen (0.2 Rp./kWh), der Aufnahme von Grosswasserkraft ins Fördersystem (0.1 Rp./kWh) und mit einer Abgabe zur Rettung notleidender Grosswasserkraft («Marktprämie»; 0.2 Rp./kWh).
Gemäss Geschäftsbericht von Pronovo, die für das Inkasso des Netzzuschlags, die Ausstellung von Herkunftsnachweisen und die Abwicklung der Förderprogramme des Bundeszuständig ist, wird mittlerweile (Ende 2018) etwa 20% bzw. rund 180 Mio. CHF für die Einmalvergütung der PV-Anlagen ausgezahlt. Für das Förderprogramm der Einspeisevergütung (KEV) sind es jährlich rund 615 Mio. CHF.
Energieintensive Betriebe werden zumindest teilweise von der Bezahlung der KEV entlastet. Letzteres ist eine etwas eigenartige Ausgabenposition in der KEV-Buchhaltung, da die KEV von den Betrieben, die für die Abgabenbefreiung qualifiziert sind, de facto gar nicht geschuldet ist, sondern eigentlich ein «Zwangsdarlehen» darstellt, das den Unternehmen – nur auf Antrag nota bene – periodisch zurückgezahlt werden muss.
Stark kostenbestimmend wirkt die Tatsache, dass mit der KEV nicht die Gestehungskosten vergütet werden, sondern die Differenz zwischen den Gestehungskosten und dem Marktpreis für Strom, d.h. dem mengengewichteten Quartalspreis bzw. dem Referenzmarktpreis, der vom BFE vierteljährlich berechnet wird. Entsprechend ist die tatsächlich auszuzahlende Vergütung stark abhängig vom Marktpreis. Die stark gefallenen Marktpreise haben bis 2016 dazu geführt, dass immer höhere Anteile der Gestehungskosten mit Fördergeld bezahlt werden müssen. Im Durchschnitt mussten 2016 80 Prozent der Gestehungskosten mit Fördergeldern bezahlt werden, bzw. nur 20 Prozent der Gestehungskosten waren durch Markterlöse gedeckt. Seit 2017 entspannt sich die Lage aufgrund anziehender Marktpreise zunehmend. Neue Anlagen werden nicht mehr ins System der kostendeckenden Einspeisevergütung aufgenommen sondern können Einmalvergütungen beantragen.
Die Mittel der KEV werden von der Pronovo AG, einer Tochtergesellschaft von Swissgrid verwaltet (https://pronovo.ch). Die Pronovo AG legt im «KEV-Cockpit» quartalsweise Rechenschaft über die geförderten Anlagen und die gesprochenen Mittel ab. Daraus lassen sich die durchschnittlichen Gestehungskosten der geförderten Anlagen und weitere Kennzahlen berechnen. Wenn der produzierte Strom aber selbst verbraucht oder direkt an Drittparteien vermarktet wird, ist der ausgewiesene Markterlös in der KEV-Statistik nicht mehr repräsentativ für den am Markt erzielten Erlös aller subventionierten Anlagen.
pdf-Tabelle KEV_Förderung 2019
Die Tabelle zeigt, dass die durchschnittlichen Gestehungskosten über alle geförderten Anlagen zwischen 2011 – 2015 bei etwas über 20 Rp./kWh mehr oder weniger stabil geblieben sind, obwohl bei einzelnen Technologien – vorab bei der Photovoltaik – die Gestehungskosten der geförderten Anlagen in dieser Periode von über 64 auf rund 37 Rp./kWh gesunken sind. 2019 liegen sie mit 30.4 Rp./kWh nochmals etwas tiefer. Diese durchschnittlichen Gestehungskosten sind nicht zu verwechseln mit den Gestehungskosten von Neuanlagen, weil bei den geförderten Anlagen auch teure Anlagen aus der Anfangszeit weiterhin mit relativ hohen Beträgen unterstützt werden müssen.
Nicht eingeschlossen in den Gestehungskosten sind Kosten, die für Netzverstärkungen anfallen. Netzbetreiber fordern basierend auf Art. 22 Abs. 3 StromVV insbesondere wegen der Integration von PV und Windanlagen eine Abgeltung für Netzverstärkungen. Diese Kosten werden ebenfalls über den Zuschlag auf dem Netzentgelt auf alle Endverbraucher gewälzt. Eine Abgrenzung zwischen normalen Netzausbauten und solchen, die wegen zusätzlichen dezentralen Produktionsanlagen vorgenommen werden müssen, dürfte oftmals schwierig sein. Immerhin lässt sich aus den bewilligten Netzausbau-Projekten und deren Kosten ableiten, wie hoch die spezifischen Kosten sind. Bislang betragen diese bei PV im Durchschnitt 2.4 Rp./kWh und bei Windkraftanlagen 1.6 Rp./kWh, bei einer Lebensdauer der Anlagen von jeweils 20 Jahren und durchschnittlicher Jahresnutzungsdauer.
Eine aufschlussreiche Kennzahl ist die sogenannte Jahresnutzungsdauer (JND). Sie wird aus dem Verhältnis der produzierten Strommenge [kWh] zur installierten Leistung [kW] berechnet und zeigt an, wie viele Stunden die Anlage unter Volllast laufen müsste, um ihre Jahresproduktion zu erzielen. Ein tiefer Wert zeigt an, dass die Anlage ihre volle Leistung nur während relativ kurzen Zeitabschnitten erbringt. Typisch für diesen Anlagetyp ist die Photovoltaik, die für ihre Produktion Sonnenlicht braucht. Bei starkem Leistungszubau während des Jahres sind die Werte in der Tabelle etwas zu tief, weil einige Anlagen erst während des laufenden Jahres den Betrieb aufnehmen.
Sehr hohe Jahresnutzungsdauern können von thermischen Kraftwerken erreicht werden. Hier liegen die Werte über 8‘000 Stunden (bei einem maximal möglichen Wert von 8’760 Stunden pro Jahr). Ausser für Revisionsarbeiten laufen diese Kraftwerke praktisch ununterbrochen unter Volllast und liefern kontinuierlich Strom. Wenn sie das nicht mehr können, weil beispielswese die Produktion aus PV über die Mittagszeit den ganzen Bedarf abzudecken vermag, dann sinkt auch bei diesen Kraftwerken die Nutzungsdauer mit entsprechender Auswirkung auf die Gestehungskosten. Da diesen Kraftwerken aber keine kostendeckenden Preise für ihre Produktion garantiert werden und CO2-Abgaben zusätzlich verteuernd wirken, wird ihre Rentabilität zusehends in Frage gestellt.
Ohne Speicher und Back-up Kapazitäten ist eine Stromversorgung mit erneuerbaren Energien kaum realisierbar. Entsprechend werden Forderungen nach finanziellen Garantien für Back-up Kapazitäten laut, beispielsweise für Gas- und Braunkohlekraftwerke in Deutschland und bislang rentable Grosswasserkraftwerke und Pumpspeicher in der Schweiz. Hält man sich die teilweise sehr erheblichen Kosten für Netzverstärkungen vor Augen, drängt sich die Frage auf, ob es nicht besser wäre, Überschussstrom lokal zu speichern, statt diesen jederzeit ins Netz einzuspeisen.
