Mit dem Entwurf des Energiegesetzes wird dem Bundesrat ein umfassender Spielraum eingeräumt, der auch die oft kostengünstigen bzw. sogar kostensparenden Maßnahmen auf der Verbrauchsseite berücksichtigt. Die dem Bundesrat eingeräumten Möglichkeiten sollten jedoch erweitert werden, um einen möglichst effektiven und kostengünstigeren Ausbau der erneuerbaren Energien zu erreichen. Dies kann am besten durch eine stetige Entwicklung ohne Wartelisten und ohne zusätzlichen Verwaltungsaufwand in Form von Auktionsteilnahmen gewährleistet werden. Vorgeschlagen wird vielmehr eine Begrenzung des Brutto-Flächeneinsatzes für verschiedene erneuerbare Energieträger (einschließlich der Photovoltaik) auf jeweils 0,5% der Landesfläche bis 2030.
Die damit angestoßene Entwicklung kann auch für die Nachbarländer zu einem Vorbild werden.

Ziele und Potentiale

Der Zubau der erneuerbaren Energien sollte nicht auf spätere Jahrzehnte aufgeschoben werden.
Nach von einer Bewältigung der Warteliste sollte er relativ gleichmäßig voranschreiten

Die grundlegenden Ziele der Energiestrategie 2050, insbesondere eine Energieversorgung vorwiegend aus erneuerbaren Energien und mit reduziertem Energieverbrauch, sind sehr zu begrüßen.

Nicht nachvollziehbar ist hier, warum der Zubau der erneuerbaren Energien (außer Wasserkraft) im Wesentlichen erst nach 2030 erfolgen soll. Nachfolgende Angaben sind aus Tabelle 11 auf Seite 72 des erläuternden Berichts übernommen:

Jahr Stromproduktion Differenz jeweils [TWh/a]
erneuerbare Energie (Zubau innert 10 Jahren)

2010 1,38

2020 3,68 2,3

2030 8,24 4,56

2040 16,15 7,91

2050 24,22 8,07

Entsprechend bedeutet das in Artikel 2 Satz 1 des Gesetzentwurfs genannte Ziel von 11,94 TWh im Jahr 2035 einen Zuwachs von gut 0,4 TWh pro Jahr im Mittel der nächsten 23 Jahre. In den nachfolgenden 15 Jahren würde dann ein fast doppelt so starker Zuwachs um ca. 0,8 TWh pro Jahr erforderlich, um bis 2050 das Ergebnis von 24,22 TWh zu erreichen. Mit den Zahlen gemäß Tabelle 11 ergibt sich eine noch stärkere Steigerung von 0,23 TWh/a Zubau im ersten Jahrzehnt auf ca. 0,8 TWh in den letzten beiden Jahrzehnten. Der langsame Ausbau zu Beginn spiegelt sich zugleich in den niedrigen PV-Kontingenten gemäß Art. 20.

Der langsame Ausbau bis 2035 geht einher mit der Beendigung der Kernenergienutzung, dem Auslaufen der Strombezugsverträge mit Frankreich und mit einer deutlichen, vorübergehenden Zunahme des Einsatzes fossiler Kraftwerke in den Jahren um 2035. Bis 2050 geht der Einsatz dieser Kraftwerke wieder zurück (Tabelle 10, Seite 71). Folge wäre ein nur recht kurzzeitiger Betrieb dieser fossilen Kraftwerke, wesentlich kürzer als ihre technische Lebensdauer. Es wäre äußerst unwirtschaftlich, solche fossilen Kraftwerke nur für wenige Betriebsjahre zu bauen. Dies kann vermieden werden, wenn die erneuerbaren Energien rechtzeitig ausgebaut werden. Der Rückgang des Strombezugs aus französischer Kernenergie gibt bereits vor 2020 Potential für zusätzlichen Einsatz der erneuerbaren Energien.

Im Allgemeinen ist es auch leichter, die erste Hälfte eines Nutzungspotentials zu erschließen als die zweite Hälfte. Beispielsweise kann man bei Photovoltaik-Gebäudeanlagen die größeren Dachflächen und diejenigen mit technisch aufgeschlossenen und finanzkräftigen Hauseigentümern einfacher nutzbar machen als diejenigen mit kleinteiligen Verhältnissen und beispielsweise älteren oder konservativer eingestellten Hausbesitzern. Dies würde dann eher für eine schnellere Entwicklung zu Beginn und eine langsamere Ausschöpfung eines Potentials im weiteren Verlauf sprechen.

Die Strompreise sind derzeit bei zum größten Teil abgeschriebenen Produktionsanlagen relativ niedrig. Die Stromverbraucher übernehmen nur sehr eingeschränkt die durch die Nutzung der Kernenergie verursachten Risikokosten. Dies ergibt aus politischer Sicht eine vorteilhafte Gelegenheit, die Stromverbraucher mit Kosten des Ausbaus erneuerbarer Energien zu belasten. Kommt es in einigen Jahren zu Steigerungen der Börsenstrompreise, wird eine gleichzeitige Erhöhung des Netzzuschlags auf weniger Akzeptanz stoßen. Auch diese Überlegung spricht für einen zügigen Ausbau beginnend im kommenden Jahr.

Zudem gibt es bislang noch keine Vorbilder für eine Halbierung des absoluten Energieverbrauchs in einer entwickelten und stabilen Volkswirtschaft. Dieses Ziel ist jedenfalls anspruchsvoller als „lediglich“ eine Verdoppelung der Energieeffizienz. Auch wenn die entsprechende Absenkung machbar ist, muss man doch ein gewisses Risiko einräumen, ob sie tatsächlich erreicht wird. Sollten die Verbrauchsziele nicht vollständig erfüllt werden, ergäbe sich entsprechend eine stärkere Notwendigkeit für den Ausbau erneuerbarer Energien. Der entsprechende, zusätzliche Ausbau käme dann in den späteren Jahrzehnten zu dem Ausbau hinzu, der nach diesem Konzept ohnehin vorgesehen ist. Dann müsste die jährliche Ausbaugeschwindigkeit nicht nur von 0,23 auf 0,8 TWh steigen, sondern sich noch stärker vervielfachen.

Zusätzliche erneuerbare Energien würden auch bei einer Halbierung des durchschnittlichen Energieverbrauchs benötigt, wenn es infolge internationaler Abkommen zu einer stärkeren Einschränkung der CO₂-Emissionen (insbesondere im Hausbrand und Verkehr) kommen müsste. Auch diese Überlegungen sprechen dafür, den Ausbau alsbald zügig voranzutreiben.

Solar-Freiflächenanlagen als Äquivalent eines weiteren Energieträgers

Mit Solar-Freiflächenanlagen könnte auf bis zu 0,5% der Landesfläche zu niedrigen Kosten ein Beitrag zur Stromversorgung an zweiter Stelle nach der Wasserkraft geleistet werden, zusätzlich zum Potential auf Gebäudedächern.

Das mit ca. 11,12 TWh angegebene Potential für Photovoltaik bezieht sich offenbar auf PV an Gebäuden und weiteren baulichen Anlagen (also Dachanlagen, Fassadenanlagen, Solar-Carports, Solaranlagen an Lärmschutzwällen, Lawinenverbauungen und dergleichen, im weiteren zusammenfassend als „Solar-Gebäudeanlagen“ bezeichnet). Die Ausnutzung dieses Potentials ist auch sehr sinnvoll.

Eine auch nur teilweise Ausschöpfung des Potentials für solare Freiflächenanlagen (Solarparks) wäre demnach nicht beabsichtigt. Zum Vergleich werden in Deutschland dieses Jahr rund 40% der neu installierten Solarleistung auf Freiflächenanlagen entfallen. Auch in Italien und den USA wird umfangreich die Solarenergie in der Freifläche genutzt, umfasst dort womöglich mehr als 50% der installierten Leistung.

Solarenergienutzung in der Freifläche hat mehrere spezifische Vorteile:

· Rationelle Ausschreibung, Errichtung und Betriebsführung, dadurch niedrige Kosten;

· optimierte Standortwahl möglich, dadurch verbesserte Einstrahlungsverhältnisse auch in den Wintermonaten, damit allerdings auch Standortgebundenheit;

· Nachführung im Tagesverlauf möglich, damit höherer Anteil der Erzeugung in den Morgen- und Nachmittagsstunden, bessere Bedarfsdeckung im Tagesverlauf und vereinfachte energiewirtschaftliche Einbindung;

· preisgünstige Einbindung in das Stromnetz, insbesondere zur Versorgung von Großstädten (in denen meist wenig dezentrale Solaranlagen errichtet werden) und ggf. kurze Strecken zu Pumpspeicherkraftwerken zur Einspeicherung in den Mittagsstunden zwecks Lastabdeckung nach Sonnenuntergang;

· Bei mehrjährigen Großprojekten Möglichkeit der Errichtung einer durch das Projekt ausgelasteten Solarfabrik (beispielsweise Dünnschichtmodule);

· ggf. Extensivierung bei zuvor landwirtschaftlich genutzter Fläche.

Insofern sind Solarparks auch nicht als Konkurrenz bzw. Alternative zu Solar-Gebäudeanlagen zu verstehen, sondern ergänzen diese sinnvoll. Solarparks können vielmehr fossil-thermische Kraftwerke (dazu unten), die Biogasnutzung mit ihrem vielfach höheren Flächenbedarf und/oder die wesentlich teurere Geothermienutzung (anteilig) ersetzen.

Zum Vergleich: Die Wasserkraftnutzung erfolgt auch nicht nur an bestehenden bzw. ohnehin kanalisierten Gewässern bzw. an Wasserfällen, schon gar nicht (nur) an Gebäuden. Die Tatsache, dass die Sonne mit Photovoltaik auch in kleinem Format nutzbar ist, spricht nicht dagegen, sie außerdem großformatig zu nutzen.

Dieses zusätzliche Potential ist auch entsprechend in der Energiestrategie darzustellen.

Diagramm: Zubau PV-Anlagen in Deutschland Okt. 2011-Sept. 2012 (in kW, insges. 10,4 GW).

Das Diagramm zeigt die Anteile der Größenklassen nach Meldungen der Bonner Bundesnetzagentur. Die Anlagen über 1 MW (41% der Leistung) sind fast immer Freiflächenanlagen.

Die nachstehenden Bilder verdeutlichen die verbesserten Möglichkeiten der Stromproduktion in Höhenlagen, wenn die Täler durch niedrig liegende Wolken bzw. Nebel verschattet sind.

Talnebel – zusätzliches Potential zur PV-Stromerzeugung in Höhenlagen

Kontingente für Photovoltaik in Art. 20

Eine besondere Obergrenze für Photovoltaik widerspricht einem gleichmäßigen Ausbau und diskriminiert sie gegenüber erneuerbaren Energien mit höheren Erzeugungskosten je kWh.

Die in Art. 20 angegebene energetische Grenze von 600 GWh meint eine Erzeugung von 600 GWh/a im Jahr 2020 (=0,6 TWh/a) durch die bis dahin insgesamt errichteten Solaranlagen. Dies würde in den kommenden acht Jahren einen mittleren Zubau von ca. 60 GWh/a jährlich ermöglichen. Um bis 2050 auf 11,12 TWh/a zu kommen, wäre danach in den weiteren 30 Jahren 2020 bis 2050 ein ca. fünf- bis sechsfach so starker jährlicher Ausbau erforderlich. Eine derart ungleichmäßige Entwicklung wäre gerade bei Dachanlagen unzweckmäßig, wo eine Kopplung der PV-Installation mit allfällig anfallenden Dacharbeiten sinnvoll ist und weitere Anlässe auf Seiten der Hausbesitzer die Installation jeweils zu bestimmten Zeitpunkten begünstigen. Auf die Vorgabe einer Erzeugungsobergrenze als Richtwert nur für Photovoltaik im Gesetz sollte daher verzichtet werden.

Die Motivation für eine Begrenzung stammt wohl von der Annahme, dass Photovoltaik teurer sei als andere erneuerbare Energieträger. Das ist jedoch nicht mehr der Fall. Wenn marktorientierte Vergütungen gezahlt werden, ist PV kostengünstiger als die meisten anderen erneuerbaren Energien in der Schweiz. Größere Kostenvorteile können insbesondere bei größeren Solarprojekten erreicht werden. Wesentlich niedrigere Kosten als PV hat lediglich die Wasserkraftnutzung an günstigen Standorten.

Sicherlich sinnvoll ist es, den Ausbau der Photovoltaik und sämtlicher anderer erneuerbarer Energieträger quantitativ zu steuern und insofern auch zu begrenzen. In Betracht zu ziehen wäre eine Kontingentierung auf 600 GWh/a für Solaranlagen mit noch relativ hohen Einspeisevergütungen von beispielsweise mehr als 15 oder 20 Rappen je kWh. Eine solche Kontingentierung, so sie gewünscht ist, kann jedoch durch geeignete Festsetzung der Einspeisevergütungen bzw. der Förderbeträge auch ohne explizite gesetzliche Regelung erreicht werden. Andernfalls käme es zu einer einseitigen Benachteiligung der Photovoltaik zu Gunsten teurerer Energien.

Richtwerte für die Inanspruchnahme von Flächen durch verschiedene Energieträger

Der Flächenverbrauch für Windparks, Solarparks, Biogas und Wasserkraft soll auf je 0,5% der Landesfläche begrenzt werden.

Vorgeschlagen wird hingegen, für den Zubau eine Flächenobergrenze je nach Energieträger mit einem geänderten Art. 20 im Gesetz festzuschreiben. Würde diese Flächenobergrenze erreicht, endet für diesen Energieträger die Förderung weiter zugebauter Leistung.

Als Flächenobergrenze wird der einheitliche Wert von 0,5% der Schweizerischen Landesfläche vorgeschlagen (je 206 km² oder abgerundet 200 km²), jeweils getrennt für Windenergie, Freiflächen-Solaranlagen, Biogas und ggf. Wasserkraft.

Als Fläche anzusetzen wären

· bei Windenergie die Windparkfläche zuzüglich notwendiger Abstandsflächen im Umkreis,

· bei Freiflächen-Solaranlagen die Solarparkfläche einschließlich aller Abstände zwischen den Modulreihen, und

· bei Biogas die für die landwirtschaftliche Erzeugung benötige Fläche (aus typischen Verhältnissen hochgerechnet) zuzüglich der Fläche der eigentlichen Betriebsanlagen.

Die Flächenobergrenzen würden nicht die einzelnen Einspeiseverhältnisse binden, sondern geben der Regierung bzw. dem Bundesamt für Energie einen Orientierungswert bei der Steuerung der Entwicklung über die Jahre hinweg. Sie sollen damit auch eine unausgeglichene Entwicklung bestimmter Energieträger verhindern.

Auch die derzeitige Flächennutzung für die Wasserkraftnutzung dürfte bei ungefähr 0,5% der Landesfläche liegen: Die Fläche der 53 größten Speicherseen der Schweiz (über 100 Mio. m³, Zahlen nach Wikipedia) umfasst 0,26% der Landesfläche, ein etwa doppelter Wert einschließlich aller Laufwasserkraftwerke und Infrastruktur erscheint plausibel.

Insgesamt würde dann also bis zu 2% der Landesfläche für Wasserkraft, Windenergie, Freiflächen-Solarenergie und Biogas energetisch genutzt werden. Bezogen auf die landwirtschaftliche Nutzfläche (1/4 der Landesfläche) beträgt das Flächenverhältnis ca. 2% je Energieträger bzw. insgesamt ca. 8%, allerdings würde ein Teil der Anlagen auch Waldgebiete (Windparks) oder Brachflächen (Solarparks) nutzen. Ggf. könnte auch für Geothermie eine Flächenobergrenze von weiteren 0,5% eingeführt werden, wenn dieser Energieträger trotz der höheren Kosten umfangreich eingesetzt werden soll. Die Solarenergienutzung an Gebäuden käme hinzu, führt aber zu keinem zusätzlichen Flächenverbrauch.

Die Flächenobergrenzen ermöglichen eine Produktion etwa entsprechend den energetischen Zielen (in TWh) der Energiestrategie für Windenergie und Solar-Gebäudeanlagen, die Produktion der Solarparks käme dann allerdings zur Produktion der Solar-Gebäudeanlagen hinzu. Bei Biogas ergäbe sich eine Begrenzung.

Vorgeschlagen wird somit folgender Gesetzestext:

„Art. 20 Begrenzte Inanspruchnahme von Flächen für die energetische Nutzung

Die Förderung orientiert sich daran, dass bis [2035] die für Windparks, Solarparks, Wasserkraft bzw. Biogas (ohne Flächen mit Reststoffverwertung) genutzte Fläche nicht über etwa 0,5% der Landesfläche betragen soll und eine stetige Entwicklung angestrebt wird. Bei sonst zu erwartender Überschreitung dieser Richtwerte soll die Förderung weiterer Anlagen des jeweiligen Energieträgers zurückgefahren oder eingestellt werden.

Der Bundesrat kann Richtwerte für weitere Jahre festlegen. Er kann bestimmen, dass für bestimmte Energieträger vorgesehene Flächenkontingente anderen Energieträgern zugeschlagen werden.“

Die Flächenobergrenzen steigern auch die Akzeptanz für die Ziele der Energiestrategie, weil ersichtlich wird, dass nur ein kleiner Teil der Landesfläche energetisch genutzt werden soll.

Die Zwischenziele geben auch Anlaß zur Überprüfung der Gesamtziele.

Die angegebenen Flächen wären prinzipiell ausreichend, um auch die für 2050 angepeilten Summen für den Anteil erneuerbarer Energien zu einem großen Teil umzusetzen. Dennoch wird der zeitliche Bezugspunkt 2035 und nicht 2050 vorgeschlagen: Damit wird die Flexibilität zwischen den Energieträgern erhöht; wenn ein Energieträger schneller wächst, stößt er nicht zu schnell gegen eine Obergrenze. Falls die Effizienzziele und Verbrauchsminderungen nicht erreicht werden, kann der Einsatz erneuerbarer Energien ggf. zwischen 2035 und 2050 über diese Flächen hinaus ausgeweitet werden. Im Übrigen wäre eine Festsetzung von Zielen für 2050 ohnehin nur plakativ, weil bis dahin sicherlich weitere Gesetzesänderungen erfolgen werden.

Insbesondere bei der Biogasnutzung besteht die Gefahr eines überproportional schnellen Wachstums, weil die Nutzungsänderungen in der landwirtschaftlichen Fläche keinen Genehmigungsverfahren unterliegen und somit wesentlich schneller erfolgen können als beispielsweise die Nutzung einer Fläche für einen Windpark. Die Orientierung an den in Anspruch genommenen Flächen gibt dem Bundesamt für Energie eine Handhabe, auf eine ausgewogene Entwicklung der verschiedenen Energieträger hinzuwirken. Eine absolute Obergrenze wäre mit obenstehender Formulierung gleichwohl nicht vorgesehen.

Der begrenzte Umfang der Biogasnutzung wird in Anbetracht der Konkurrenz zur Nahrungsversorgung und dem Ausbau des biologischen Landbaus vorgeschlagen. In der Praxis handelt es sich vor allem um Maisanbau. Bezogen auf das offene Ackerland (ca. ¼ der landwirtschaftlichen Nutzfläche) würde die für die Erzeugung von Biogas maximal nutzbare Fläche nach obigem Vorschlag immerhin etwa 8% einnehmen. Dies unterstreicht zugleich die Bedeutung von nicht aus Ackerpflanzen stammender Bioenergie.

Mit dem letzten Satz des vorgeschlagenen Gesetzestexts werden Möglichkeiten der Flexibilisierung erreicht. Wollte man eine größere Fläche für Biogas zur Verfügung stellen, wäre dennoch eine entsprechende Flächenangabe als Steuerungsmittel sinnvoll. Für weitere Biomasse (insbesondere Holz oder Reststoffverwertung) wird keine Flächengrenze angegeben, da diese keine Nutzungsänderung erfordert und nicht oder weniger in Flächenkonkurrenz mit der Ernährung steht.

Behelfsweise Anmerkung:

Artikel 20 Satz 2 erweckt den Eindruck, die Begrenzung auf 600 GWh bezöge sich auf die PV-Anlagen im Einspeisevergütungssystem. Dieses Kontingent wird dann jedoch durch Artikel 30 weiter begrenzt.

Ehrlicher bzw. für den Bürger besser verständlich wäre eine Formulierung in Artikel 20 „Es orientiert sich dabei an einem Richtwert von [600] GWh für das Jahr [2020] für die Summe der Stromproduktion aus Photovoltaik-Anlagen im Einspeisevergütungssystem und aus mit Einmalvergütungen für Betreiber kleiner Photovoltaik-Anlagen und trägt der Kostenentwicklung Rechnung.“

Vermeidung von künftigen Wartelisten

Wartelisten sollten künftig möglichst vermieden werden. Eine stetige Entwicklung der erneuerbaren Energien bei angemessener Kostenbelastung der Stromverbraucher kann auch durch rechtzeitige Preisanpassungen gewährleistet werden, durch die dann auch die Zubaumenge gesteuert würde, mit lediglich als Absicherungsmaßnahme festgesetzten Kontingenten.

Im erläuternden Bericht heißt es zu Art. 20: „Mit den Kontingenten wird es bei der Photovoltaik weiterhin eine Warteliste geben.“

Wartelisten sind eine grundsätzlich ineffiziente Lösung zur Umgang mit Ungleichgewichten. Sie binden zusätzliche Ressourcen (bei Antragstellern und bei der Verwaltung der Warteliste) und führen dazu, dass günstige Gelegenheiten versäumt werden (beispielsweise der Einbau einer Solaranlage beim zeitlich feststehenden Neubau eines Hauses). Oder die Warteliste führt zur Verschiebung weiterer Maßnahmen, die mit der Solaranlage verbunden werden (beispielsweise einer geplanten Dacherneuerung mit besserer Wärmedämmung, neuer Dacheindeckung und integrierter Solaranlage).

Zudem geht bei einer Warteliste die Information über das angemessene bzw. notwendige Förderniveau verloren. In der bisherigen Praxis der KEV kam es nicht zu einem Abbau der Warteliste, sondern sie wurde immer umfangreicher. Gibt es eine Warteliste, darf aber (wie gemäß Art. 29 Abs. 3) mit dem Bau begonnen werden, bevor eine Förderung zugesagt wurde, sind Enttäuschungen vorprogrammiert, soweit Anlagen im Vertrauen auf eine Fortgeltung der Regelungen errichtet wurden; weiterhin erschwert eben dieser Vertrauensschutz eine rechtzeitige Anpassung von Vergütungssätzen.

Sicherlich können für die Photovoltaik nicht unbegrenzte Mittel eingesetzt werden - bei den anderen Energieträgern ergibt sich eine Begrenzung bereits durch die verfügbaren Standorte.

Es bietet sich jedoch folgendes Verfahren an (nach Bewältigung der bestehenden Warteliste):

· Festlegung eines Einspeisetarifs und eines zugehörigen Kontingents (als festem, vorab festgesetztem Volumen oder mit monatlich oder jährlich hinzukommenden Tranchen, die das Volumen des noch nicht ausgeschöpften Kontingents jeweils erhöhen, bis es wieder abgebaut wird).

· Der mit einem Kontingent begrenzte Einspeisetarif kann bereits eine Absenkung über die Zeit vorsehen, die dann aber ggf. durch Ausschöpfung des Kontingents gegenstandslos wird.

· Die Festlegung der Einspeisevergütungen beruht nicht unmittelbar auf Wirtschaftlichkeitsberechnungen des BFE, sondern orientiert sich im Grundsatz daran, welche Einspeisetarife erforderlich sind, um einen angestrebten Zubau bei den privaten Akteuren zu erreichen. Man kann die Höhe der Einspeisetarife in einem Kontingent damit auch als ein implizites, vom BFE vorweggenommenes bzw. abgeschätztes Ausschreibungsergebnis verstehen, mit der eine bestimmte Einspeiseleistung beschafft werden soll. Insofern gehen die Herstell- und Betriebskosten nur indirekt in die Überlegungen des BFE ein; natürlich wird bei sich ändernden Investitionskosten auch eine Anpassung der angebotenen Einspeisevergütungen erforderlich werden, weil die Investitionskosten den Investitionswillen der Betreiber beeinflussen.

· Rechtzeitig vor Ausschöpfung eines Kontingents soll ein neues Kontingent mit einem niedrigeren Einspeisetarif für weitere Anlagen verkündet und festgelegt werden. Weiterhin wird entschieden, ob

o das alte Kontingent noch ausgeschöpft werden kann (was bei allmählicher, in etwa zeitplangerechter Erschöpfung des Kontingents in Betracht kommt) oder

o der bisherige Einspeisetarif ab sofort nicht mehr gilt und Reste des Kontingents insofern verfallen (was bei einer stürmischen Nachfrage vorzuziehen wäre).

· Ziel ist es, ständig ein „offenes“ Kontingent für in Betrieb gehende Projekte bereitzuhalten. Gelingt es ausnahmsweise nicht, ein neues Kontingent rechtzeitig festzulegen und/oder das alte Kontingent zu schließen, wird das alte voll erschöpft und insoweit gibt es vorübergehend keine Bewilligungen mehr. Dann sollte jedoch möglichst schnell eine Nachfolgeregelung nachgeschoben werden. Grundsätzlich kann davon ausgegangen werden, dass gesunkene Preise auch eine Ausweitung der einzuspeisenden Mengen ermöglichen und rechtfertigen, so dass niedrigere Preise auch grundsätzlich die Bereitstellung eines zusätzlichen Kontingents rechtfertigen.

· Für die Abgrenzung, welches Projekt noch in ein Kontingent berücksichtigt wird, ist ein einfaches Verfahren festzulegen.
Die Anknüpfung an die Fertigstellung bzw. Inbetriebnahme würde die Betreiber zusätzlichen Risiken unterwerfen. Vorgeschlagen wird daher ein Anmeldeverfahren mit kurzer Frist für die anschließende Inbetriebnahme: Sind alle wesentlichen Voraussetzungen geklärt, meldet der Betreiber sein Projekt mit Angaben wie von Standort, wesentlichen Komponenten, Betreiber und ausführender Firma über Internet bei der Vollzugsstelle (oder dem BFE) an. Insofern soll zu diesem Zeitpunkt also bereits eine Ausschreibung und Beauftragung der Leistungen stattgefunden haben, die sinnvollerweise unter dem schwebenden Vorbehalt der Kontingentsbewilligung steht. Wie nah ein Kontingent vor der Ausschöpfung steht, wird möglichst nicht allgemein bekanntgegeben; lediglich das BFE wird ständig darüber informiert, um ggf. rechtzeitig ein Kontingenz zu schließen oder abzuwandeln. Die Vollzugsstelle gibt dann umgehend eine Bestätigung und insofern Reservierung zurück, sofern das Kontingent noch nicht ausgeschöpft ist. Der Betreiber hat dann sein Projekt innert kurzer Zeit (z.B. ein oder zwei Monate) zu verwirklichen. Für die Definition der Fertigstellung können von Betreiber zu beeinflussende Kriterien wie im deutschen EEG angelegt werden.

· Erfolgt eine Fertigstellung nicht rechtzeitig in dieser Frist, sollte eine milde Sanktion greifen: Insbesondere geht für den Fall, dass in diesem Zeitraum ein Kontingent erschöpft bzw. geschlossen wurde, die Vergütung gemäß bisherigem Kontingent verloren. Der Betreiber sollte auch davon ausgeschlossen werden, für sein Projekt erneut eine Reservierung anzumelden. Bei einer späteren Verwirklichung wird ihm dann vielmehr der bei Fertigstellung gültige Preis vergütet. Er muss damit beim zweiten Anlauf das Risiko einer Preissenkung zwischen seinem Baubeschluss und der Fertigstellung selber tragen. Ob zusätzliche Sanktionen erforderlich sind, kann ggf. die Praxis zeigen.

In der gesetzlichen Umsetzung brauchen lediglich die Eckdaten geregelt werden, z.B. mit folgender Formulierung:

Art. 20 a: „Einspeisevergütungen in einer bestimmten Höhe können auf bestimmte Kontingente beschränkt werden. Das BFE soll möglichst bereits vor Ausschöpfen eines Kontingents ein neues Kontingent mit geänderter Einspeisevergütung festsetzen. Es legt dann auch fest, ob das bisherige Kontingent noch ausgeschöpft werden kann oder ob das noch nicht ausgeschöpfte Kontingent verfällt. Das BFE legt fest, ob Projekte eine Reservierung für die Berücksichtigung in einem offenen Kontingent erhalten können; eine derartige Reservierung sollte maximal für den folgenden Zeitraum ab der Bewilligung Gültigkeit behalten:

[2 Monate] bis zur Fertigstellung bei Photovoltaikanlagen [bis 1 MW]
[9 Monate] bis zur Fertigstellung bei Windkraftanlagen
[3 Monate] bis zum Beginn der stetigen Durchführung der wesentlichen Tiefbauarbeiten bei Wasserkraftanlagen.“

Umgang mit der bestehenden Warteliste und den ohne Förderzusage errichteten Anlagen

Mit einer einmaligen, großzügig bemessenen Auktion sollten die Anlagenerrichtungen ohne Förderzusage und die bestehende Warteliste „bewältigt“ werden. Zugleich wird damit Klarheit über die Höhe der tatsächlich erforderlichen und angemessenen Einspeisevergütungen geschaffen. Die Auktion sollte möglichst breit und gleichberechtigt abgewickelt werden.
Danach sollten möglichst die Vorteile allgemein verfügbarer, je Projektart einheitlicher Einspeisevergütungen genutzt werden, insbesondere bei kleinen bis mittleren Projekten mit kurzer Umsetzungsdauer.

Beabsichtigt wird offenbar, den bereits ohne Förderzusage errichteten Anlagen noch eine Förderung zukommen zu lassen. Diese sollten zwar nicht gegenüber neuen Anlagen benachteiligt werden, genießen aber auch keinen Vertrauensschutz hinsichtlich einer Förderung in Anlehnung an die bisherigen Vergütungen. Dazu kommt das große Volumen der Anlagen auf der Warteliste sowie diejenigen, die schon zu entmutigt waren, sich überhaupt erst auf die Warteliste setzen zu lassen.

Das Volumen auf der Warteliste ist bereits so groß, dass es auch nicht mit einem einheitlichen Zuteilungsverfahren zu einem ganz überwiegenden Anteil befriedigt werden kann.

Vorgeschlagen wird daher, nun in einer einmaligen Auktionsrunde einen gewissen Anteil davon zur Umsetzung zu bringen. Das Auktionsvolumen muss so groß gewählt werden, dass es zum einen die bereits gebauten Projekte vollständig berücksichtigen kann (die grundsätzlich sehr niedrig bieten können), ebenso wie die bis zum Abschluss der Auktion noch errichteten Projekte, zum andern aber noch Luft für tatsächlich neu zu bauende Projekte lässt.

Vor dem Hintergrund der übergroßen Warteliste sollte jetzt durchaus ein gewisser „Schub“ von Anlagen in einem Volumen zugelassen werden, wie es nicht für alle Folgejahre beizubehalten sein wird. Gleichzeitig kann man sich dabei auf zügig umsetzbare Projekte beschränken.

Vorgeschlagen wird, ein Ausschreibungsvolumen als Gesamtsumme der jährlichen Einspeisevergütungen vorzugeben, das bei moderater Vergütung (z.B. 25 Rappen/kWh für 15 Jahre oder ein höherer Wert über ein kürzere Zeitspanne) für ein Volumen von mindestens 2 TWh (=ca. 3,3% des Stromverbrauchs) einschließlich der bereits existierenden Anlagen ohne Förderung ausreichend wäre. Das wäre dann weniger als 1/4 der Summe der KEV-Leistung auf der Warteliste. Die Auktion würde also bei diesen Zahlen eine Vergütungssumme von 500 Mio. SFr pro Jahr umfassen (bei 15 Jahren Vergütungsdauer). Davon wäre der Marktwert des Stroms abzuziehen, so dass nur ein Teil davon der späteren Überwälzung unterliegt.

Schon wegen der Unsicherheiten bei der erstmaligen Auktionsdurchführung sollten alle ausgewählten Bieter denselben Zuschlagspreis (=Cut-Off-Preis) erhalten: Das vermeidet strategisches Verhalten und gibt Bietern einen Anreiz zu möglichst niedrigen Geboten, weil sich ein „zu niedriges“ Gebot nicht so nachteilig auswirkt.

Würde sich als Ergebnis der Auktion ein niedrigerer Preis als 25 Rp./kWh ergeben, könnte entsprechend mehr Leistung verwirklicht werden, oder umgekehrt. Als Ausschreibungsergebnisse könnten sich dann z.B. bei 500 Mio SFr./a Vergütungsvolumen Projekte mit 2,5 TWh und 20 Rp./kWh Vergütung, mit 2 TWh und 25 Rp./kWh oder mit 1,7 TWh und 30 Rp/kWh (jeweils für 15 Jahre) ergeben.

Ein niedrigeres Vergütungsvolumen mit längerer Förderdauer bei etwa vergleichbarem Barwert (z.B. 400 Mio. SFr. für 20 Jahre) käme ebenfalls in Betracht, gern auch ein wertmäßig höheres Auktionsvolumen. Wie weiter unten näher beschrieben, könnte das wertmäßige Auktionsvolumen bei günstigen Gebotspreisen auch erhöht sein bzw. bei zu hohen Preisen beschränkt werden.

Die Energieträger Photovoltaik, Geothermie, Windenergie und Biogas/ Biomasse mit Abwärmenutzung sowie Kleinwasserkraft bis 50 kW sollten in der ersten Auktion grundsätzlich gleichberechtigt werden, d.h. auf dasselbe Auktionsvolumen und mit unmittelbar konkurrierenden Preisen bieten. In dieser Auktion wäre entsprechend auch keine Unterscheidung der Preise zwischen verschieden großen PV-Anlagen vorzunehmen. Der Wettbewerb sollte möglichst breit gefasst werden.

Nach der Auktion sollte möglichst auf ein grundsätzlich „frei zugängliches “, wenngleich jeweils mit einem Kontingent begrenztes, System mit festen Einspeisevergütungen übergegangen werden. Dort kann dann wieder eine Differenzierung zwischen Energieträgern eingeführt werden.

Ggf. würde die allgemeine Regelvergütung für weitere Projekte nach der Auktion für kleine PV-Anlagen nur knapp unter dem Auktionsergebnis festgesetzt werden, während für größere PV-Anlagen ein größerer Abschlag angekündigt werden sollte. Das würde möglichst scharfe Gebote insbesondere von Planern großer Anlagen gewährleisten. Die stärkere Preisabsenkung bei größeren Projekten hätte zugleich zur Folge, dass nach der Auktion zunächst kaum zusätzliche große Projekte nachkommen würden. Damit wäre erst später, für den Fall weiterer Preissenkungen auf den PV-Märkten zu rechnen. Betreiber kleinerer Anlagen mit geringerer Preisrückstufung nach der Auktion hätten wiederum keinen so großen Nachteil, wenn sie sich erst kurz nach Auktionsabschluss zum Bau einer Anlage entschließen, ihnen die Auktionsteilnahme zu kompliziert war oder sie die Termine einfach verpasst hätten. Ohnehin wäre zu erwarten, dass die kleinen (PV-) Anlagen in der Auktion selbst eher unterrepräsentiert wären.

Hätte bei bestimmten Energieträgern nur ein kleiner Teil der bietenden Projekte einen Zuschlag erhalten, könnte davon abgeleitet werden, dass im Weiteren eine vergleichsweise hohe Vergütung erforderlich wäre, um deren weiteren Ausbau zu gewährleisten. Die umfassenden Angebote aus der Auktion geben dem BFE eine gute Orientierung, welche Preise je nach Marktsegment benötigt werden. Dabei ist es sogar von Vorteil, dass die Marktteilnehmer vorher schlecht abschätzen können, welches Preisniveau sich etwa einstellen wird, weil das BFE damit Kenntnis über einen großen Teil der Preis-Angebots-Kurve erhält. Aus diesem Grund kann in der Folgezeit auch zu einem System mit vom BFE vorgegebenen Festpreisen, die kontingentiert sind und periodisch überprüft werden, übergegangen werden, und ständige Ausschreibungen sind nicht mehr erforderlich.

Höchstsätze für die Gebotspreise in der Auktion könnten in Anlehnung an die bisherigen KEV-Vergütungen nach Energieträgern festgelegt werden. Auch die Fristen für die Verwirklichung könnten unterschiedlich sein: Bei Solaranlagen wäre eine Fertigstellung innert von z.B. 12 Monaten Bedingung. Bei Windkraftanlagen könnte dies um z.B. 6 Monate für die zusätzliche Bau- und Lieferzeit verlängert werden. Bei Wasserkraft könnte auf den Baubeginn abgestellt werden. Die Vergütung könnte zu einem festen, einheitlichen Zeitpunkt enden, die gesamte Vergütungsdauer wäre dann bei Fertigstellung gegen Ende der Frist etwas niedriger als bei den schon betriebenen Anlagen.

Nach einem Jahr wäre damit auch erkennbar sein, in welchem Umfang Projekte nicht verwirklicht wurden. Dies kann bei der Festlegung weiterer Vergütungszahlungen berücksichtigt werden. Die Sanktionshöhe von 10 Prozent sollte voll ausgeschöpft werden und mit genügend Sicherheiten unterlegt werden, um gegen spekulative Bewerbungen vorzubeugen, die lediglich auf weiter fallende Anlagenpreise setzen.

Ein einmaliger, großer Schub ist auch deshalb unvermeidlich, weil es einen großen Rückstau gibt und im Prinzip zahllose potentielle Betreiber mit vergleichbaren Verhältnissen, beispielsweise industriellen Flachdächern, ins Rennen gehen können. Genau deshalb bestehen sicherlich auch Vorbehalte gegenüber einem offenen Einspeisungssystem, weil dessen Vergütung entweder knapp zu niedrig liegen könnte, was keinen Effekt brächte, oder knapp über der Schwelle zur Wirtschaftlichkeit, was zur Besorgnis eines Zubauschubs nach einer Marktöffnung mit zu hohen Vergütungen (oder zu langsam gesenkten Vergütungen) führt. Mit der einmaligen „Abschöpfung“ von Projekten mit einer großen Auktion wird genau diese Sorge umgangen.

Beispiel mit überschlägigen Vergleichswerten

Würde das genannte Auktionsvolumen zur Hälfte von PV-Anlagen absorbiert werden, so könnten damit – günstige Vergütungen vorausgesetzt – ca. 1 GW PV-Leistung errichtet werden.
Zum Vergleich: In Deutschland mit seiner insgesamt etwa 10-fach höheren Elektrizitätserzeugung und –bedarf wurden in den 12 Monaten von Okt. 2011-Sept. 2012 etwa 10-mal so viel, nämlich 10 GW PV-Leistung installiert. Die Zubaugeschwindigkeit würde in dem Beispiel also, bezogen auf den Stromverbrauch, in etwa der Geschwindigkeit im Nachbarland in jenem Zeitraum entsprechen.

Würde, als rein hypothetischer Fall, das vorgeschlagene Volumen von (mind.) 500 Mio. SFr. ausschließlich PV-Anlagen zugeteilt werden, so läge anschließend die installierte PV-Leistung im Verhältnis zu Einwohnerzahl und Stromverbrauch immer noch unten den Werten in Deutschland. Die Umlagesumme je verbrauchter kWh läge wegen niedrigeren Vergütungswerten je eingespeister kWh nach wie vor bei einem Bruchteil des deutschen Werts. Der sich ergebende PV-Zubau betrüge weniger als 1/10 des PV-Weltmarkts und auch weniger als der in Deutschland erwartete Rückgang der PV-Installationen eines Jahres. Diese Berechnung unterstreicht, dass dieses substantielle Nachfragevolumen von der Industrie ohne weiteres, und insbesondere ohne induzierte Preisschübe, verwirklicht werden kann.

Weitere Gestaltungsmöglichkeiten einer Auktion zur Abschöpfung der Warteliste

Mittelgroße Wasserkraftwerke könnten ggf. mit einer eigenen Preisobergrenze oder einem Abschlag an der ersten Auktion teilnehmen.

Die Auktion könnte so gestaltet werden, dass nicht auf einen einheitlichen Preis geboten wird, sondern dass der Preis während der für die Fertigstellung zulässigen Periode stetig und je nach Fertigstellungszeitpunkt in einem festgelegten Ausmaß sinkt. Beispielsweise könnte ein monatliches Absinken des kWh-Preises um je 0,2 Rp. vorgegeben werden. Dann könnte z.B. ein Bieter auf einen Preis von 22 Rp. für Fertigstellung im Juni 2013, auf 21,8 Rp. für Fertigstellung im Juli 2013, bzw. auf 21,6 Rp. für August 2013 usw. bieten. Der jeweilige Preis würde dann z.B. für 15 Jahre gelten. Bei einem anderen Bieter könnte das Gebot auf 20,5 Rp (Juni), 20,3 Rp (Juli), 20,1 Rp (August) usw. lauten. Dies würde vermeiden, dass viele Bieter nach einem Zuschlag zunächst abwarten und auf günstigere Preise gegen Ende der eingeräumten Fertigstellungsperiode hoffen, und trägt somit zu einer gleichmäßigeren Entwicklung bei. Weiterhin ergäbe sich eine geringfügige Besserstellung für diejenigen, die ihre Anlagen bereits installiert haben, weil für sie automatisch der Preis des ersten Monats gälte.

Darüber hinaus wäre es möglich, denjenigen Preis, der sich im Rahmen der Auktion für das Ende der zulässigen Fertigstellungsperiode ergeben hat (z.B. für Juli 2014), sofort als auktionsfrei zugänglichen Einspeisepreis für weitere Projekte (wiederum im Rahmen einer Kontingentierung) anzubieten. Würde das Auktionsergebnis also z.B. auf 22 Rp./kWh per Juni 2013 lauten, verbunden mit einer Absenkung um 0,2 Rp./Monat in den nächsten 12 Monaten auf 19,6 Rp. im Juli 2014, so würde der Wert von 19,6 Rp. auch für Anlagen gelten, die sich nicht an der Auktion beteiligt hatten und beispielsweise bereits in der zweiten Jahreshälfte 2013 in Betrieb gingen.

Vorzugsweise sollte es kleineren Projekten von der KEV-Warteliste ermöglicht werden, auch ohne aktive Teilnahme an der Auktion zu denselben Bedingungen ihr Projekt zu verwirklichen und Strom einzuspeisen, die in der Auktion ermittelt worden sind. Damit würde man ihnen und nebenbei auch dem BFE den zusätzlichen Verwaltungsaufwand einer Auktionsteilnahme ersparen. Damit würde auch das Risiko einer erneuten Enttäuschung in der Auktion, nach der bereits erfolglosen Aufnahme in die Warteliste, erspart bleiben.

Dies hätte natürlich aus der Sicht der Stromverbraucher den Nachteil, dass es eine gewisse Zeitlang ungewiss bliebe, in welchem Umfang die kleineren Projekte von ihrem Eintrittsrecht Gebrauch machen. Vor dem Hintergrund, dass die kleineren Projekte dann denselben, vergleichsweise niedrigen Preis erhalten, wie er in der Auktion für größere Projekte ermittelt worden ist, wäre diese Ungewissheit aber hinnehmbar. Den Antragstellern auf der Warteliste wurde ja immerhin in der Vergangenheit ein wesentlich größeres Risiko auferlegt.

Das gleiche Ergebnis hätte es, wenn man diese kleineren Projekte sozusagen „von Amts wegen“ mit einem Gebotspreis von Null in die Auktion einstellen würde (womit ein Zuschlag zu dem Cut-Off-Preis gesichert wäre), für sie aber keine Sanktionen bei Nichtfertigstellung gelten würden.

Für die auf diese Weise im Verfahrensablauf begünstigten, kleineren Projekte könnte auch eine gewisse Erklärungsfrist (z.B. 3 Monate) festgelegt werden, innerhalb derer sie sich äußern müssten, ob sie ihre Anlage zu dem in der Auktion festgesetzten kWh-Preis während der (12-Monats-) Frist errichten möchten, womit ggf. eine Sanktion bei Nichterrichtung fällig würde. Dies würde es ermöglichen, im Fall geringen Zuspruchs die für die kleinen Anlagen vorgehaltene Förderung weiteren, nächstgrößeren Anlagen von der Warteliste zuzuordnen.

Sollte das Gefühl entstehen, dass das Ergebnis der Auktion für die bestehenden Anlagen ohne Förderzusage eine unbillige Härte darstellt, insbesondere bei älteren Anlagen aus Jahren mit höheren Anlagenkosten, könnte man diesen gewissermaßen auf dem „Gnadenweg“ auch noch nachträglich eine höhere Förderung bzw. einen prozentualen Aufschlag auf die in der Auktion ermittelten Vergütungen oder eine zusätzliche Einmalförderung zubilligen. Ein Vertrauensschutz im eigentlichen Sinne steht ihnen nicht zu. Ein solcher Härteausgleich sollte auch nicht zu Lasten neuer Projekte gehen.

Ein grundsätzlicher harter und für die Beteiligten sehr enttäuschender Schnitt für die Anlagen auf der Warteliste ist leider unvermeidbar. Er ist die Folge der in der Vergangenheit geweckten Erwartungen, die nun nicht erfüllt werden können, außerdem Folge der unzureichenden Vergütungskürzungen in den letzten Jahren. Mit einem einmal recht großzügig ausgelegten Auktions- und Bewilligungsvolumen kann jedoch die Enttäuschung, nicht mehr zu den erhofften Bedingungen gefördert zu werden, wenigstens etwas abgefedert werden.

Weitere Formulierungsanmerkungen

Art. 4 Verluste der Pumpspeicherwerke ausklammern

Art. 4 Satz 2 könnte geändert werden in:

„Beim jährlichen Elektrizitätsverbrauch (ohne Verbrauch von Pumpspeicherwerken oder anderen Energiespeichern) ist anzustreben, dass ab dem Jahr 2020 keine Zunahme mehr stattfindet.“

Damit wird auch eine Reduzierung als Ergebnis der Energiepolitik zugelassen und lediglich einem Zuwachs entgegengewirkt. Soweit die Schweiz ihre Aufgabe im gesamteuropäischen Kontext dadurch wahrnimmt, dass sie vermehrt Schwankungen der Stromerzeugung mittels Pumpspeicherwerken ausgleicht, sollte der entsprechende Elektrizitätsverbrauch nicht auf das Stabilisierungsziel angerechnet werden. Ggf. könnte noch ergänzt werden, „es sei denn, die Zunahme erfolgt aus erneuerbaren Energien und dient Nutzungen, die bislang mit fossiler Endenergie versorgt wurden.“

Damit wäre beispielsweise ein zusätzlicher Elektrizitätsverbrauch für Elektroautos jederzeit zulässig, ohne dass dies vollständig durch andere Einsparmaßnahmen ausgeglichen werden müsste. Das globale Verbrauchsziel nach Satz 1 würde davon nicht in Frage gestellt.

Art. 13 Keine Raumplanung gegen die Kantone

Die Kantone sollten nicht zu bestimmten Flächenausweisungen gezwungen werden, sondern ihnen sollte lediglich die Möglichkeit zu Flächenausweisungen (auch für Solarenergie) gegeben werden.

Eine Verpflichtung für die Kantone, bestimmte Flächen oder Flächen in einem bestimmten Umfang auszuweisen, vermehrt das Risiko eines örtlichen Widerstands. Vielmehr müssen die Rahmenbedingungen so gestaltet werden, dass die Kantone und Kommunen die Planungen unterstützen, beispielsweise im Hinblick auf erwartete Arbeitsplätze, Pachten und Steuereinnahmen.

Wenigstens für einen Teil des Potentials werden die Kantone auch ohne solche Vorgaben genügende Flächenausweisungen zur Verfügung stellen. Das sollte mindestens für die nächsten zehn Jahre einen genügenden Ausbau ermöglichen. Falls sich später herausstellen sollte, dass die Freiwilligkeit nicht ausgereicht hat, könnte ggf. immer noch nachgesteuert werden.

Außerdem wäre in Art. 13 Satz 1 hinsichtlich der Raumplanung in den Kantonen der Passus „insbesondere für die Wasser- und für die Windkraft“ zu streichen. Wo erforderlich und sinnvoll, sind nämlich auch Gebiete für die Nutzung der Solarenergie in den Richtplänen auszuweisen. Vielleicht entsteht außerdem der Wunsch, in den Richtplänen auch Vorrangflächen für Geothermie auszuweisen.

Art. 14/15 Abwägung der Ziele

In Art. 14 und 15 sollte die notwendige Abwägung und Gewichtung und damit das angemessene Verhältnis zwischen der elektrischen Leistung der Anlage und der Stärke der Beeinträchtigung der Ziele des Natur- und Heimatschutzes deutlicher werden. Die Möglichkeit zur Erzeugung bzw. Speicherung großer Energiemengen rechtfertigen ggf. mittelgroße Eingriffe, weniger große Anlagen rechtfertigen nur kleinere Eingriffe.

Art. 14 Abs. 4 Satz 2 Flexible und marktorientiere Produktion

Obwohl überall dieselbe Sonne Licht spendet, unterscheiden sich doch verschiedene Standorte sehr gemäß ihrer Eignung für die Solarenergienutzung. Dies kann dazu führen, dass ggf. auch im Bundesinventar gelistete Flächen hierfür genutzt werden, und sei es im Einzelfall auch nur für die Erschließung. Hierbei handelt es sich jedenfalls um einen revidierbaren Eingriff.

Art. 14 Abs. 4 Satz 2 stellt auf die Möglichkeit ab, zeitlich flexibel produzieren zu können. Zusätzlich vorausgesetzt wird die Fähigkeit, diese „marktorientiert“ und somit aktiv steuern zu können. Zusätzlich sollte es auch berücksichtigt werden können, wenn eine Anlage bereits ohne aktive Eingriffe einen vorteilhaften zeitlichen Verlauf der Produktion aufweist. Ein Standort, an dem eine Solaranlage im Winter deutlich bessere Einstrahlungsverhältnisse aufweist als Anlagen an durchschnittlichen Standorten, erfüllt dieses Kriterium, denn im Winter und tagsüber ist der Strombedarf i.d.R. höher als nachts bzw. als im Sommerhalbjahr. Eine Solaranlage mit aktiver Sonnennachführung kann eine bessere Abdeckung im Tagesverlauf erreichen als fest orientierte Anlagen. Die Nachführung ist jedoch strenggenommen nicht als marktorientiert zu bezeichnen, denn die nachgeführte Anlage wird auch zu Zeiten mit geringerem Bedarf, etwa am Sonntagmorgen, ihre Produktion maximieren.

Als allgemeinere Formulierung für Art. 14 Abs. 4 Satz 2 wird daher vorgeschlagen:

„Er berücksichtigt dabei Kriterien wie Leistung und Produktion sowie die Fähigkeit, zu Zeiten mit hohem Bedarf zu produzieren.“

Art. 17 Eigenverbrauch

Die in Art. 17 kodifizierte Berechtigung zum Eigenverbrauch regelt noch nicht alle maßgeblichen Fragen.

In der Begründung zu Absatz 2 heißt es dass „selbstverständlich nur für den tatsächlich eingespeisten Anteil eine Vergütung geschuldet“ wird. Im Gesetz steht das nicht so eindeutig. Wie unten zu Art. 28 näher dargelegt, sind noch weitere für den Eigenverbrauch maßgeblichen Fragen zu regeln.

Art. 22 Zeitvariable Vergütungen

Erweiterte Gestaltungsmöglichkeiten für zeitvariable Vergütungen

Art 22. Satz 2 „Bei Anlagen mit steuerbarer Produktion ist die Vergütung variabel“ wäre zu ändern z.B. in „Bei Anlagen mit steuerbarer Produktion ist die Vergütung im Tages- und Jahresverlauf variabel.“ Es sollte insbesondere möglich sein, den Anlagen ein bestimmtes Jahresmittel der Vergütung (berechnet für den Fall konstanter Einspeisung) langjährig zu garantieren, auf das es dann je nach Tageszeit oder Bedarfssituation Zu- und Abschläge gibt. Die langjährige Garantie eines mittleren Preiseswürde dann zur Investitionssicherheit beitragen wohingegen die tageszeitliche Variabilität den bedarfsgerechten Betrieb fördert. Die ursprüngliche Formulierung erweckt den Eindruck, dass es keine langjährige Vergütungssicherheit geben soll.

Nach Art. 22 Satz 2 ist zu ergänzen um „Bei Anlagen mit nicht steuerbarer Produktion kann eine variable Vergütung festgelegt werden“. Beispielsweise kann bei solarer Stromproduktion, die ja grundsätzlich nicht steuerbar ist, in den sommerlichen Mittagsstunden eine geringere Vergütung je kWh gewährt werden, und zum Ausgleich in den Morgen- und Nachmittagsstunden eine höhere. Dies vermehrt die Anreize, die Ausrichtung bzw. Bauweise der Anlagen so zu wählen, dass eine bessere Kontinuität im Tages- und Jahresverlauf erreicht wird bzw. auch Ost- und West- ausgerichtete Dächer genutzt werden. Beispielsweise könnte das Vorteile für Anlagen mit Nachführung ergeben. Bei der Auslegung von Windkraftanlagen könnte mit einer zeitvariablen Vergütung auf eine bessere Stetigkeit der Erzeugung hingewirkt werden.

Art. 21 Abs. 1 und Abs. 5 Vergütungssatz durch Marktkräfte ermitteln

Der Vergütungssatz braucht nicht „rechnerisch-analytisch“ durch das BFE ermittelt werden. Die Angemessenheit des Vergütungssatzes kann vielmehr auch durch das Zusammenspiel von Angebot und „Nachfrage“ nach erneuerbarer Energie überprüft und bestätigt werden. Die Nachfrage nach Strom aus erneuerbaren Energien durch die Volkswirtschaft äußert sich in Form eines jeweils gültigen Vergütungssatzes; die Nachfragemenge wäre unterhalb dieses Vergütungssatzes Null.

Kommt es bei diesem Vergütungssatz nicht zu einer genügenden Angebotsmenge, so läge dieser offensichtlich unter den Gestehungskosten (nebst einem finanziellen Anreiz, die die meisten potentiellen Betreiber für eine positive Entscheidung benötigen). Umgekehrt zeigt eine zu große Angebotsmenge, dass die Vergütungssätze offenbar deutlich über den tatsächlichen Gestehungskosten liegen. Dann wäre eine schnelle Absenkung der Vergütungssätze geboten, was insbesondere mit einer Kontingentierung ohne Wartelisten unterstützt werden kann.

Auktionen (siehe unten) sind somit nur eine von mehreren Möglichkeiten, eine Steuerung der Vergütungssätze durch das Marktgeschehen zu gewährleisten.

Die Erwartung in Art. 21 Abs. 1 Satz 2, sich an der „effizientesten Technologie“ zu orientieren, ist einerseits heroisch, denn im Wirtschaftsleben werden nirgendwo immer nur die effizientesten Technologien eingesetzt, sondern die Menschen und Planungen sind fehlerhaft und es gibt stets unterschiedliche Meinungen, welche Technologie für eine Aufgabe die beste ist. Ein gewisser Wagnis und das Risiko, nicht die effizienteste Technik und vielleicht auch untaugliche oder nicht genügend haltbare Anlagen installiert zu haben, ist unvermeidbar und muss in einer ordnungsgemäßen Kalkulation berücksichtigt werden. Außerdem erbringt dieselbe, technologisch bzw. technisch effiziente Referenzanlage an unterschiedlichen Standorten unterschiedliche Erträge und weist damit auch unterschiedliche Kosten je kWh auf.

Art. 21 Abs.2 Vergütungssatz abhängig vom Zinssatz

Ein wesentlicher Bestandteil der Gestehungskosten sind die Kapitalkosten und insbesondere Zinsen und Eigenkapitalrendite. Bei allgemeinen Zinssteigerungen steigen die Gestehungskosten, auch die ggf. für Referenzanlagen berechneten Kosten.

Das allgemeine Zinsniveau ändert sich während der jahrzehntelangen Betriebsdauer einer Anlage. Bei einem feststehenden Vergütungssatz ist eine Finanzierung daher praktisch nur mit Festzinsen über die gesamte Laufzeit des Kredits möglich. Damit entstehen jedoch für die finanzierenden Banken Risiken aus der Fristentransformation, nachdem die Mehrzahl der Kundeneinlagen nicht so lange im Zins gebunden ist, bzw. die Banken müssen sich mit entsprechenden Finanzierungen zurückhalten.

Diese Problematik kann dadurch gelöst werden, dass die Vergütungssätze für Anlagen im Rahmen der Bewilligung an die Zinssätze für kurz- bis mittelfristige Laufzeiten gekoppelt werden und insoweit variabel sind.

Nachdem höhere Zinsen meist mit mehr Inflation verbunden sind, hätte dies zur Folge, dass bei allgemein steigendem Preisniveau mit steigenden Zinsen auch die Vergütungssätze – teilweise – angepasst werden.

Die Koppelung könnte z.B. einen Teil des Zinsänderungsrisikos an die Stromverbraucher überwälzen. Die Anpassung könnte jeweils im Abstand von einigen Jahren erfolgen. Dies könnte ggf. auf größere Projekte begrenzt werden, wo die entsprechenden Berechnungen leichter fallen. Andererseits würde es bei einer einheitlichen Berechnungsweise der zinsbezogenen Anpassungen auch nicht allzu viel Aufwand bereiten, diese Berechnungen und Preisanpassungen für eine Vielzahl von Projekten vorzunehmen. Die Zinsanpassung sollte nicht auf den konkreten Finanzierungsverhältnissen eines Projektes beruhen, sondern auf allgemeinen Regeln und angemessen für typische Fremdfinanzierungsanteile. Andererseits würden sich die Finanzierungsmodalitäten dann sicherlich an diesen Vergütungsregeln orientieren.

Allerdings mag es momentan in Interesse der Volkswirtschaft sein, die aktuell niedrigen Zinsen für langfristige Kredite in Verbindung mit festen Vergütungssätzen zu nutzen. Kommt es dagegen in einigen Jahren in Folge der Euro-Krise zu Inflation und höheren Zinsen, so würde der beschriebene Mechanismus die Folgen der höheren Zinsen auf einen kürzeren Zeitraum begrenzen: Bei wieder gesunkenem Zinsniveau würden auch die Stromverbraucher profitieren.

Vorgeschlagen wird daher, die Möglichkeit einer vom Zins abhängigen Vergütung zu kodifizieren, ohne diese Möglichkeit aktuell auszunutzen.

Art. 21 Abs. 2 Degression statt verkürzter Förderdauer

Öffnung für weitere Möglichkeiten: allmählicher Übergang aus der Förderung

Die KEV kennt derzeit eine Vergütungs- und damit Förderungsdauer von 25 Jahren, danach erfolgt schlagartig der Übergang zu Markterlösen – oder ggf. der Abbau der Anlagen. In Betracht gezogen wird nun eine Vergütungsdauer zwischen 15 und 20 Jahren, mit ebenfalls schlagartigem Ende.

Dies hat allerdings zur Folge, dass sich mit der Inbetriebnahme zusätzlicher Leistungen die entsprechenden Netzzuschläge mindestens 15 Jahre lang fast stetig erhöhen, weil erst dann für die ersten Anlagen die Bewilligungen ablaufen. Lediglich infolge unterschiedlicher Börsenpreise für Strom sind Schwankungen möglich.

Insbesondere für die PV wird daher ein Modell degressiver Förderung vorgeschlagen, das zudem eine hohe Zuverlässigkeit von Anlagen besonders honoriert:

In der ersten Zeit (z.B. drei oder fünf Jahre) wird die volle erzeugte Leistung zum anfänglichen Vergütungssatz vergütet (ggf. differenziert nach der Uhrzeit und/oder der Jahreszeit). In den weiteren Jahren fällt ein Anteil der Stromproduktion, der sich an der vollen Leistung in der Anfangszeit bemisst, und der allmählich zunimmt, aus der Förderung heraus.

Das untenstehende Diagramm zeigt exemplarisch zwei entsprechende Kurven:

Gestrichelt ist die gesamte Leistung der Anlage, die infolge von (hier kräftiger) Alterung mit Zeit zurückgeht. Die untere Kurve gibt den Anteil vor, auf den der reguläre Vergütungssatz nicht gezahlt wird. Dieser wird also nur für die Differenz ausbezahlt. Dies hat mehrere Auswirkungen:

· Es gibt nicht einen festen Endtermin, zu dem die Vergütungen schlagartig enden, sondern diese gehen allmählich Jahr für Jahr zurück. Dies führt schon früher zu Entlastungen bei den Netzzuschlägen, hält aber für einen längeren Zeitraum das zusätzliche Interesse an der Betriebsfähigkeit der Anlage aufrecht.

· Im Vergleich zu einer ebenfalls denkbaren Formel, bei der die Vergütungssätze jedes Jahr in einem festen Maß zurückgehen, ergibt diese Vorgehensweise eine verstärkte Degression bei Anlagen mit geringer Dauerfestigkeit und begünstigst somit technisch besonders zuverlässige Lösungen. Dies führt dann dazu, dass die Anlagen (hoffentlich) noch viele Jahre nach Ende der regulierten Vergütungen in Betrieb bleiben. (Dieser Effekt kann durch zusätzliche Anforderungen noch verstärkt werden, beispielsweise eine geforderte Zertifizierung der Anlagen für eine technische Lebensdauer von mindestens 40 Jahren. Eine längere Zertifizierung könnte allerdings erst ab 2014 oder 2015 eingefordert werden, weil derzeit Auslegungen auf lediglich 20 Jahre Betriebsdauer verbreitet sind. Auch weitere Projektaspekte wie die Dauer von Pachten sollten dann auf 40 Jahre gewährleistet werden.)

· Die entgangenen Erlöse müssten auf geeignete Weise ausgeglichen werden, d.h. entweder durch eine höhere Vergütung zu Beginn oder durch eine längere Gesamtdauer der Vergütung (bei 25 Jahren Gesamtdauer und einem Degressionsbeginn nach 5 Jahren ergäbe sich eine mittlere Vergütungsdauer von 15 Jahren;

Für die nicht zum regulären Vergütungssatz abgerechneten Strommengen gäbe es insbesondere die Möglichkeiten:

· einer Vergütung für die entsprechenden Strommengen zu Börsenpreisen oder

· keines Vergütungsansatzes; vielmehr wären diese Strommengen mit dem Betrag mit abgegolten, der auf Basis der übrigen Strommengen (schraffiert**) ermittelt wurde, d.h. der effektive Strompreis wäre im Verhältnis der nicht angerechneten Strommengen niedriger.

Die zweite Variante führt zu einer stärkeren Degression der Erlöse. Die Abrechnung ist einfacher, weil der gesamte abgenommene Strom nach demselben Prinzip vergütet wird. Mit dem Bezug der Degression auf die Stromeinspeisung der ersten Jahre hängt die gesamte Vergütung von den gemessenen Strommengen ab, nicht etwa von irgendwelchen Zertifikaten oder Qualitätsnachweisen. Der Abrechnung läge lediglich eine etwas komplexere Formel zu Grunde, die die Strommengen mehrerer Jahre miteinander verknüpft. Natürlich muss die Formel vermeiden, dass sich Erträge in den ersten Jahren auf lange Sicht nachteilig auswirken.

In beiden Fällen könnte ein Wechsel zu einem Stromverkauf am Markt erfolgen, sobald dies für den Betreiber lukrativer ist als die Garantievergütung; dies wäre bei der zweiten Variante früher der Fall.

Die entsprechende Formulierung im Gesetz (Art. 22 Satz 1) könnte lauten

Die Vergütung berechnet sich aufgrund der eingespeisten Elektrizitätsmenge und des Vergütungssatzes; die Berechnung kann auf einer Formel basieren, die weitere Parameter berücksichtigt.

Art. 23 Auktionsverfahren nicht als Einbahnstraße

Auktionsverfahren haben Nachteile gegenüber Programmen, die nicht an bestimmte Antragstermine gebunden sind.

Nach enttäuschenden Auktionsergebnissen muss dem Bundesrat der Rückweg in ein Festpreisverfahren möglich sein.

Art. 23 Satz 1 regelt den möglichen Übergang zu Auktionen.

Im Grundsatz verspricht ein Festpreisverfahren ohne Warteliste ein besseres Verhältnis von (möglichst niedrigen) Preisen und (möglichst hoher) Zubaumenge als Auktionsverfahren, weil es dadurch kostensenkend wirkt, dass

· ein bürokratischer Schritt (nämlich die Teilnahme am Auktionsverfahren und die „Spekulation“ auf den günstigsten Gebotspreis und Zeitpunkt) entfällt,

· ein Zubau jederzeit möglich ist, z.B. unverzüglich nach Erhalt einer Genehmigung, ohne erst lange auf einen Ausschreibungstermin warten zu müssen,

· eine bessere Planbarkeit erreicht wird, insbesondere für die Projektierung, weil ein Mißerfolg infolge eines Verfehlens eines Zuschlags in der Ausschreibung ausgeschlossen ist und bereits vor Planungsbeginn feststeht, welche Preise erreicht werden müssen,

· eine größere Stetigkeit im Planungs- und Baugeschehen erreicht wird, was für eine Vielzahl von Beteiligten (Genehmigungsplaner, Vertrieb der Anlagenanbieter, finanzierende Banken, Eigenkapitalbeschaffung usw.) eine Verstetigung ihrer Arbeit ermöglicht,

· Opportunitäten genutzt werden können, beispielsweise allfällig anstehende Dachdeckungsarbeiten, ein Geldeingang beim Dachbesitzer, der Erwerb eines Gebäudes oder Werbeaktionen von Solaranbietern und dergleichen, und das jederzeit.

Sicherlich gibt es auch Situationen, in denen ein Auktionsprinzip Vorteile bietet. Dies könnte insbesondere bei der Zuteilung größerer Projekte mit mehrjährigem Ausbauhorizont der Fall sein, für die auf diese Weise mehr Planungssicherheit geschaffen wird als bei einem Festpreissystem, das mitunter spontanen Anpassungen unterliegt.

Insofern ist Art. 23 Satz 1 als Kann-Bestimmung auch nicht zu beanstanden.

Art. 23 Satz 2 würde hingegen festlegen, dass nach einem solchen Übergang zu Auktionen kein Wechsel zurück zu einem Festpreissystem mehr möglich ist.

Es ist jedoch gut möglich, dass sich die an Auktionen geknüpften Erwartungen nicht erfüllen, beispielsweise nur noch höhere Gebote als erwartet oder als im früheren Festpreissystem abgegeben werden. In einer solchen Situation könnte der Wunsch bestehen, wieder zum ursprünglichen System zurückzukehren. Eine Rückkehr sollte nicht durch gesetzliche Regelungen ausgeschlossen werden.

Die in der Begründung genannten Vorbehalte gegen eine Rückkehr zu einem Festpreissystem sind nicht stichhaltig. Sie könnten dadurch ausgeräumt werden, dass ein bestimmter Betreiber oder ein Projekt, dem einmal in einer Auktion ein Zuschlag erteilt worden ist, jedenfalls nicht mehr andere Vergütungen in Anspruch nehmen kann. Es könnte auch dafür gesorgt werden, dass in dem wieder eingeführten Festpreissystem jedenfalls keine höheren bzw. real höheren Preise gewährt werden als in der vorigen Ausschreibung. Dies kann jedoch operativ durch den Bundesrat entschieden werden und bedarf keiner gesetzlichen Einschränkung.

Ein (übergangsweises) Ausschreibungssystem könnte insbesondere auch dazu genutzt werden, überhaupt erstmalig einen angemessenen Preis zu ermitteln, der dann (mit einem angemessenen Abschlag) die Grundlage für einen nachfolgenden, allgemein anzuwendenden Festpreis bildet.

Art. 23 wird in Verbindung mit Art. 21 Abs. 2 und Abs. 5 so verstanden, dass in den Auktionen der Vergütungssatz für die jeweiligen Projekte festgelegt wird, dass dieser Vergütungssatz dann aber gemäß Art. 21 Abs. 2 ebenfalls für diese Projekte konstant bleiben soll. Es ist also kein Quotenmodell im Sinn einer jährlich wiederkehrenden Auktionsteilnahme vorgesehen, bei dem die Vergütung für jedes Betriebsjahr neu festgelegt würde. Dies ist sehr zu begrüßen, denn Quotenmodelle der genannten Art führen zu erhöhten Unsicherheiten für die Betreiber, da das Ergebnis späterer Auktionen vor allem von Unwägbarkeiten der politischen Entwicklung und zudem von den Witterungsverhältnissen abhängt, also von Faktoren, die sich der rein wirtschaftlichen Prognose der Betreiber entziehen. Wegen der genannten Unsicherheiten werden bei solchen Quotenmodellen höhere Kapitalrenditen erwartet und die Fremdfinanzierung wird erschwert. Sie führen daher zu höheren Kosten. Es ist zu begrüßen, dass hier stattdessen gleichbleibende Vergütungssätze vorgesehen sind und damit immerhin der weniger ungünstigen Variante von Auktionen der Vorzug gegeben wurde.

Art. 24 und 25 Zusätzliche Möglichkeiten der Auktionsgestaltung

Das BFE sollte bei der Ausgestaltung der Auktionen und insbesondere des Zuschlagsvolumens nicht unnötig eingeschränkt werden.

Gemäß Art. 24 und Art 25 würde bei den Auktionen „für so viele Gebote ein Zuschlag erteilt werden, wie es die ausgeschriebene Menge (Art. 25 Abs. 1 Bst. b) erlaubt“.

Unterstellt wird damit eine bestimmte Auktionsmenge (in MWh oder MW). Dies hätte zur Folge, dass das Vergütungsvolumen und damit das Fördervolumen (in SFr.) umso geringer ausfällt, je günstiger die Gebote (in SFr./MWh) sind. Umgekehrt könnte eine bestimmte, zuzuteilende Auktionsmenge bei unzureichenden Angeboten dazu führen, dass unangemessen hohe Preise festgesetzt werden müssten. Dies kann dazu führen, dass bereits vorsichtshalber ein unnötig niedriges Volumen in der Auktionsausschreibung nachgefragt wird.

Die zulässigen Auktionsmodalitäten sollten daher erweitert werden um

· die Zuteilung eines bestimmten Fördervolumens (in Sfr); dies würde bedeuten, dass als Ergebnis der Auktion für eine größere Produktion oder Leistung eine Zuteilung erfolgt, wenn niedrige Preise geboten worden sind;

· die Zuteilung gemäß einer bestimmten Nachfragekurve; dies könnte z.B. darin bestehen,

o dass bei genügend preisgünstigen Geboten ein größeres Fördervolumen (in Sfr) eingesetzt wird (analog zu den bisherigen Möglichkeiten bei Unterschreitung bestimmter Preisgrenzen), oder

o dass bei genügend preisgünstigen Geboten zwar die zugeteilte Menge [in MWh) erweitert wird, aber nur in einem Umfang, der dennoch zu einer gleichzeitigen Reduzierung des Fördervolumens führt; und

· um ein Zuteilungsvolumen nach billigem Ermessen des BFE in Abhängigkeit von dem Preisverlauf der vorliegenden Gebote.

Folgender Formulierungsvorschlag würde eine entsprechende Öffnung ermöglichen:

Art. 24 Satz 1:
„Das BFE legt fest, für wie viele Gebote ein Zuschlag erteilt wird.“

Gemäß Art. 25 Satz 1 (b) soll das BFE im Voraus festlegen:

„die Menge der Produktion oder Leistung oder der voraussichtlichen Vergütung oder Förderhöhe, für die in der Auktion ein Zuschlag [oder: eine Bewilligung] erfolgen soll, oder die davon abweichende Vorgehensweise zur Ermittlung des Zuschlagsvolumens;“

Art. 26 Strafzahlungen

Vermeidung von Strafzahlungen bei unverschuldeter Unterschreitung der in der Auktion angebotenen Leistung

Bei Art. 26 über Sanktion bei Nichterreichen der Produktionsziele handelt es sich zwar um eine Kann-Bestimmung. Jedenfalls wäre es unbillig, demjenigen eine hohe Pönale aufzuerlegen, der ein Projekt zwar im Ganzen planmäßig umgesetzt, dieses sich jedoch unbefriedigend entwickelt – sei es wegen unzureichender Wasserführung oder Windhöfigkeit des Standorts, oder weil Anlagen vorzeitig altern oder defekt werden. Entsprechendes gilt, wenn ein Projekt zwar umgesetzt wird, aber mit einer etwas niedrigeren Leistung verwirklicht wird. Dies kann jederzeit das Ergebnis von Ausschreibungen sein, in deren Folge nicht exakt dieselbe Technik verwendet wird wie ursprünglich beabsichtigt. Bei solaren Dachanlagen wird z.B. auf eine vollständige Belegung des Daches zu achten sein. Es wäre unbefriedigend und verunstaltend, wenn ggf. Lücken verbleiben, um exakt die gebotene installierte Leistung zu erreichen. Vielmehr müssen Projektantragsteller in die Lage versetzt werden, mit etwas aufgerundeter bzw. großzügig bemessener Leistung in eine Ausschreibung zu gehen, und dann ggf. im Endergebnis etwas niedrigere Leistungswerte zu erreichen.

Die Erwartung, dass nicht alle Projekte voll verwirklicht werden, kann bereits bei der Bemessung der Zuschläge berücksichtigt werden, um eine Untererfüllung der Ziele zu vermeiden.

Art. 28 ff. Solareinspeisung bei PV-Kleinanlagen bis 10 kW und weitere Rahmenbedingungen

Im Fall von Festbeträgen für PV-Kleinanlagen bis 10 kW müssten die übrigen Aspekte von Strombezug und Stromlieferung genauer festgelegt werden. Festbeträge bringen daher nicht die erhoffte Vereinfachung. Eine Einspeisung zum Festpreis kann unkompliziert abgewickelt werden und sollte daher wenigstens als Alternative auch für kleine Anlagen beibehalten werden.

Mit der Umstellung der Förderung von Kleinanlagen auf einen Einmalbetrag wird eine leichtere Abwicklung der Förderung beabsichtigt, ohne über 25 Jahre fortdauernde Vertragsverhältnisse und „Monitoring“ (welcher Art auch immer). Diese Absicht könnte sich jedoch in ihr Gegenteil umkehren. Schließlich hat der Verzicht auf eine Einspeisevergütung zur Folge, dass sich drei Energieströme ergeben:

· Der sofortige Eigenverbrauch von Solarstrom;

· der Bezug des Reststrombedarfs aus dem Stromnetz – mit einem anderen zeitlichen Profil als bei anderen Stromverbrauchern;

· die Einspeisung von Überschußstrom der PV-Anlage in das allgemeine Stromnetz

Bei Privatleuten, die tagsüber bei der Arbeit sind, kann nur ein kleiner Anteil der Solarstromerzeugung sofort verbraucht werden. Somit sind, neben der Zuschussgewährung, die folgenden Fragen zu klären, damit ein Haushalt über eine PV-Investition entscheiden kann:

· Freistellung des solaren Eigenverbrauchs von etwaigen Netznutzungsgebühren oder Umlagen, die etwa wegen der Stützungsfunktion des Netzes verlangt werden könnten;

· kann der Reststrombedarf ohne Nachteil zu denselben Preisen und Bedingungen bezogen werden wie von anderen Verbrauchern, oder gibt es dafür womöglich höhere Preise je kWh wegen dem niedrigeren Verhältnis von Stromverbrauch in kWh zu Anschlusswert bzw. Leistungsspitze in kW; daran schließt sich die Frage an: (Wie) wird der Elektrizitätslieferant dazu verpflichtet, solche Vertragsverhältnisse für den Reststrombezug einzugehen und erfolgt ein Nachteilsausgleich zwischen den Elektrizitätslieferanten;

· Abnahme von Überschussstrom durch den Netzbetreiber (diese wird mit Art. 17 gewährleistet).

· Preise für den eingespeisten Überschussstrom;

· Möglichkeit der Verrechnung von eingespeistem Überschussstrom mit zu anderen Zeiten aus dem Netz bezogenem Strom (net billing) – dies könnte eine Aufrechnung kWh je kWh bedeuten, es könnten aber auch zeitvariable Strompreise berücksichtigt werden, so dass z.B. eine tags eingespeiste kWh nicht mit genau einer als Nachtstrom entnommenen kWh aufgerechnet wird;

· zu verwendende Zähler und vertragliche Verhältnisse;

Erst eine Festlegung sämtlicher dieser Punkte ermöglicht eine sinnvolle Investitionsentscheidung, weil sie die Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage maßgeblich beeinflussen. Sie bilden damit auch die Grundlage für die Bemessung des einmaligen Förderbetrages.

Zur Einspeisung des Überschussstroms würde Artikel 17 Satz 3 regeln:
„Soweit sich aus den nachfolgenden Bestimmungen nichts anderes ergibt, richtet sich die Vergütung nach den Kosten, die bei einer Beschaffung für gleichwertige Energie am Markt anfielen.“

Diese Regelung ist jedoch für die Kleinanlagen bis 10 kW unklar: Ist damit die Beschaffung durch den Haushalt gemeint, also der Haushaltsstrompreis (und werden Grundgebühren berücksichtigt)? Oder ist der Preis gemeint, den der Netzbetreiber für die Beschaffung von Solarstrom in Ausschreibungen für Anlagen über 10 kW zahlt (für Solarstrom desselben Baujahrs)? Oder der Marktpreis für die Beschaffung von (Grau-) Strom an der Strombörse? Wird berücksichtigt, dass der Überschussstrom ein anderes zeitliches Profil aufweist als der allgemeine Strombezug der Haushalte bzw. eine stattdessen vollständig eingespeiste Solarleistung?

Ein Fördersystem sollte folgende Ziele berücksichtigen:

· Unkomplizierte, unbürokratische Handhabung;

o Bei Solaranlagen unterscheidet sich oft die installierte Leistung der Summe der Solarmodule von derjenigen der Wechselrichter. Es wäre also näher zu definieren, woran die Investitionshilfen bei einem Unterschied zwischen beiden Werten anknüpfen sollen.

o Investitionshilfen würden an Nennleistungen der Anlagen anknüpfen. Diese wären in geeigneter Weise zu überprüfen. Damit wird die Abwicklung der Investitionshilfen ggf. aufwändiger als die Einspeisevergütung, die nach Bewilligung im Wesentlichen nur einen normalen Stromzähler erfordert.

· Ausrichtung der installierten Leistung an der verfügbaren Dachfläche, nicht am Strombedarf des jeweiligen Haushalts;

· Anreize des Haushalts zur Stromeinsparung und zur Ausrichtung seines Strombedarfs an der Systemstabilität im gesamten Stromnetz (und nicht am Zeitpunkt der eigenen Einspeisung:

o Beispielsweise machte es keinen Sinn, wenn ein Stromverbraucher im Winter einen Teil des Stromverbrauchs, der sonst nachts und bei niedrigen Strommarktpreisen anfallen würde, extra in die Tagesstunden verschiebt, um damit vorzugsweise den eigenen Strom zu nutzen, wenn tags der Strom insgesamt knapper ist.

o Entsprechend würden Ansätze, den Stromverbrauch durch variable Preise zu steuern, durch eine Verrechnung kWh für kWh (net billing) beeinträchtigt werden.

o Es hätte dann eine gewisse Konsequenz, die Förderung der PV-Kleinanlagen weitgehend auf die Zuschussgewährung zu beschränken und für den Überschussstrom nur noch den Börsen-Marktwert für Graustrom zu vergüten. Das würde dann jedoch wesentlich höhere Einmalvergütungen erfordern als bei großzügigeren Regelungen für den Eigenstromverbrauch.

· Klarheit für Betreiber im Vorhinein, welche Regelungen für die übrigen Stromflüsse gelten sollen, und für welche Dauer diese Gewähr sein soll;

o es wäre möglich, im Gesetz eine feste Dauer für bestimmte vorteilhafte Regelungen festzulegen. Nachdem bereits Einspeisevergütungen für 25 Jahre zugesichert wurden, wäre es z.B. denkbar, einen festen Endtermin bis zum Jahr 2037 (=2012+25) für die Regelungen für den Überschuss- und Reststrom vorzusehen, die somit für die Solaranlagen gelten, die bis dahin oder bis zu einer evtl. früheren Gesetzesänderung ans Netz gehen.

o Eine Gesetzesregelung (z.B. für den Überschussstrom) ohne zeitliche Begrenzung birgt in höherem Maße das Risiko bzw. weckt die Befürchtung, dass es zu einer Regeländerung kommt, die dann auch für alle Bestandsanlagen quasi „rückwirkend“ deren Wirtschaftlichkeit beeinträchtigen könnte, während sich bei einer Befristung alle Beteiligten darauf einstellen können, dass danach neue Regelungen greifen werden.

Im Résumé bringen Einmalbeträge einige Fußangeln.

Vorgeschlagen wird daher, die Kleinanlagen im Grundsatz in die Einspeisevergütung einzubeziehen und insoweit auf Art. 28 bis 30 zu verzichten. Einmalbeträge sollten allerdings als Anreiz für dachintegrierte Anlagen mit vorteilhafter Ansicht (zusätzlich) gewährt werden. Möglichkeiten zum Eigenverbrauch ergeben bei Solarstromkosten unter dem Haushaltsstrompreis zusätzliche Anreize, die die grundsätzlich etwas höheren Investitionskosten je kW für Kleinanlagen ausgleichen können.

Soweit die Einspeisevergütungen über ein Ausschreibungssystem ermittelt werden, sollte für Kleinanlagen ein Vorteil insoweit gewährt werden, dass sie sich nicht an den Ausschreibungen beteiligen müssen, sondern den günstigsten Preis derjenigen Anlagen für sich in Anspruch nehmen können, die zeitgleich nach Ausschreibungsergebnissen in Betrieb gehen (also ggf. den Cut-Off-Preis bei pay-as-bid-Auktionen und nicht den Mittelpreis aller Gebote; dies ergäbe eine kleine zusätzliche Vergünstigung, die die Mehrkosten kleiner Anlagen leichter tragbar macht).

Es wäre auch zu besorgen, dass es bei einem System der Einmalzahlungen zu restriktiveren Förderzusagen kommt, weil ja die gesamte Summe in einem Betrag auszuzahlen wäre, während bei den übrigen geförderten Anlagen nur ein kleiner Anteil der Förderung im ersten Jahr wirksam wird. Dies könnte u.a. zur Folge habe, dass PV-Kleinanlagen auf Wartelisten verwiesen werden, während größere Anlagen jederzeit – bzw. jeweils im Rahmen einer Ausschreibung – am System der Einspeisevergütung teilhaben können. Wenigstens müsste also für kleine Anlagen ein Wahlrecht eingeräumt werden.

Eine Konzentration der Förderung von bislang 25 Jahren Bewilligungsdauer auf etwa 15 Jahre ist wegen der ersparten Kapitalkosten sicherlich sinnvoll. Eine sofortige Auszahlung als Einmalbetrag belastet die heutigen Stromverbraucher womöglich in allzu starkem Maße.

Zusätzliche Zuschüsse in Form von Einmalbeträgen würden allerdings für Fälle mit besonders hohen spezifischen Kosten, insbesondere bei dachintegrierten Anlagen, durchaus Sinn machen.

Alternativen zu Art. 28 – Wege zu einfacher Abrechnung

Bei einheitlichen Tarifstufen kann eine Differenzierung durch unterschiedliche Förderdauer erreicht werden.

Die gegenwärtige KEV führt zu einer Vielzahl unterschiedlicher Preise, die jeweils bis zu einem unterschiedlichen Endtermin gewährt werden. Dies führt in der Tat zu einem zusätzlichen Verwaltungsaufwand bei der Abrechnung der Einspeisevergütung, was sich besonders bei einer Vielzahl von Kleinanlagen bemerkbar macht. Möglich wäre es, bei der Vergütung der erneuerbaren Energien künftig mit einheitlichen Preisen zu arbeiten, oder mit lediglich zwei bis drei Preisstufen. Eine Differenzierung zwischen verschiedenen Projektkategorien bzw. Terminen der Inbetriebnahme würde dann im Wesentlichen dadurch erfolgen, dass die Vergütung bis zu unterschiedlichen Endterminen bezahlt wird, an denen die Anlage dann in die normale Marktvergütung (oder eine niedrigere Vergütungsstufe) zurückgestuft wird.

Dieses Prinzip könnte auch im Rahmen von Auktionen gewahrt bleiben – dann würde nicht für unterschiedlich hohe Preise geboten werden, sondern die Preisstufe wäre vorgegeben und die Gebote würden auf eine unterschiedliche Dauer der günstigen Einspeisevergütung lauten.

Dabei wäre es möglich, jeweils einen festgelegten Zeitpunkt für das Ende der Vergütung festzulegen. Beispielsweise könnte eine Vergütungshöhe von 20 Rp./kWh in einer Auktion vorgegeben sein, und als Ergebnis der Auktion der 31. Dezember 2028 als Ende der Vergütungsperiode festgelegt werden. Für Mitte 2013 fertiggestellte Anlagen ergäbe das eine Vergütungsdauer von 15,5 Jahren, bei Fertigstellung erst Mitte 2014 nur noch 14,5 Jahre. Damit wäre auch eine eingebaute Degression der Förderung und somit ein Anreiz zu frühzeitiger Fertigstellung verbunden. Dieses Verfahren hatte sich z.B. bei den ersten Windkraftausschreibungen in Großbritannien (NFFO 1 und 2) Anfang der 1990er Jahre bewährt.

Falls eine stärkere Degression erwünscht wäre, als sie durch die „Kürzung durch Zeitablauf“ quasi automatisch zustande kommt, könnte für die später in Betrieb gehenden Anlagen sogar ein früherer Endtermin der erhöhten Vergütung gelten. Im Ergebnis müsste für eine einmal in Betrieb gegangene Anlage zwar der Endtermin der Förderung bei der Abrechnung der Einspeisevergütung berücksichtigt werden, sie wäre aber in einer von wenigen Tarifstufen einsortiert.

Art. 33 Nr. b und c Effizienzförderung für die Energiewirtschaft

Ob die Energiewirtschaft mit einem gesonderten Programm zu Effizienzmaßnahmen angeregt werden sollte, oder ob sie nicht selbständig in der Lage ist, wirtschaftliche Maßnahmen aufzuspüren und umzusetzen, sollte diskutiert werden. Bei Punkt b. handelt es sich zwar um eine Kann-Bestimmung. Sobald allerdings die Aussicht besteht, Effizienzmaßnahmen gesondert vergütet zu bekommen, wird die Energiewirtschaft auch solche Effizienzmaßnahmen unterlassen, die sich selbständig tragen würden. Daher sollte frühzeitig eine Entscheidung getroffen werden, ob sie einer Förderung unterliegen sollten. Eine nicht umgesetzte Kann-Bestimmung wäre jedenfalls schädlicher als keine derartige Bestimmung.

Umfangreiche Abwärme bei der Elektrizitätsproduktion gemäß Art. 33 Nr. c entstünde nur bei verstärktem Einsatz von thermodynamischen Prozessen, d.h. von Brennstoffen und von Geothermie für die Stromerzeugung. Fossile Brennstoffe sollten möglichst wenig eingesetzt werden, mithin auch nicht deren Abwärmenutzung gefördert werden. Bei der Geothermie ist die Abwärmenutzung bereits im derzeitigen Fördermodell berücksichtigt. Für die Abwärme von Generatoren von Wasserkraftwerken gilt das zu (b) ausgeführte entsprechend. Die Abwärme von Windkraftanlagen kann ortsbedingt nicht sinnvoll genutzt werden.

Art. 37 Garantiesummen für Geothermie

Die Berechnung der überproportional hohen Garantiesummen für Geothermie sollte genauer präzisiert werden.

Ein Anteil der jährlichen Erträge von 10% für Geothermie-Garantien ist ein hoher Betrag für einen bislang unbedeutenden Energieträger mit hohen Kosten und schlechten Wirkungsgraden. Zudem handelt es sich hier um eine Förderung im Wesentlichen für Fehlschläge. Die Förderbeträge für die laufende Stromerzeugung aus Geothermie kommen schließlich hinzu. Es sollte klargestellt werden, ob es sich dabei um den Gesamtwert der Garantien handelt oder um die in einem Jahr neu ausgesprochenen Garantien (die dann ggf. über mehrere Jahre gültig bleiben) oder ob die bei erfolgreichen Bohrungen nicht in Anspruch genommenen Garantien womöglich zum Garantievolumen der Folgejahre hinzugerechnet werden dürften.

Art. 38 Rückerstattung des Netzzuschlags

Freistellung von der Umlage nur bei eigener Nutzung erneuerbarer Energien

Auch die energieintensive Industrie verwendet anteilig erneuerbare Energien, deren Ausbau mit dem Netzzuschlag gefördert wird. Die Rückerstattung sollte auf solche Fälle beschränkt werden, in denen der entsprechende Betrieb stattdessen an anderer Stelle Elektrizität aus „neuen“ erneuerbaren Energien bezieht. Dies soll im selben Prozentsatz zum Stromverbrauch erfolgen, wie er bei den übrigen Stromverbrauchern durch den Netzzuschlag gefördert wird, und auf vergleichbare Energieträger beschränkt werden. Beispielsweise könnte ein Betrieb diesen Nachweis durch PV-Anlagen auf dem eigenen Betriebsdach erbringen, die kostengünstiger sind als die Produktion der KEV-Anlagen.

Der Bezug könnte dann auch im Ausland erfolgen, wo teilweise günstigere Möglichkeiten zur Stromerzeugung bestehen, dann jedoch nicht zusätzlich zu den Förderprogrammen der jeweiligen Länder. Beispielsweise könnte ein Schweizer Betrieb dann Strom aus einem Windpark in einer windreichen Region Frankreichs beziehen bzw. sich anrechnen lassen. Mit einer Ausklammerung aus den EU-internen Zielen für erneuerbare Energie wäre eine doppelte Anrechnung eines solchen Windparks zu vermeiden.

Ggf. könnte die Bedingung einer Eigenleistung erneuerbarer Energien als Kann-Bestimmung formuliert werden:

„Rückerstattungen können auf solche Betriebe beschränkt werden, die ihrerseits einen Strombezug aus bestimmten erneuerbaren Energien nachweisen.“

Freistellungen sollten nur für exportorientiere Unternahmen gelten, und insbesondere nicht für solche Großbetriebe, die im Wettbewerb mit Kleinbetrieben stehen, die unter der Verbrauchsgrenze liegen (beispielsweise nicht für Großbäckereien, die damit einen Wettbewerbsvorteil gegenüber handwerklichen Bäckereien erhielten).

Es wäre zu klären, ob die Rückerstattung fortbesteht, wenn der Betrieb seinen Verbrauch infolge der Effizienzsteigerung unter die Obergrenze gesenkt hat.

Art. 43 Satz 1 Effizienzsteigerung ist kein Allheilmittel

Die Effizienzsteigerung im Elektrizitätssektor reicht evtl. nicht aus, um ein Verbrauchswachstum zu kompensieren.

Eine Effizienzsteigerung um 2% p.a., die über 34 Jahre (2013 bis einschließlich 2046) durchgehalten wird, führt zu einer Halbierung des spezifischen Elektrizitätsverbrauchs. Bis 2050 würden dann 46% des Ausgangswerts erreicht. Diese Effizienzsteigerung ist sicherlich technisch machbar und nicht zu ambitioniert.

Die Einflussfaktoren v.a.

· Wirtschaftswachstum pro Kopf und durch Bevölkerungswachstum;

· Elektroautos;

· Substitution von Brennstoffen durch Elektrizität (u.a. Wärmepumpen)

wirken jedoch einem Rückgang des Verbrauchs entgegen, so dass auch bei verdoppelter Stromeffizienz eine Stabilisierung des Elektrizitätsverbrauchs ungewiss wäre. Hinzu kommt der Mehrverbrauch infolge der erhöhten Effizienz und gesunkenen Energiekosten.

In Betracht käme eine ausdrückliche Erhöhung der Ziele für erneuerbare Energien, falls sich trotz Effizienzsteigerung kein hinreichender Bedarfsrückgang ergibt.

Die Berechnungsweise der Effizienzsteigerung ist nicht näher definiert. Beispielsweise würde eine Verlagerung von stromintensiven Industrien wie die Aluminiumindustrie ins Ausland rein rechnerisch die Stromintensität bezogen auf das Bruttosozialprodukt verbessern. Das BFE muss sicherstellen, dass nur „echte“ Effizienzsteigerungen anerkannt werden. Andererseits sollte bei gestiegenem Einsatz der Pumpspeicherwerke vermieden werden, dass die davon abhängigen energetischen Verluste zu Lasten der Effizienzsteigerung angesetzt würden. Für steigende Leitungsverluste im Zusammenhang mit dem Pumpspeicherbetrieb bzw. dem überregionalen Austausch von Strom aus erneuerbaren Energien gilt das entsprechend.

Art. 43 Absatz 3 Höhe der Ersatzabgabe bei kleineren Elektrizitätslieferanten

Kleinere Elektrizitätslieferanten sollen bei Effizienzmaßnahmen nicht benachteiligt werden

Kleineren Elektrizitätslieferanten sind schlechter in der Lage, bestimmte Effizienzmaßnahmen selbst durchzuführen. Beispielsweise können sie schlechter die Massenmedien oder den großflächigen Handel für ihre Maßnahmen einbinden. Bei Ihnen würden daher tendenziell höhere Kosten auftreten, um bestimmte Ziele zu erreichen. Daher ist es angemessen, ihnen die Erfüllung durch Dritte zu ermöglichen und über Zertifikate nachzuweisen, wo dies zu geringeren Kosten möglich ist. Die Ersatzabgabe sollte sich dann aber an den Kosten bemessen, wie sie bei den Dritten bzw. bei großen Elektrizitätslieferanten anfallen. Würde man ihnen die eigenen Kosten in Rechnung stellen, würde zum Einen die kosteneffizientere Erfüllung durch Dritte behindert und zum Anderen blieben die kleinen Elektrizitätslieferanten durch die höhere Kostenbelastung benachteiligt, auch wenn die tatsächliche Durchführung kostengünstiger erfolgt.

Art. 71 Abs. 5 Wartelistenbescheide unter 10 kW

Für Betreiber ohne Förderzusage sollte es wenigstens ein Wahlrecht zwischen den Systemen geben

Für Betreiber mit Wartelistenbescheid sollte wenigstens ein Wahlrecht zwischen einer Vergütung entsprechend dem Einspeisevergütungssystem und einer (etwaigen) Einmalvergütung nach Artikel 28 gewährt werden, um insofern einen begrenzten Vertrauensschutz zu gewährleisten. Mindestens gilt das für Anlagen, die in Betrieb waren, bevor die Vernehmlassungsvorlage für das Energiegesetz veröffentlicht wurde. Der weitergehende Vorschlag zu Art. 28 geht im Zweifel vor.

Art. 12 und 106 Kernenergiegesetz

Das Verbot der Verlängerung von Betriebszeiten könnte ggf. noch deutlicher dargestellt werden. Während der Betriebszeit sollten gewisse Veränderungen bestehender KKW, insbesondere für sicherheitstechnische Verbesserungen auf Ebene der Regelsysteme, nicht grundsätzlich ausgeschlossen werden.

DC-Leitungen und Pumpspeicherwerke

Der Bundesrat sollte sich dafür einsetzen, dass ein Ausbau der Rolle der Schweizer Pumpspeicherkraftwerke als „Batterie Mitteleuropas“ mit ihrer Rolle beim Ausgleich von Schwankungen der nicht steuerbaren erneuerbaren Energien in der Schweiz und den Nachbarländern effektiv und mit möglichst geringen Eingriffen erfolgen soll. Insbesondere ist darauf hinzuwirken, dass ein Teil des Leistungsaustausches mit Deutschland mit Gleichstromleitungen erfolgt, wie sie von Nord- nach Süddeutschland ohnehin geplant werden und entsprechend zu verlängern wären, weil damit der Stromtransport mit weniger Verlusten und mit geringerer Trassenbreite im Vergleich zu konventionellen Hochspannungsleitungen gewährleistet werden kann.

Diese Zielsetzung ist in geeigneter Weise in der Gesetzgebung zu verankern. Nachdem in den Nachbarländern die Regierungen sowie die EU in starkem Maße die Planungen des Übertragungsnetzes bestimmen, sind diese Prozesse auf vergleichbarer Ebene zu begleiten.

Das Bundesamt für Energie hat sich bereits in die Aufstellung des deutschen Netzentwicklungsplans mit einer entsprechenden Stellungnahme eingebracht. Die entsprechende Aufgabenzuweisung für das BFE sollte ggf. gesetzlich verdeutlicht werden.

Importbedarf und Schweizerische Nationalbank

In die angeschriebenen Vernehmlassungsadressaten würde vorzugsweise auch die Schweizerische Nationalbank einbezogen werden. Sie könnte sich insbesondere zu der Frage äußern, ob im kommenden Jahr ein zügiger Ausbau der Photovoltaik im Rahmen eines Abarbeitens der Wartelisten-Projekte mit ihren geldpolitischen Zielsetzungen vereinbar wäre.

Ein derartiger Ausbau würde bei der gegenwärtigen Anbieterstruktur zu zusätzlichen Importen von PV-Anlagen insbesondere aus China bzw. Asien führen. Sicherlich könnten auch deutsche Anbieter in einem gewissen Umfang ihre Erfahrungen für Exportlieferungen und Dienstleistungen nutzen. In Anbetracht der gegenwärtigen Stärke des Schweizer Frankens könnten verstärkte Importe (und ein entsprechender Umtausch von Franken durch die Importeure) allerdings unter währungspolitischen und konjunkturellen Gesichtspunkten durchaus positiv gesehen werden, zumal die Anlagen ja später auch zu verminderten Importen von Energie beitragen würden.

Würde eine Auktion zur Abschöpfung der Warteliste ein Volumen von beispielsweise 500 Mio. SFr. Vergütungsbetrag p.a. umfassen, so könnte dies im entsprechenden Jahr einmalige Importe mit einer Größenordnung um die 2 Mrd. SFr. auslösen, um die entsprechenden Investitionen durchzuführen.

In Anbetracht der angestrebten Kursuntergrenze von 1,20 SFr. zum Euro würden solche Importe die SNB evtl. in die Lage versetzen, entsprechend weniger Euro (oder andere Währungen) zu Stützungszwecken aufzukaufen, um den Frankenkurs zu stabilisieren. Anstelle eines Umtausches von Franken in andere Währungen – und häufig in unbesicherte Forderungen gegen ausländische Staaten – durch die Nationalbank käme es dann zu einem Umtausch der Franken in reale Sachanlagen in der Schweiz durch die Privatwirtschaft.

Zudem würden die derzeit günstigen Preisverhältnisse ausgenutzt. Die meisten PV-Hersteller bieten ihre Produkte derzeit unter Selbstkosten an. Dies führte bekanntlich zu Subventionsverfahren gegen China in den USA und in der EU. Aus schweizerischer Sicht könnte es nur zu begrüßen sein, wenn auf diese Weise der chinesische Staat die Umstellung auf erneuerbare Energien in der Schweiz finanziell unterstützt.

Weiterhin ist derzeit bei guten Sicherheiten eine Darlehensaufnahme in Schweizer Franken mit negativen Realzinsen möglich, was nicht zuletzt durch Kapitalanlager aus dem Ausland zustande kommt. Damit übernehmen die Fremdkapitalgeber also de facto einen Teil der Kapitalkosten für die Solarprojekte. Falls der Frankenkurs dereinst wieder sinkt, könnte ein weiterer Vorteil erreicht werden, weil die in SFr. bemessenen Einspeisevergütungen dann (in Fremdwährung gerechnet) einen niedrigeren Außenwert hätten. Insgesamt kann also derzeit eine zwei- bzw. dreifache Beteiligung des Auslands an den Kosten der PV-Installationen erreicht werden, und zugleich können riskante Devisengeschäfte der SNB – wenigstens ein wenig – vermindert werden.

Beispiel zur Stärkung der Wirtschaftskraft im ländlichen Raum durch Solarenergie

Solarenergienutzung auch auf Freiflächen würde besonders den ländlichen, strukturschwachen Raum begünstigen. Dort werden Freiflächen nicht so dringend als Naherholungsflächen bzw. für etwaige Siedlungserweiterungen benötigt wie in den Agglomerationen und könnten damit zu einem kleinen Teil für die Solarenergie genutzt werden.

Das wirtschaftliche Potential der Solarenergie soll am Beispiel der Gemeinde Bassins dargestellt werden, die im Kanton Waadt nördlich von Genf bzw. Nyon liegt:

Die Gemeinde Bassins liegt in einem vergleichsweise sonnigen Teil der westlichen Schweiz und in der Nähe einer 380 kV-Hochspannungsleitung. Für eine Beispielrechnung soll angenommen werden, dass hier nicht 0,5% (vorgeschlagene Obergrenze für den Schweizer Mittelwert), sondern wegen der günstigen Verhältnisse viermal so viel, nämlich 2% der Gemeindefläche von 21 km² für Solarparks auf bislang landwirtschaftlichen Flächen verwendet würde. Das wäre dann eine Fläche von ca. 0,42 km², von der knapp die Hälfte tatsächlich mit Modulen bedeckt wäre. Dies würde bei einer Leistungs-dichte von 60 W/qm eine installierte Leistung von 25 MW ergeben und eine Stromproduktion von gut 25 Mio. kWh jährlich ermöglichen. Außerdem könnten auf bestehenden Dachflächen vielleicht weitere 1 bis 2 MW installiert werden und dem dezentralen Stromverbrauch dienen. Bei gegenwärtigen Preisen könnten die Investitionskosten des Solarparks (ohne Planung und Standortkosten) bei ca. 1.000 SFr/kW und damit 25 Mio. SFr. liegen. Bei einem Strompreis von z.B. 15 Rp./kWh ergäben sich Einnahmen von knapp 4 Mio. Franken jährlich, jedenfalls für die Dauer der geförderten Vergütungshöhe.

Bezogen auf die ca. 1200 Einwohner Bassins wäre das ein Bruttoerlös von über 3.000 SFr./Einwohner.

Berücksichtigt man, dass sehr viele Berufstätige von Bassins auswärts arbeiten gehen, könnte die Solarstromerzeugung durchaus einen Anteil um die 10% am „Bruttoinlandsprodukt“ und damit der örtlichen Wirtschaftskraft der Gemeinde Bassins erreichen (gerechnet ohne die auswärts verdienten Gehälter der Pendler).

Der Erlös ist natürlich nicht mit dem Gewinn und auch nicht mit der Wertschöpfung gleichzusetzen. Rein theoretisch könnten die Einwohner Bassins vielleicht alleine das Eigenkapital für so eine Investition aufbringen, allerdings wäre das unwahrscheinlich. Neben einem Teil der Dividenden würden aber Pachten und ein Teil des Gewinns als Steueraufkommen in der Gemeinde verbleiben.

Die Eignung etwaiger Standorte in Bassins wurde nicht näher untersucht. Das Beispiel soll lediglich die Relationen der wirtschaftlichen Bedeutung darstellen.

Nun handelt es bei Bassins um eine Gemeinde in Nähe einer städtischen Agglomeration. In strukturschwächeren Gebieten können ähnliche Investitionen die Wirtschaftskraft noch mehr verbessern. Insbesondere könnte dort eine Abwärtsspirale aus sinkender Wirtschaftskraft, höheren örtlichen Steuern bei geringen öffentlichen Leistungen und dem weiteren Wegleiben von Betrieben und Einwohnern durchbrochen werden. Daher wäre es besonders im Interesse der strukturschwachen Kantone, auch diese Energieoption nicht zu benachteiligen.

Aus städtischer Sicht sind die vergleichsweise moderaten Stromerzeugungskosten im Vergleich zu Alternativen der Stromerzeugung vorteilhaft.

Kosteneinsparungen

Das Energiegesetz löst unter anderem Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz aus, die sich schnell amortisieren und damit zu einer effektiven Kostenentlastung der Bürger führen. Die Nutzung neuer erneuerbarer Energieträger wirkt sich dagegen erst langfristig und zum Teil nur indirekt aus:

· Unmittelbare Minderung der CO2-Emissionen und damit des Klimawandels

· Die Schweiz als eines der Länder mit dem höchsten BIP weltweit kann in besonderem Maße als Vorbild für andere Länder dienen und erreicht damit einen Multiplikatoreffekt

· Während sich die globale Erwärmung in der Schweiz selbst außerhalb der Skigebiete und Permafrostzonen nicht so nachteilig auswirkt, berührt sie in anderen Ländern die Lebensgrundlagen der Länder. Die dadurch ausgelösten und verstärkten Migrationsbewegungen berühren auch die ureigenen Interessen der Schweiz und anderer mitteleuropäischer Länder.

Aus diesem Grund sollten auch solche Maßnahmen zügig vorangetrieben werden, die derzeit noch nicht wirtschaftlich erscheinen.

Ziele und gesetzliche Umsetzungssicherheit

Alle Beteiligten sollten sich auch darüber im Klaren sein,

· dass die gesetzlichen Vorschriften allein die Erfüllung der Ziele der Energiestrategie 2050 nicht gewährleisten, sondern dem Bundesrat lediglich Instrumente in die Hand geben, diese zu verfolgen: In welchem Maße der Bundesrat dann auch tatsächlich konkrete Schritte unternimmt, liegt zum Teil in dessen Ermessen.

· Würden die CO2-Minderungsziele der Energiestrategie 2050 im Sinne von Effizienzgewinnen auf den globalen Maßstab ausgeweitet, in Verbindung mit andauerndem wirtschaftlichen Wachstum in Schwellenländern und vergleichbaren Effizienzgewinnen dort, wäre das wohl nicht ausreichend, um das Klimaschutzziel einer Erderwärmung um maximal 2 Grad bis Ende des Jahrhunderts einzuhalten. Vielmehr würde das Einhalten des 2 Grad-Ziels stärkere Anstrengungen der Ländergemeinschaft und auch in der Schweiz erfordern.

Es ist nachvollziehbar, dass sich die Schweiz derzeit, ohne ein internationales Abkommen, nur ein abgeschwächtes Programm auferlegen möchte. Es sollte jedoch stets im Bewusstsein bleiben, dass die Schwellenländer ihre Bereitschaft zur Mitwirkung an einem wirksamen Klimaschutzschutzabkommen sicherlich davon abhängig machen werden, dass die alten Industriestaaten noch weitreichendere Anstrengungen zur Emissionsminderung unternehmen. Dies wird dann insbesondere einen vermehrten Einsatz erneuerbarer Energien als in der Energiestrategie 2050 bedeuten und im Elektrizitätsbereich den Verzicht auf thermische Kraftwerke.

Genügend zusätzliche Potentiale bieten in erster Linie die Photovoltaik und der Import von Strom aus erneuerbaren Energien.

Auch diese Überlegungen sprechen für eine zügige, kostengünstige Entwicklung der Photovoltaik ohne Festlegung auf bestimmte Größenklassen.