Im Vertragspaket mit der EU hat der Bund auch das Strommarktabkommen verhandelt. Der Bundesrat hat am Freitag im Grundsatz darüber informiert. Nach den vorliegenden Informationen begrüsst die Schweizerische Energie-Stiftung SES das Stromabkommen und sieht es als einen wichtigen Baustein für eine günstige, sichere und vor allem rein erneuerbare Energieversorgung. Die Integration in den europäischen Strombinnenmarkt vereinfacht den grenzüberschreitenden erneuerbaren Stromaustausch, was den Bedarf an fossilen oder nuklearen Kraftwerken in der Schweiz reduziert. Die Marktöffnung treibt den Erneuerbaren-Ausbau voran und senkt den Bedarf für Netzausbauten und Speicherkapazitäten.

Das vom Bundesrat verabschiedete Stromabkommen enthält zwei zentrale Elemente: Die Integration der Schweiz in den europäischen Strombinnenmarkt und die vollständige Strommarktöffnung. Léonore Hälg, Strommarktexpertin bei der SES, sagt dazu: «Das Strommarktabkommen bietet für die Schweiz klare Vorteile. Wir können Geld sparen, haben eine hohe Stromversorgungsqualität und sind nicht von klimaschädlichen Technologien abhängig. So können wir unsere Kräfte bündeln: für eine nachhaltige Energiewende.»
  

Grundlage der Wasserstoffstrategie ist der Bericht «Wasserstoff. Auslegeordnung und Handlungsoptionen für die Schweiz», den der Bundesrat am 15. November 2023 in Erfüllung des Postulats 20.4709 verabschiedet hat. Die Strategie wurde von einer verwaltungsinternen Begleitgruppe, einer externen Arbeitsgruppe und im Austausch mit der Gasbranche sowie den Kantonen erarbeitet.

Leitbild und Ziele

Wasserstoff und Power-to-X-Derivate (PtX-Derivate: auf Basis von Wasserstoff hergestellte gasförmige oder flüssige Energieträger wie synthetisches Methan oder Methanol) sind flexible Energieträger und können einen wichtigen Beitrag zu einer fossilfreien Energieversorgung bis 2050 leisten. Die Strategie soll die dafür nötigen Rahmenbedingungen schaffen. Voraussetzung dafür ist, dass Wasserstoff aus CO2-neutralen Produktionsverfahren genutzt wird. Er soll dort eingesetzt werden, wo es wirtschaftlich und ökologisch sinnvoll ist (Hochtemperatur-Prozesswärme in der Industrie, Spitzenlastabdeckung in Wärme-Kraft-Kopplungsanlagen und thermischen Netzen, Reservekraftwerke, Luftfahrt-, Schifffahrt und Schwerverkehr).

Neben der inländischen Produktion und Speicherung soll der Anschluss an das europäische Wasserstofftransportnetz sichergestellt und der Import durch internationale Kooperationen und Partnerschaften gestärkt werden. Die Wasserstoffinfrastruktur soll entlang der gesamten Wertschöpfungskette entwickelt werden (Produktion, Umwandlung, Transport, Speicher sowie Betankungsinfrastruktur) und durch die Entwicklung der dafür nötigen Technologien auch der Bildungs- und Innovationsstandort Schweiz gestärkt werden.

Nachfrageentwicklung, inländische Produktion und Importe

Seitens der Wirtschaft gibt es noch keine belastbaren Angaben zum künftigen Bedarf. Die Wasserstoffstrategie geht davon aus, dass die Nachfrage nach Wasserstoff und PtX-Derivaten in der Schweiz bis Mitte der 2030er Jahre eher gering sein wird und hauptsächlich über die inländische Produktion gedeckt werden kann.

In der Schweiz kann Wasserstoff bei bestehenden Kraftwerken produziert werden oder nahe bei Abnehmern, die den Wasserstoff direkt vor Ort nutzen oder weitertransportieren. Der Transport von Wasserstoff erfolgt in umgerüsteten oder neu gebauten Gasleitungen sowie auf der Strasse und der Schiene. Voraussichtlich ab 2035 wird die Transport- und Verteilinfrastruktur in Europa so ausgebaut sein, dass Importe in die Schweiz möglich sein werden. Zur Speicherung bräuchte es grosse Gasspeicher, die es heute in der Schweiz noch nicht gibt, oder der Wasserstoff wird in flüssige synthetische Energieträger umgewandelt.

Ab 2035 wird die inländische Nachfrage voraussichtlich zunehmen. Da Importe aus der EU und Drittstaaten langfristig kostengünstiger sein werden als die inländische Produktion, dürfte ab dann der Anteil an Importen kontinuierlich zunehmen. Es bestehen jedoch Unsicherheiten bezüglich des Verlaufs der Nachfrage.

Massnahmen

Die inländische Wasserstoffproduktion und -speicherung können während sechs Jahren über Massnahmen im Klima- und Innovationsgesetz (KlG) gefördert werden. Zudem werden das UVEK und das Eidgenössische Finanzdepartement unter Einbezug der Kantone und der Eigner der Transitgasleitung die Notwendigkeit und Möglichkeiten einer finanziellen Absicherung der Transitgasleitung für den Anschluss ans europäische Wasserstoffnetz bis Ende 2025 prüfen. Gleichzeitig soll das Erfordernis auf die Aussicht eines erfolgsversprechenden Geschäftsmodells massgeblich in die Analyse einer allfälligen finanziellen Absicherung einfliessen.

Die Entwicklung des Schweizer Wasserstoffmarkts wird künftig im Monitoring zur Energiestrategie 2050 und in den künftigen Energieperspektiven des UVEK abgebildet. Das UVEK erstellt ausserdem ein Konzept, um an den Schwerverkehrskontrollzentren entlang der Nationalstrassen geeignete Flächen für Betreiber von Wasserstofftankstellen zur Verfügung zu stellen. Das Thema Energiespeicher soll an einem Runden Tisch mit Vertretern aus der Bundesverwaltung, den Kantonen und der Energiebranche besprochen werden.

Für die Entwicklung eines Wasserstoffmarktes in der Schweiz braucht es eine enge Zusammenarbeit von Wirtschaft, Bund, Kantonen, Städten und Gemeinden. Den Kantonen wird deshalb empfohlen, eigene Wasserstoffstrategien zu entwickeln, ihre Richtpläne und Bewilligungspraxis auf mögliche bürokratische Hürden zu überprüfen, sowie ihre gesetzlichen Rahmenbedingungen zu harmonisieren. Ausserdem sollen die Kantone gemeinsam mit der Energiebranche die Aus- und Weiterbildung stärken, um dem Fachkräftemangel entgegenzuwirken.

Quelle: Der Bundesrat

Bild: Guntram Rehsche

Die Axpo hat am Donnerstag bekanntgegeben, das AKW Beznau 1 im Jahr 2033 und das AKW Beznau 2 im Jahr 2032 zu schliessen. Die Schweizerische Energie-Stiftung SES begrüsst in einer Medienmitteilung diesen Entscheid: Das AKW Beznau ist das älteste noch betriebene AKW der Welt und entspricht in zahlreichen Aspekten nicht mehr zeitgemässen Sicherheitsstandards. Die Stromproduktion von Beznau ist für die Schweiz nicht mehr nötig. Dank der Energiestrategie 2050 und dem Stromgesetz wird sogar die Winterstromproduktion von Beznau bereits vor der Stilllegung vollständig durch den Zubau von Solaranlagen auf Infrastrukturen im Inland wettgemacht sein. Der Entscheid der Axpo ist gemäss SES deshalb ein guter Entscheid für die Schweiz.

Wie die Axpo kommuniziert, beendet sie die Stromproduktion in Beznau aus wirtschaftlichen Gründen. Angesichts der nötigen Nachrüstungen rechnet sich der Weiterbetrieb für die Axpo nicht mehr.

Darin enthalten sind Prognosen bis ins Jahr 2035, wobei Swissolar bei geeigneten Rahmenbedingungen und Marktmodellen bis dann von einem jährlichen Solarstromertrag von über 28 Terawattstunden (TWh) ausgeht. Das sind rund 80 % des gemäss Stromgesetz benötigten Schweizer Stromausbaus. Die Zielerreichung hängt allerdings von der Ausgestaltung der Verordnungen zum Stromgesetz ab. Zudem wird zum ersten Mal der Branchenumsatz sowie dessen erwartete Entwicklung für die Zukunft präsentiert. Auch der Bedarf an Fachkräften, die für das Gelingen der Energiewende unerlässlich sind, wird eruiert: Aktuell bietet die Branche rund 11'000 Vollzeitstellen an.

Wer Strom aus seiner Photovoltaik-Anlage ins Netz einspeist, verkauft diesen Solarstrom meistens an seinen Verteilnetzbetreiber (Elektrizitätswerk = EW). In der Schweiz gibt es deren rund 600 mit teils sehr unterschiedlichen Konditionen für die Einspeisung von Solarstrom. Die entsprechende Regelung gilt bis Ende 2025. Ab dem 1. Januar 2026 wird sich dies ändern.  

Dann treten dafür neue gesetzliche Regelungen in Kraft: Das Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien schafft eine einheitliche Regelung für die Abnahmevergütung für Strom aus erneuerbaren Energien. Energeiaplus erklärt, worum es geht. Der Gesetzgeber verfolgt mit der neuen Regelung zwei Ziele: Erstens sollen die Konditionen schweizweit möglichst einheitlich sein. Zweitens soll sich der Preis zukünftig nach dem Markt richten. Die Vorteile dieser gesetzlichen Änderungen liegen auf der Hand: Die Produktion soll sich stärker an der Nachfrage orientieren und es wird ein Anreiz geschaffen, die produzierte Elektrizität lokal abzusetzen, anstatt sie via Netzbetreiber am Markt zu verkaufen.

Der neue rechtliche Rahmen: Grundsätzlich gilt, dass sich Produzent und Netzbetreiber über die Vergütungshöhe (Verkaufspreis) einigen sollen. Kommt keine Einigung zustande, muss der Verkaufspreis neu dem vierteljährlich gemittelten Marktpreis entsprechen. Der vierteljährlich gemittelte Marktpreis wird vom BFE regelmässig publiziert (Einspeisevergütung. Die Referenzmarktpreise betrugen in den letzten sechseinhalb Jahren im Mittel knapp 10 Rp/kWh. Dort, wo die Netzbetreiber freiwillig die Herkunftsnachweise (HKN) abgenommen haben, kam man sogar auf durchschnittlich 13 Rp/kWh. Die nachstehende Abbildung zeigt die Preisentwicklung von 2018 bis heute.

Grafik: BFE

Investitionssicherheit dank Minimalvergütungen: Für kleinere Anlagen mit einer Leistung von bis zu 150 kW werden ab 2026 zudem Minimalvergütungen eingeführt. Diese gelten dann, wenn die vierteljährlichen Marktpreise sehr niedrig sind. Das Gesetz gibt vor, dass die Minimalvergütungen so bemessen sein müssen, dass damit typische Anlagen über ihre Lebensdauer amortisiert werden können, und zwar selbst dann, wenn der Marktpreis über die ganzen 25 Jahre tiefer liegt. Das schafft auch in Zeiten tiefer Marktpreise Investitionssicherheit für die Betreiber von kleineren Anlagen. Die nachstehende Abbildung illustriert die Funktionsweise der Minimalvergütung am Beispiel einer Anlage unter 30 kW Leistung gemäss dem Vorschlag des Bundesrats in der Vernehmlassung. Die finale Höhe der Minimalvergütungen wird der Bundesrat im ersten Quartal 2025 festlegen.

Grafik: BFE

Wenn der Betreiber seinen Solarstrom ins Netz einspeist, vergütet der Verteilnetzbetreiber dafür den Referenz-Marktpreis. Fällt dieser unter die Minimalvergütung, hier als gestrichelte Linie dargestellt, dann wird die Minimalvergütung bezahlt.

Höhere Abnahmepreise dank HKN und neuen Anreizmodellen: Der Netzbetreiber kann zusätzlich zum Graustrom freiwillig die Herkunftsnachweise (HKN) abnehmen, die jeder Betreiber einer Photovoltaik-Anlage erhält und veräussern kann. Diese HKN bilden den ökologischen Mehrwert von Solarstrom gegenüber dem Graustrom ab. Bereits heute kauft die grosse Mehrheit der Netzbetreiber die Herkunftsnachweise ab. Der Preis dafür lag 2023 für kleine Photovoltaik-Anlagen bei 2.4 Rp/kWh. Aber auch für den Graustrom kann der Netzbetreiber mehr als nur den Marktpreis (oder die Minimalvergütung) zahlen und diese Kosten an seine gebundenen Kunden weiterverrechnen. In der Stromversorgungsverordnung wird der Bundesrat im ersten Quartal 2025 festlegen, bis zu welcher Preisobergrenze diese Weiterverrechnung zulässig ist. Im Jahr 2024 lag diese Obergrenze bei 10.9 Rp/kWh für Anlagen bis zu einer Anlagenleistung von 100 kW.

Dem Netzbetreiber steht es auch frei, mit den Produzenten spezielle Abnahmebedingungen zu vereinbaren. Um das Netz vor Einspeisespitzen zu entlasten und so einen teuren Netzausbau zu verhindern, kann die Höhe der Abnahmevergütung beispielsweise mit speziellen Anreizen verknüpft werden. Ein Beispiel dafür ist das Produkt «Top-40» des Netzbetreibers «Genossenschaft Elektra» aus Jegenstorf. Dort erhalten die Produzenten eine um 8% höhere Abnahmevergütung, wenn nur maximal 60% der Leistung ins Netz eingespeist wird.

Bern wird zum Treffpunkt für Energieinnovationen: Am 20. und 21. November 2024 stehen Energiespeicher im Mittelpunkt zweier Veranstaltungen. Der Solartank von Jenni Energietechnik wird als Modell auf dem Kornhausplatz sowie im und vor dem Kursaal zu sehen sein – ein Symbol für die Zukunft der Energieversorgung. 

Den Lead für das Projekt hatte der Carsharing-Anbieter Mobility. Eingesetzt wurden 50 Fahrzeuge, die die Nutzer und Nutzerinnen ganz normal fahren konnten, die angehängt an 40 Ladestationen aber auch als Stromspeicher eingesetzt werden konnten. Das heisst: Der Strom in diesen Fahrzeugen fliesst in beide Richtungen – bidirektional nennen dies Fachleute.

Neben Mobility waren sechs weitere Unternehmen am Projekt V2XSuisse beteiligt. Denn Strom aus der Autobatterie wieder ins Netz einzuspeisen, so dass das Stromnetz davon profitieren kann, ist eine komplexe Angelegenheit. Die Fahrzeuge müssen bidirektional einsatzfähig sein, sie müssen mit dem Stromnetz kommunizieren können. Es braucht entsprechende Software, die das Laden und Entladen steuern kann. Und auch die Ladestationen müssen diesbezüglich eingerichtet sein.

Nach 18 Monaten Testphase ziehen die Verantwortlichen ein positives Fazit:

• Das System hat technisch funktioniert
• Die Autos konnten in Sekundenschnelle Strom liefern, wenn sie das entsprechende Signal vom Netzbetreiber erhalten haben.
• Viele E-Autos können zu einem virtuellen Speicher zusammengeschlossen und in Echtzeit gesteuert werden.
• Die Autos standen jederzeit für Fahrten der Carsharing-Nutzenden zur Verfügung.

Das Projekt untersuchte auch, ob mit einer bidirektionalen Autoflotte Geld verdient werden kann. Die Erkenntnis: Mit dem Laden und Entladen

zum passenden Zeitpunkt lassen sich Einnahmen generieren – bis zu 600 Franken pro Fahrzeug und Jahr. Die Kosten in der Testphase konnten damit aber nicht gedeckt werden – dies unter anderem wegen den hohen Preisen für bidirektionale Ladestationen. Hinzu kommt, dass die Auswahl an bidirektionalen Autos noch klein ist. Und bidirektionale Automodelle und Ladestationen sind derzeit nicht miteinander kompatibel, weshalb es für die Steuerung Speziallösungen braucht.