Marktfähigkeit neuer erneuerbarer Stromproduktionsanlagen für Schweizer EVU

Die vorliegende Analyse untersucht, welche Technologien zur Produktion von erneuerbarem Strom grundsätzlich marktfähig sind. Für ausgewählte Technologien werden die aktuellen und erwarteten zukünftigen Gestehungskosten mit drei möglichen Szenarien zur Entwicklung der Strompreise verglichen. Weiter werden zusätzliche Einflüsse auf die Wirtschaftlichkeit wie Förderung, Vermarktung von Herkunftsnachweisen und Eigenverbrauch beleuchtet. Schlussendlich werden die zwei möglichen Handlungsoptionen „Aufbau Eigenproduktion“ und „Angebot Dienstleistungen“ diskutiert.

1 Einleitung

Die Entwicklung der Strompreise im europäischen Raum ist für die Schweizer Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) eine wichtige Rahmenbedingung bei der Festlegung ihrer zukünftigen strategischen Ausrichtung. Ebenfalls haben die Unternehmen in ihren Strategieüberlegungen die vielfältigen technologischen, gesellschaftlichen und politisch-regulatorischen Veränderungen zu berücksichtigen. Für viele kleinere und mittlere EVU stellt sich insbesondere die Frage, ob sich ein Aufbau bzw. eine Erweiterung von eigenen erneuerbaren Stromproduktionskapazitäten in diesem Umfeld aus wirtschaftlicher Sicht vertreten lässt.

Der nachfolgende Artikel vereint für ausgewählte Technologien die heutigen und erwarteten Gestehungskosten gemäss drei Studien mit drei möglichen Szenarien zur Entwicklung der Strompreise. Zudem werden weitere, für kleinere und mittlere EVU relevante Rahmenbedingungen pro Technologie dargestellt. Abschliessend werden mögliche Geschäftsmodelle für EVU in Bezug auf die ausgewählten Technologien analysiert und diskutiert.

2 Europäische Entwicklung und Möglichkeiten für Schweizer EVU

In der Schweiz wie auch in Europa wird sich der Kraftwerkspark über die kommenden Jahrzehnte weiter entwickeln. Bis ins Jahr 2050 werden viele heute produzierende Kraftwerke (inklusive der Schweizer Kernkraftwerke) ersetzt werden müssen. Aufgrund der politisch beabsichtigten Eindämmung des Klimawandels stehen hierfür erneuerbare Technologien zur Stromerzeugung im Vordergrund.

Abbildung 1: Historische und erwartete erneuerbare Erzeugungskapazität in EU-28 nach Energieträger (Quelle: Eigene Darstellung auf Basis von Daten der Europäischen Union, 2016).

Gemäss den Prognosen der Europäischen Union haben vor allem Windkraft und Photovoltaik weiterhin ein grosses Wachstumspotenzial. Diese Technologien sind aufgrund der stark gesunkenen Gestehungskosten in den letzten zehn Jahren bereits heute grundsätzlich wettbewerbsfähig. Einzelne Offshore-Windparks in der Nordsee sind bereits ohne Fördergelder wirtschaftlich (Hanke, 2017). Experten erwarten, dass sich diese Entwicklung fortsetzt. Im „EU Energy Outlook 2050“ steigt der Anteil dieser erneuerbaren Energien bis ins Jahr 2050 auf fast 50% der gesamten Angebotsleistung (Europäische Union, 2016).

Auch in der Schweiz ist die erneuerbare Energieproduktion auf dem Vormarsch, obwohl die Rolle der neuen erneuerbaren Energiequellen gegenüber der dominierenden und ebenfalls erneuerbaren Wasserkraft weiterhin eine untergeordnete Bedeutung hat. Dies liegt unter anderem auch an der im europäischen Vergleich zurückhaltenden Förderpraxis in der Schweiz.

Eine Vielzahl der neuen erneuerbaren Erzeugungstechnologien kann in der Schweiz eingesetzt werden (Abbildung 2). Aufgrund ihrer Relevanz in der Praxis fokussiert sich der vorliegende Artikel auf die Technologien „Windenergie“ und „Photovoltaik“. Diese Technologien eignen sich aus der Perspektive von kleinen und mittleren EVU am besten für eigene Investitionen. Geschäftsmodelle unter Einbezug von Photovoltaik können durch praktisch jedes EVU dezentral vorangetrieben werden und sind vor allem aufgrund der tiefen Eintrittsschwelle attraktiv. Windenergie hat in der Schweiz erfahrungsgemäss einen schwereren Stand – mehrere Projekte sind bereits an lokalem Widerstand oder mangelnder Windausbeute gescheitert (Stalder, 2017). Trotzdem bieten sich über Beteiligungsgesellschaften (z. B. Terravent, Swisspower Renewables) auch für kleinere und mittlere EVU entsprechende Möglichkeiten, Investitionen in ausländische Windenergieanlagen zu tätigen.

Abbildung 2: Übersicht über erneuerbare Stromproduktionstechnologien (Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Bundesamt für Energie „Potenziale, Kosten und Umweltauswirkungen von Stromproduktionsanlagen“, 2017).

Unter diesen Voraussetzungen stellt sich für Schweizer EVU die Frage, ob sich Investitionen in erneuerbare Produktionsanlagen aus wirtschaftlicher Sicht lohnen können. Dies soll im Folgenden für die beiden Technologien „Windenergie“ und „Photovoltaik“ untersucht werden, indem die erwarteten Gestehungskosten verschiedenen Strompreisszenarien gegenübergestellt werden.

3 Heutige und zukünftige Gestehungskosten für ausgewählte Stromerzeugungstechnologien

Primär massgebend für die Marktchancen einer Stromerzeugungstechnologie sind deren Gestehungskosten. Diese bestimmen zusammen mit den aktuellen und den erwarteten Marktpreisen, allfälligen Fördermechanismen und weiteren Einflussfaktoren darüber, ob sich eine Technologie am Markt durchsetzen kann. Im Folgenden wird für die Technologien „Windenergie“ und „Photovoltaik“ untersucht, wie diese Marktchancen konkret aussehen und was die wesentlichen Faktoren sind. Im ersten Schritt werden die Gestehungskosten beleuchtet.

Dazu wurden Daten aus drei unterschiedlichen Quellen ausgewertet. Das Paul Scherrer Institut (PSI) hat im Auftrag des BFE eine umfangreiche Studie erstellt, welche die Gestehungskosten aller relevanter Stromerzeugungstechnologien in den Jahren 2015/16, 2035 und 2050 abgeschätzt hat (Paul Scherrer Institut, 2017). Eine Kurzversion mit den wichtigsten Daten existiert ebenfalls (Paul Scherrer Institut, 2017). Die International Renewable Energy Agency (IRENA) hat Gestehungskosten bzw. Levelized Cost of Electricity (LCOE) publiziert, die auf den Kosten effektiv erstellter Anlagen basieren (IRENA, 2018). Das Fraunhofer Institut hat einen Report veröffentlicht, welcher aktuelle Daten und Prognosen für das Jahr 2035 enthält (Fraunhofer ISE, 2018).

Nachfolgend zeigt Abbildung 3, welche Gestehungskosten die drei Quellen ausweisen. Grundsätzlich ist festzustellen, dass die Kosten des PSI/BFE sowohl für die Gegenwart als auch für die Zukunft am Höchsten sind, während Fraunhofer ISE und IRENA bezüglich Kostenentwicklung optimistischer positioniert sind. Da es sich bei Letzteren um Daten aus Deutschland bzw. Gesamteuropa handelt, kann sicherlich ein Teil der Abweichung mit spezifisch höheren Kosten in der Schweiz oder im Fall von Onshore-Wind mit schlechteren Windverhältnissen begründet werden. Da die Einschätzungen jedoch auch bei Offshore-Windanlagen auseinandergehen, die sich naturgemäss im Ausland befinden müssen, ist davon auszugehen, dass die Einschätzungen des BFE/PSI eher konservativ zu interpretieren sind.

Abbildung 3: Zusammenstellung der ausgewiesenen Gestehungskosten oder LCOE in Rp./kWh für PV, Wind onshore und Wind offshore. Aus Gründen der Vergleichbarkeit wurden alle Werte mit aktuellen und historischen Wechselkursen umgerechnet.

4 Erwartete Strompreisentwicklung

Zur zukünftigen Strompreisentwicklung werden regelmässig detaillierte Studien durchgeführt, die Strompreise aufgrund von globalen Annahmen zu Angebot und Nachfrage von Strom und von Primärenergieträgern modellieren. Typischerweise werden dabei Annahmen aus dem World Energy Outlook (WEO) der International Energy Agency (IEA) unterstellt (International Energy Agency, 2017). Dieser sieht zurzeit langfristig stark ansteigende Energiepreise vor. Für die vorliegende Abschätzung der Marktfähigkeit wurde deshalb von drei vereinfachten Szenarien ausgegangen, die keinen Anstieg (Szenario tief), einen Anstieg um 50% bis 2050 (Szenario mittel) oder einen Anstieg um 100% (Szenario hoch) vorsehen. Alle diese Szenarien sind eher konservativ. In der Branche sind Szenarien mit Energiepreissteigerungen von 150% bis 2050 durchaus gängig.

Abbildung 4: Darstellung der verwendeten Strompreisszenarien zur Beurteilung der Marktfähigkeit von erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien in der Schweiz.

5 Marktfähigkeit der Technologien

5.1 Windenergie Onshore (Schweiz)

Die detaillierte Betrachtung der Marktfähigkeit von Onshore-Windanlagen erfolgt nachfolgend für die Schweiz (vgl. Abbildung 5) und im darauffolgenden Kapitel für den europäischen Raum (vgl. Abbildung 6). Die Bandbreiten der Gestehungskosten in der Schweiz wurden mittels Werten gemäss der Studie des Paul Scherrer Instituts gebildet (Paul Scherrer Institut, 2017).

Die nachfolgende Abbildung zeigt die heutigen und erwarteten Gestehungskosten für Windanlagen in der Schweiz kombiniert mit den drei definierten Preisszenarien (vgl. Kapitel 4). Zusätzlich wurde ein Gesamtpreis, der dem Erlös aus Strom (1) und Herkunftsnachweisen (HKN) entspricht, berechnet. Dabei sind die Gestehungskosten jeweils mittels einer Bandbreite dargestellt, welche sich aufgrund der situativen Rahmenbedingungen pro Anlage ergeben.

Abbildung 5: Aktuelle und erwartete Gestehungskosten und Marktpreise mit und ohne HKN von Windenergie Onshore in der Schweiz.

Für Windanlagen in der Schweiz liegen die aktuellen Gestehungskosten ohne Förderung zwischen 13.0 Rp./kWh und 21.0 Rp./kWh. Diese liegen wie auch die prognostizierten Gestehungskosten für das Jahr 2035 über allen drei Preisszenarien. Erst im Jahr 2050 erreicht das Preisniveau im Szenario „hoch“ mit einem Preis von 10.2 Rp./kWh die Zone der Gestehungskosten, welche dannzumal zwischen 9.0 Rp./kWh und 15.0 Rp./kWh erwartet werden. Bereits das Preisszenario „mittel“ erreicht mit 7.7 Rp./kWh die Bandbreite der Gestehungskosten knapp nicht.

Als zusätzliche Erlösquelle kommen HKN in Frage. Das spezifische Preisniveau für Windzertifikate aus der Schweiz ist schwierig zu ermitteln, da der Markt höchst illiquid ist. Unter der Annahme eines langfristigen Preisniveaus von 0. Rp./kWh bis 2.0 Rp./kWh könnte die Marktfähigkeit bereits im Jahr 2035 (Szenario „hoch“) bzw. im Jahr 2050 (Szenario „mittel“) knapp gegeben sein.

Die Betrachtung zeigt, dass bei Eintreffen der Preisszenarien und der erwarteten (konservativen) Kostenentwicklung Windanlagen in der Schweiz ohne Förderung in absehbarer Zeit nicht wirtschaftlich betrieben werden können.

5.2 Windenergie Onshore EU

Die nachfolgende Abbildung zeigt die heutigen und erwarteten Gestehungskosten für OnshoreWindanlagen in Europa kombiniert mit den drei definierten Preisszenarien (vgl. Kapitel 4). Die Bandbreiten für die Gestehungskosten wurden auf Basis der beiden Studien des Frauenhofer Instituts (Fraunhofer ISE, 2018) sowie der IRENA (IRENA, 2018) festgelegt.

Abbildung 6: Aktuelle und erwartete Gestehungskosten und Marktpreise von Windenergie Onshore in Europa.

Die Gestehungskosten von Onshore-Windanlagen in Europa liegen heute ohne Förderung zwischen 2.4 Rp./kWh und 13.9 Rp./kWh. Bei einem aktuellen profilangepassten Strompreis von 5.1 Rp./kWh liegen die Gestehungskosten von einigen Windanlagen aktuell tiefer. Bereits im Jahr 2035 erreicht das Preisniveau aller drei Szenarien die Zone der Gestehungskosten, welche sich zwischen 4.1 Rp./kWh und 8.3 Rp./kWh bewegen. Für das Jahr 2050 liegen die Gestehungskosten gemäss der verwendeten Studien nicht vor (Fraunhofer ISE, 2018; IRENA, 2018). Dementsprechend wurde illustrativ die Bandbreite des Jahres 2035 verwendet, wobei davon ausgegangen werden kann, dass die Gestehungskosten bis ins Jahr 2050 weiter sinken werden.

Folgt man der Abbildung 6 ist davon auszugehen, dass in absehbarer Zeit ein beträchtlicher Teil der Windanlagen in Europa ohne Förderungsbeiträge wirtschaftlich betrieben werden kann. Allfällige Förderbeiträge, welche sich pro Land unterscheiden, sind in der dargestellten Betrachtung nicht berücksichtigt und können die Wirtschaftlichkeit der einzelnen Anlage zusätzlich massgeblich verbessern.

Einschränkend ist noch zu berücksichtigen, dass im europäischen Ausland, insbesondere in Deutschland, tiefere Strompreise als in der Schweiz vorherrschen. Der sog. Nordgrenzenzuschlag beträgt auf Basis Jahresbase zurzeit rund 3.0 bis 6.5 EUR/MWh (2), was umgerechnet 0.3 bis 0.7 Rp./kWh entspricht. Diese Differenz im Strompreisniveau zwischen der Schweiz und Deutschland ändert aber die Wirtschaftlichkeit der Anlagen nicht massgeblich.

5.3 Windenergie Offshore

Die Betrachtung der Marktfähigkeit von Offshore-Windanlagen zeigt die heutigen und erwarteten Gestehungskosten für Windanlagen in Europa kombiniert mit den drei definierten Preisszenarien (vgl. Kapitel 4). Dabei sind die Gestehungskosten jeweils mittels einer Bandbreite dargestellt. Die Gestehungskosten wurden basierend auf den drei genannten Studien gebildet (Paul Scherrer Institut, 2017; IRENA, 2018; Fraunhofer ISE, 2018).

Abbildung 7: Aktuelle und erwartete Gestehungskosten und Marktpreise von Windenergie Offshore in Europa.

Die Gestehungskosten von Offshore Windanlagen in Europa liegen heute ohne Förderung zwischen 7.1 Rp./kWh und 27.0 Rp./kWh. Das würde heissen, dass heute keine Anlage zu Gestehungskosten produziert, welche tiefer sind als der aktuelle profilangepasste Strompreis. Im Jahr 2035 erreichen die Preisszenarien „mittel“ und „hoch“ die Bandbreite der Gestehungskosten. Bis ins Jahr 2050 stossen die beiden Preisszenarien weiter in die Bandbreite der Gestehungskosten vor.

Die Betrachtung zeigt, dass Offshore-Windanlagen im Durchschnitt mittelfristig wirtschaftlich betrieben werden können. Allerdings dürften die effektiven Gestehungskosten stark projektabhängig sein. Wie bereits eingangs erwähnt sind bereits heute Fälle von Offshore-Windparks bekannt, bei denen die Betreiber in der entsprechenden Auktion keine Förderung beantragt hatten. Dies kommt in den verwendeten Studien nicht zum Ausdruck. Einschränkend ist hier – analog zu Onshoreanlagen im Ausland – ggf. noch das generell tiefere Strompreisniveau zu berücksichtigen.

5.4 Photovoltaik Schweiz

Nachfolgend wird die Marktfähigkeit von kleinen PV-Anlagen (10 kW) (vgl. Abbildung 8) und von grossen PV-Anlagen (1‘000 kW) (vgl. Abbildung 9) dargestellt. Die Bandbreiten der Gestehungskosten wurden mittels der Studie des Paul Scherrer Instituts gebildet (Paul Scherrer Institut, 2017).

Abbildung 8: Aktuelle und erwartete Gestehungskosten und Marktpreise von kleinen PV-Anlagen in der Schweiz. Die Gesamtpreise beinhalten die Strompreise, die Erlöse aus HKN-Verkäufen sowie Einsparungen bei der Netznutzung durch Eigenverbrauch. Fördermassnahmen sind in der Grafik nicht berücksichtigt.

Abbildung 9: Aktuelle und erwartete Gestehungskosten und Marktpreise von grossen PV-Anlagen in der Schweiz.

Bei einem aktuellen profilangepassten Strompreis von 5.8 Rp./kWh liegen die Gestehungskosten von kleineren Anlagen ohne Förderung und ohne Eigenverbrauch deutlich über den reinen Marktpreisen am Grosshandelsmarkt. Auch die Gestehungskosten von grösseren PV-Anlagen in der Schweiz (8.0 Rp./kWh bis 13.0 Rp./kWh) liegen über dem aktuellen Strompreisniveau. Bereits im Jahr 2035 erreicht das Preisniveau aller drei Szenarien die Zone der Gestehungskosten von grossen PV-Anlagen, welche dannzumal zwischen 4.0 Rp./kWh und 10.0 Rp./kWh (vgl. Abbildung 9) erwartet werden.

Folgt man diesem Vergleich, ist davon auszugehen, dass in absehbarer Zeit kleinere PV-Anlagen in der Schweiz ohne Förderungsbeiträge nicht wirtschaftlich sind. Dies entspricht allerdings nicht der heutigen Realität, da zusätzliche Effekte auf die Wirtschaftlichkeit einwirken:

  • Nicht geförderte PV-Anlagen können zusätzlich ihre HKN vermarkten. Zurzeit kann in der Schweiz ein Marktpreis für PV-HKN von 1.0 Rp./kWh bis 2.5 Rp./kWh beobachtet werden. Wie bereits erwähnt, ist der HKN-Markt jedoch illiquid und volatil.
  • Noch relevanter ist der Beitrag des Eigenverbrauchs. Wird der produzierte Strom vor Ort verbraucht, so kann das Netznutzungsentgelt eingespart werden. Die PV-Anlage konkurriert dann nicht mehr gegen Grosshandelsmarktpreise für Strom, sondern gegen den gesamten Lieferpreis inkl. Netznutzung und Abgaben des lokalen EVU. Dieser Effekt betrifft hauptsächlich kleinere Anlagen. Es kann dabei von Einsparungen zwischen 2.0 Rp./kWh und 12.0 Rp./kWh (3) ausgegangen werden.

Wie die Linien für den Gesamtpreis in Abbildung 8 zeigen, können diese Effekte das Bild für kleinere Anlagen signifikant verändern. Erhält die PV-Anlage zusätzlich noch eine Einmalvergütung, so reduzieren sich die Gestehungskosten um rund 10% bis 20%.(4) Dieser Effekt in der Grafik nicht berücksichtigt. Die grosse Bandbreite der Wirtschaftlichkeit verlangt aber auf jeden Fall eine differenzierte Betrachtung pro Anlage.

6 Optionen für EVU

Viele kleine und mittlere EVU stellen sich in ihren strategischen Überlegungen die Frage, ob sich ein Aufbau bzw. eine Erweiterung von eigenen erneuerbaren Stromproduktionskapazitäten aus wirtschaftlicher Sicht vertreten lässt. Nachfolgend wird auf die beiden mögliche Handlungsoptionen „Aufbau Eigenproduktion“ und „Angebot Dienstleistungen“ näher eingegangen.

6.1 Aufbau Eigenproduktion

Ein Einstieg in die Eigenproduktion bzw. ein Ausbau der bestehenden Eigenproduktion ist zum aktuellen Zeitpunkt (und bei Ausklammerung einer allfälligen Förderung) aus wirtschaftlicher Sicht kaum attraktiv. Windparks im Ausland und grosse PV-Anlagen im In- oder Ausland sind können bereits heute wirtschaftlich sein.

Kann jedoch ein EVU die in der Schweiz produzierte Energie in der Grundversorgung absetzen, so kann es die entsprechenden Gestehungskosten den Kunden weitergeben und die Anlagen in jedem Fall wirtschaftlich betreiben.(5) Dies gilt selbstredend nur, solange die aktuellen regulatorischen Bestimmungen gültig sind bzw. bleiben.

Kleinere PV-Anlagen in der Schweiz sind für den Betreiber meist nur dann profitabel, wenn der produzierte Strom vor Ort verbraucht wird. Dies ist aber aus Sicht eines kleinen oder mittleren EVU aufgrund des fehlenden Eigenverbrauchs in der Regel keine Option. In dieser Situation bieten sich für die Unternehmen andere Geschäftsmodelle an.

6.2 Angebot Dienstleistungen

Aufgrund ihrer bestehenden Ressourcen und Kompetenzen ist es für kleinere und mittlere EVU naheliegend, Dienstleistungen im Bau, Betrieb und Unterhalt, in der Vermarktung sowie in der Finanzierung von Produktionsanlagen von Dritten anzubieten. Ein weit verbreitetes Geschäftsmodell in diesem Bereich ist das sogenannte „Contracting“. Weitere Beispiele von heute angewendeten Geschäftsmodellen sind:(6)

  • Bürgerbeteiligungsmodelle (z. B. für zentrale PV-Anlagen);(7)
  • Angebot von virtuellen Stromspeichern für PV-Anlagenbesitzer;(8)
  • Direktvermarktung für Dritte;
  • Unterstützung von Eigenverbrauchslösungen bei PV-Anlagen;
  • Demand-side Management und Bündelung von dezentralen Produzenten und Verbrauchern in virtuellen Kraftwerken;
  • Betrieb von Microgrids;
  • Erbringung von Installationsdienstleistungen;

Das Angebot von Dienstleistungen an Dritte kann kleinen und mittleren EVU ermöglichen, einen Umsatz- bzw. Margenrückgang im traditionellen Geschäft zumindest teilweise zu kompensieren. Für ein EVU bedeutet dies allerdings einen Paradigmenwechsel weg von der Rolle als Energieversorger und Netzbetreiber hin zum Dienstleister. Ein wesentlicher Erfolgsfaktor hierfür ist die lokale Verankerung des Unternehmens.

7 Fazit

Die Analyse zeigt, dass ein Aufbau bzw. eine Erweiterung von eigenen erneuerbaren Stromproduktionskapazitäten für kleinere und mittlere EVU wohlüberlegt sein will. Der Erfolg hängt stark von der gewählten Technologie, dem spezifischen Projekt und allfälligen Förderungsmechanismen ab. Für einen Einstieg in die Eigenproduktion bieten sich aus wirtschaftlicher Sicht und unter Ausklammerung von allfälligen Förderungen vor allem ausländische Windparks sowie in- und ausländischen PV-Grossanlagen an. Bei diesen Technologien sind aktuell die geringsten Gestehungskosten zu erwarten. Als Alternative bietet sich für die Unternehmen der Einstieg in dienstleistungsbasierte Geschäftsmodelle an.

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Verweise

(1) Für alle Erlösberechnungen wurde ein Profilfaktor unterlegt, der die Wertigkeit des eingespeisten Stroms gegenüber dem Marktpreis für Bandstrom (Base) berücksichtigt. Diese Faktoren betragen für Wind offshore und Photovoltaik 0.98, für Wind onshore 0.88 (BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e. V., 2016)

(2) EEX-Futures für Jahresbaseprodukte, Settlement per 04.09.2018 in EUR/MWh; CH/DE/Nordgrenze: Cal19 57.33/50.33/6.44; Cal20 50.98/46.71/4.27; Cal 21 48.03/44.98/3.05.

(3) Die Werte entsprechen der Summe aus Netznutzungsentgelt, Abgaben und Netzzuschlag für das Verbrauchssegment H5 (Einfamilienhäuser mit Elektroherd und Elektroboiler auf Netzebene 7) unter Annahme eines Eigenverbrauchsgrads von 30% bis 70% (ElCom, 2018).

(4) Beispielrechnung für 10 kW-Aufdach-PV-Anlage: Grundbeitrag von CHF 1‘400 und Leistungsbeitrag von CHF 4’000 gemäss Anhang 2.1 Abs. 2.3 EnFV ergeben gesamten Förderbeitrag von CHF 5‘400; bei einer Laufzeit von 25 Jahren und 900 Volllaststunden pro Jahr ergibt das einen Förderbeitrag von 2.4 Rp./kWh, was 8% bis 18% der ausgewiesenen Gestehungskosten entspricht.

(5) Vgl. EVU Partners AG, „Volle Gestehungskosten in die Grundversorgung“, 10.09.2018.

(6) Vgl. EVU Partners AG, „Geschäftsmodelle für erneuerbare Energien bei Schweizer EVU“, 06.04.2018.

(7) Ein aktuelles Beispiel ist das Projekt „“Rheinfelden Solar“ der AEW Energie AG, bei welchem ortsansässige Stromkunden einen Anteil an einer lokalen PV-Grossanlage erwerben können und den erzeugten Strom auf der Stromrechnung gutgeschrieben bekommen (https://rheinfelden.solar/).

(8) Ein aktuelles Beispiel ist das Produkt „IWB Sonnenbox“ (https://www.iwb.ch/Fuer-Zuhause/Energieloesung/Sonnenbox.html).

Literaturverzeichnis

  • BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft e. V. (2016). Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken. Berlin: BDEW.
  • ElCom. (06. 09 2018). Strompreis-Webseite der ElCom. Von https://www.strompreis.elcom.admin.ch/Start.aspx?lang=de abgerufen
  • Europäische Union. (20. 07 2016). European Commission publishes latest energy, transport and emission projections in EU Reference Scenario 2016 . Von EU Reference Scenario 2016: https://ec.europa.eu/energy/en/news/reference-scenario-energy abgerufen
  • Flatt, M. (10. 09 2018). Volle Gestehungskosten in die Grundversorgung. Von http://www.evupartners.ch/publikationen/ abgerufen
  • Fraunhofer ISE. (2018). Stromgestehungskosten erneuerbarer Energien. Freiburg: Fraunhofer ISE.
  • Hanke, S. (13. 4 2017). Nordsee-Windparks kommen ohne Förderung aus. Von Energate Messenger: https://www.energate-messenger.de/news/173454/nordsee-windparks-kommen-ohne-foerderung-aus abgerufen
  • International Energy Agency. (2017). World Energy Outlook. Paris: IEA.
  • IRENA. (20. 07 2018). Data and Statistics. Von http://resourceirena.irena.org/gateway/dashboard/ abgerufen
  • Marti, T. (06. 04 2018). Geschäftsmodelle für erneuerbare Energien bei Schweizer EVU. Von http://www.evupartners.ch/geschaeftsmodelle-fuer-erneuerbare-energien-bei-schweizer-evu/ abgerufen
  • Paul Scherrer Institut. (2017). Potentials, costs and environmental assessment of electricity generation technologies. Bern: Bundesamt für Energie.
  • Paul Scherrer Institut. (2017). Potenziale, Kosten und Umweltauswirkungen von Stromproduktionsanlagen – Synthese. Bern: Bundesamt für Energie.
  • Stalder, H. (14. 11 2017). Der Ausbau der Windkraft in der Schweiz stockt. Neue Zürcher Zeitung. Von https://www.nzz.ch/schweiz/kopie-von-der-ausbau-der-windkraft-stockt-utl-fuer-print-lange-verfahren-und-einsprachen-blockieren-projekte-umweltverbaende-streben-praezedenzfaelle-an-ld.1327665 abgerufen

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Ich beschäftige mich hauptsächlich mit den Themen Strategieentwicklung und -review, Prozessoptimierung, Business Development, Vertrags- und insbesondere Dienstbarkeitsmanagement und Projektleitung.

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