Wie das EW der Stadt Zürich seine Solarstrom-Kunden schröpft

Die Komplimente vorweg: Das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (EWZ) erstellt auf der Mauerkrone seines Albigna-Stausees im Bündner Bergell eine Fotovoltaik-Anlage. Laut EWZ-Prognose wird diese Anlage ab September 2020 den Betrieb aufnehmen und pro Jahr rund 500’000 Kilowattstunden (kWh) Strom erzeugen. Das sind zwar nur 0,00083 Prozent des jährlichen Stromverbrauchs in der Schweiz, aber auch Kleinvieh macht Mist. Die Hälfte dieser Produktion entfällt auf das Winterhalbjahr, wenn Strom knapp wird. Damit überholt das EWZ die Axpo, die schon früher eine – fünfmal grössere – Fotovoltaik-Anlage an der Staumauer des Muttsees im Glarnerland ankündete, aber mit dem Bau noch nicht begonnen hat.

Die Kalkulation des Solarstroms vom Albignasee

Die Investitions- und damit die Produktionskosten des Solarkraftwerks am Albignasee sind bemerkenswert tief. Das zeigen folgende Daten, Annahmen und Berechnungen:

Produktionskosten von sieben bis neun Rappen/kWh

Der hier angenommene Zinssatz von 3 Prozent ist – in Zeiten von Negativzinsen – grosszügig und die Amortisationszeit von 20 Jahren eher tief. Denn die Solarbranche wirbt für Fotovoltaik-Anlagen mit einer Lebensdauer von 30 Jahren und geringen Unterhaltskosten. Rechnet man mit 30 Jahren Amortisation und einem Zinssatz von 2,5 Prozent, so sinken die Produktionskosten inklusive Unterhalt auf rund 7 Rappen/kWh.

Mit Produktionskosten von 7 bis 9 Rappen pro Kilowattstunde (kWh) kann das EWZ seinen Solarstrom auf der Albigna-Staumauer billiger produzieren als die Axpo mit ihrer projektierten, fünf Mal grösseren Anlage an der Staumauer des Muttsees (mehr zum Stand des Axpo-Projekts am Schluss dieses Textes). Soweit die positiven Nachrichten.

Verkaufspreis für den Sonnenstrom rund doppelt so hoch

Zwiespältig ist, wie das EWZ den Solarstrom aus ihrem Bündner «Leuchtturmprojekt» vermarktet. Sie wendet dazu ihr «erfolgreiches Bürgerbeteiligungsmodell» an, im konkreten Fall unter dem Namen «ewz.solargrischun». Damit lädt sie Leute im EWZ-Versorgungsgebiet in Zürich oder Graubünden ein, sich für 560 Franken pro Quadratmeter Modulfläche an der Albigna-Anlage zu beteiligen. «Es wird davon ausgegangen», so schreibt das EWZ in seiner Medienmitteilung zuversichtlich, «dass das Beteiligungsmodell ewz.solargrischun auf grosses Interesse stösst und damit die Flächen sehr rasch ausverkauft sein werden.»

Als Gegenleistung erhalten diese Solarstrom-Kunden respektive solaren Kleininvestoren während 20 Jahren den budgetierten Jahresertrag von 180 kWh pro Quadratmeter Modulfläche auf ihrer Stromrechnung gutgeschrieben, also total 3600 kWh Solarstrom. Wer weiter rechnet, stellt fest: 560 Franken Investition dividiert durch 3600 kWh Solarstrom führt zu Stromkosten von 15,56 Rappen/kWh. Oder einfacher: Das EWZ verkauft den Sonnenstrom, den es auf der Albigna-Staumauer produziert, zu einem Preis, der rund doppelt so hoch ist wie die oben errechneten Gestehungskosten von 7 bis 9 Rappen/kWh.

Die Folgerungen aus diesen Berechnungen unterscheiden sich, je nach Standpunkt:

– Die Solarstrom-Käufer werden sich geschröpft vorkommen, wenn sie merken, dass das EWZ ihnen den Solarstrom zum doppelten Preis der Produktionskosten andreht. Das gilt übrigens nicht nur für den Solarstrom vom Albignasee, sondern auch für jenen, den das EWZ privaten Solarstromproduzenten abnimmt und teurer verkauft. So zahlt das EWZ für den in sein Netz eingespeisten Strom im Schnitt (aus Hoch- und Niedertarif) lediglich 7,7 Rappen/kWh; andere Schweizer Elektrizitätsunternehmen zahlen für eingespeisten Solarstrom mehr, andere noch weniger als das EWZ.

– Die Stadt Zürich als Eigentümerin – und damit die Steuerzahler – können froh sein, dass das EWZ mit Solarstrom eine fette Rendite erzielt.

– EWZ-Sprecher Thomas Jeiziner, dem wir unsere Berechnungen zum Albigna-Projekt vorlegten, antwortete: «Wir lösen mit diesem Projekt keine hohe Rendite. Bei den von Ihnen berechneten Gestehungskosten, ob richtig oder falsch, müssen bis zu unserem Verkaufspreis von 15,56 Rp/kWh unter anderem noch die folgenden Positionen gedeckt werden: Betriebs-, Verwaltungs- und Vertriebskosten, Produktentwicklung sowie Produktkommunikation, Energie-Management und Energiehandel, handelsübliche Rendite inklusive Risikoprämie.»

– Energiepolitisch ist es gut, wenn Elektrizität und damit auch das Angebot an Solarstrom teuer ist. «Zum Glück ist Solarstrom teuer, denn damit wird er nicht verschwendet», sagte einst der – 2011 verstorbene – Solarpionier und Gründer des Öko-Zentrums Langenbruck, Pierre Fornallaz, als die Produktion von Solarstrom noch mehr als einen Franken/kWh kostete.

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Vergleich zum Axpo-Projekt am Muttsee

Unter dem Titel «Axpo plant erste alpine Solar-Grossanlage in der Schweiz», stellte der grösste Schweizer Stromkonzern im November 2019 sein Projekt für eine Fotovoltaik-Anlage am Muttsee vor; der Mutt-Stausee ist Teil des Pumpspeicher-Kraftwerks Linth-Limmern im Kanton Glarus. Die Axpo folgte damit einem Vorschlag von Infosperber aus dem Jahr 2016. Mit einer installierten Leistung von zwei Megawatt (2000 Kilowatt) ist das Axpo-Projekt fünfmal grösser als die Albigna-Anlage des EWZ (410 Kilowatt). Für die Realisierung budgetierte die Axpo Kosten von 5,5 Millionen Franken; das ist knapp achtmal so viel wie das EWZ für seine fünfmal kleinere Anlage investiert (0,7 Millionen).

Die Investitionskosten des Axpo-Projekts pro Kilowatt und damit die Produktionskosten pro kWh liegen also deutlich über den Kosten des EWZ. Das wirkt auf den ersten Blick seltsam, denn in der Regel produzieren grössere Anlagen billiger als kleinere. Der Grund für diese Abweichung von der Regel: Das EWZ nutzte nur die gut zugängliche Krone ihrer Staumauer, um die auf die Seeseite gerichteten Fotovoltaik-Module zu installieren; darum sind die Installationskosten am Albignasee gering. Die Axpo hingegen plant, die gesamte Fläche ihrer nach Süden ausgerichteten «längsten Staumauer von Europa» mit Solarpanels zu bestücken (siehe Bild). Damit kann sie eine entsprechend grössere Menge an Strom erzeugen, doch die Installation ist hier aufwendiger und damit teurer.

2019 als Pionierprojekt angekündigt, aber noch nicht gebaut: Axpo-Fotovoltaik-Anlage am Muttsee. Bild: Axpo

Die Axpo will ihr Projekt «vor Ende 2020» im Detail fertig planen, die Kosten nochmals budgetieren und dann entscheiden, ob sie das Projekt realisieren wird. Das teilte auf Anfrage von Infosperber ein Sprecher der Axpo mit. Der Bauentscheid hängt auch davon ab, ob und wie stark der Bund dieses «Pionierprojekt» mit einem Förderbeitrag subventioniert. Ein entsprechender Entscheid des Bundesamtes für Energie steht noch aus.

Weitere Informationen zu diesem Thema auf Infosperber:

– «Vergütung von Solarstrom gleicht einer Lotterie»

DOSSIER: Die Politik der Stromkonzerne