Switzerland’s strategy will not deliver the solar power it needs. Here’s why. / Die Strategie des Bundesrats wird die benötige Solarenergie nicht liefern. Die Gründe warum.

By Léonore Hälg

Léonore Hälg is currently finalizing her PhD thesis in the Energy Politics Group. Her research focuses on the interactions between the design of technology deployment policies, the politics behind such designs, and technological change in the energy sector. In the future, she will work as a scientific collaborator in the Group for Renewable Energies at the Zurich University of Applied Sciences (ZHAW).

Die deutsche Version des Textes finden Sie weiter unten.

The Swiss federal council proposes to support large-scale solar PV with competitive auctions for one-off investment grants. This will not scale up solar PV investment to the extent necessary to reach the Swiss climate and energy targets. I offer suggestions on how to improve the proposal.

In May 2017, Swiss voters accepted the Energy Strategy 2050 and thus a fundamental reform of the Swiss energy system. Deployment of renewable energy technologies, such as solar photovoltaics (PV), wind, and biomass, needs to be drastically accelerated to achieve the targets set for 2035 and to honour the Swiss contributions to the Paris Agreement (see Figure 1).

Large-scale solar PV installations will play an important role in achieving the Swiss energy transition. Yet, additions of PV installations with capacities greater than 100 kWp remain low: In 2018, only 412 such installations were added with a total capacity of 94.54 MWp which could produce roughly 95 GWh per year, serving about 20,000 4-person households. This meagre uptake is explained by the long waiting time to receive support as well as, in many regions, the low remuneration of the generated electricity.

Figure 1: Annual renewable electricity production in Switzerland between 2000-2018, and target values for 2020 and 2035. Source: SFOE 2019.


What does the federal council propose?

Developers of large-scale solar PV projects can currently directly apply for one-off investment grants. Yet, this support will run out by 2022. In September 2019, federal councillor Simonetta Sommaruga revealed plans to extend the support period for solar PV beyond 2022 and proposed competitive auctions as a tool to allocate one-off investment grants to specific large-scale solar PV projects – a world’s first. The federal council’s intention is to unleash the potential of large solar PV cost-efficiently in order to reach the 2035 solar PV deployment targets.

Now, at first sight, this may seem the right way to go. The extension of the support period for large-scale solar PV is urgently needed to tap into the unused potential, and determining the level of support based on competitive auctioning has shown to reduce taxpayers’ costs. The proposed competitive auctions for one-off investment grants will however mainly suit the actors already active in the Swiss solar PV market: public utilities, large retailers, local commercial and industrial enterprises. These actors can access cheap finance for solar PV investments through their balance sheets and will be motivated to do so in case they receive an investment grant. Such grants lower their investment costs and impose only little transaction costs for policymakers and investors alike. Compared to other support types, one-off investment grants do not require comprehensive financial management by the involved parties and thus represent a simple tool to support investments.

Why won’t the proposal work?

However, to achieve the level of investment in large-scale solar PV required to reach the set targets, new actors have to enter the Swiss solar PV market, such as international and new local project developers and professional investors (some of which are Switzerland-based but so far only active abroad, e.g. Edisun Power). Such developers are not deterred by high investment costs nor by the complex financial management of their assets – these are part of their daily business. However, they need a low-risk investment environment as they acquire financing on a per-project basis from banks and financial investors and are thus sensitive to the overall cost of capital.

A high-risk environment reduces the share of the investment that can be financed by cheap bank loans and increases the return expectations of other investors. For large-scale solar PV installations, in particular, uncertainty about their future cash flows adds an additional risk margin to the cost of capital. In simple terms, if the initial investment is subsidized but future revenues remain uncertain, the incumbent players – who have access to cheaper finance – benefit. In the Swiss case, this means the same old utilities will build the PV plants because they can raise capital on their balance sheet. New actors, who need to raise capital on projects, will not enter the market and solar PV investments will probably continue at today’s slow pace.

What will work

As Switzerland needs to accelerate its efforts to attract investments in solar PV, I suggest awarding solar PV auction winners with power purchase agreements (PPAs), instead of running competitive auctions for one-off investment grants. PPAs are contracts between an electricity generator and an electricity buyer that define the conditions at which electricity is sold, e.g. how much, for how long, and at what price. PPAs ensure stable revenues and shield solar PV investors from market risks for a given number of years. As a result, they strengthen investors’ confidence and reduce the risk premium on their capital.

Competitive auctions for PPAs have been implemented with great success in many countries which proves project developers’ interest in such support schemes. Portugal, for instance, achieved record-low solar PV auction results in July 2019 with remuneration levels as low as 1.48 EURct./kWh for a duration of 15 years. In Germany, various solar PV auctions in 2019 resulted in remuneration levels between 4.80 and 6.59 EURct./kWh for a duration of 20 years and capacity additions of almost 1.5 GW. Though similarly successful auction outcomes are unlikely in Switzerland in the upcoming years as professional project developers and renewable energy investors are lacking, solar irradiation levels are lower than in Portugal, labour costs are higher, and open-space installations are currently politically unpopular. But such auctions could open a door for new actors to enter the Swiss PV market.

In conclusion, I welcome the proposal to continue the support for large-scale solar PV, but I urge the Federal Council to reconsider how they plan to design the support. The Federal Council first needs to make up their mind about the type of installation and investors they would like to attract before choosing the support mechanism as the risk and revenue requirements differ amongst different investors. Specifically, they should reconsider their enthusiasm for one-off investment grants because these are unlikely to bring new actors into the Swiss solar PV market and thus jeopardize rapid solar PV deployment. In contrast, stable, long-term remuneration levels lower investment risks and the cost of capital of and thus stimulate investments in large-scale solar PV installations. Therefore, I suggest Swiss policymakers follow the examples of our neighbouring countries and introduce competitive auctions for PPAs in order to boost solar PV deployment and increase the chances to reach the Swiss climate and energy targets.

The author thanks Bjarne Steffen for his valuable input.

Cover photo from Upslash.

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Suggested citation: Hälg​, Léonore. “Switzerland’s strategy will not deliver the solar power it needs. Here’s why”, Energy Blog @ ETH Zurich, ETH Zurich, February 17, 2020, https://blogs.ethz.ch/energy/swiss-solar-power/

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Die Strategie des Bundesrats wird die benötige Solarenergie nicht liefern. Die Gründe warum.


Der Bundesrat plant wettbewerbliche Ausschreibungen für einmalige Investitionsbeiträge zur Unterstützung grosser Photovoltaikanlagen. So werden die Photovoltaikinvestitionen, die nötig sind, um die Schweizer Klima- und Energieziele zu erreichen, jedoch nicht anziehen. In diesem Blogbeitrag biete ich Verbesserungsvorschläge für den bundesrätlichen Plan.

Im Mai 2017 hat die Schweizer Stimmbevölkerung der Energiestrategie 2050 und somit einer fundamentalen Reform des schweizerischen Energiesystems zugestimmt. Der Ausbau der erneuerbaren Energien wie Photovoltaik (PV), Wind und Biomasse muss spürbar hochgefahren werden, um die Ziele, die für 2035 gesetzt wurden, zu erreichen und so den Schweizer Beitrag zum Pariser Klimaabkommen zu leisten (siehe Abbildung 1).

Grosse PV-Anlagen werden eine wichtige Rolle in der schweizerischen Energiewende spielen. Jedoch werden heute nur wenige neue PV-Anlagen mit Kapazitäten über 100 kWp gebaut: Im Jahr 2018 wurden zum Beispiel lediglich 412 solche Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 94.54 MWp gebaut, die knapp 95 GWh pro Jahr produzieren und so etwa 20’000 4-Personen-Haushalte versorgen können. Der dürftige Ausbau kann durch die langen Wartezeiten für Unterstützungsleistungen und die in vielen Regionen tiefen Stromliefertarife erklärt werden.


Abbildung 1. Entwicklung der jährlichen Stromproduktion aus erneuerbaren Energien (ohne Wasserkraft) zwischen 2000 und 2018 und Richtwerte für 2020 und 2035. Quelle: BFE 2019.


Was beinhaltet der bundesrätliche Plan?

Heute können Entwickler von grossen PV-Projekten einmalige Investitionsbeiträge direkt beantragen. Diese Unterstützung läuft jedoch Ende 2022 aus. Im September 2019 hat Bundesrätin Simonetta Sommaruga deshalb Pläne präsentiert, welche die Unterstützung über 2022 hinaus verlängern sollen und wettbewerbliche Ausschreibungen zur Verteilung von einmaligen Investitionsbeiträgen an einzelne grosse PV-Projekte vorschlagen. Die Schweiz wäre somit das einzige Land weltweit mit diesem Instrument. Der Bundesrat bezweckt so das Potenzial für grosse PV-Anlagen kostengünstig zu erschliessen, um die PV-Ziele für 2035 zu erreichen.

Auf den ersten Blick scheint dies ein guter Weg zu sein. Die Verlängerung der Unterstützung für grosse PV-Anlagen wird dringend benötigt, um das ungenutzte Potenzial anzuzapfen. Auch wurde bereits gezeigt, dass die Steuerzahler weniger belastet werden, wenn wettbewerbliche Ausschreibungen die Höhe der Unterstützungszahlungen bestimmen. Jedoch eignen sich die vorgeschlagenen wettbewerblichen Ausschreibungen für Investitionsbeiträge vor allem für die Akteure, die jetzt schon im Schweizer Solarmarkt aktiv sind: öffentliche Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU), grosse Detailhändler und lokale Gewerbe- und Industriebetriebe. Diese Akteure können PV-Investitionen billig über ihre Bilanz finanzieren und werden dies auch machen, wenn sie Investitionsbeiträge erhalten. Solche Beiträge senken ihre Investitionskosten und führen weder für den Bund noch für die Investoren zu grossen Transaktionskosten. Im Vergleich zu anderen Unterstützungsmassnahmen erfordern Investitionsbeiträge auch kein umfassendes Finanzmanagement und sind somit relativ simpel ausführbar.

Warum wird der Plan jedoch nicht funktionieren?

Um die benötigten Investitionen in grosse PV-Anlagen zu erreichen, müssen jedoch neue Akteure in den Schweizer Solarmarkt kommen, wie internationale und neue lokale Projektentwickler und professionelle Investoren (von welchen einige, wie zum Beispiel Edisun Power, in der Schweiz ansässig aber nur im Ausland aktiv sind). Solche Akteure werden weder von hohen Investitionskosten noch vom komplexen Finanzmanagement ihrer Anlagen abgeschreckt. Diese sind Teil ihres alltäglichen Geschäfts. Diese Akteure brauchen aber eine risikoarme Investitionsumgebung, da sie die Finanzierung einzelner Projekte von Banken und Finanzinvestoren erwerben müssen und deshalb abhängig der Finanzierungskosten sind.

Eine risikoreiche Investitionsumgebung verkleinert den Investitionsanteil, der über billige Bankdarlehen finanziert werden kann, und vergrössert die Renditeerwartungen anderer Investoren. Insbesondere für grosse PV-Anlagen trägt Unsicherheit über deren zukünftigen Kapitalfluss zu einer zusätzlichen Risikomarge bei den Kapitalkosten bei und verteuert so das Projekt. Einfacher gesagt: Wenn die Anfangsinvestition subventioniert wird aber die zukünftigen Einnahmen unsicher sind, werden die etablierten Akteure, die Zugang zu billigerer Finanzierung haben, bevorteilt. Im Fall der Schweiz heisst das, dass die gleichen EVU die PV-Anlagen bauen werden, da sie Kapital über ihre Bilanz beschaffen können. Neue Akteure, die spezifisch Kapital für Projekte aufnehmen müssen, werden nicht in den Markt kommen und die Investitionen in PV-Anlagen werden wahrscheinlich im heutigen langsamen Tempo weitergehen.

Was funktionieren kann

Da die Schweiz ihre Bestrebungen, Investitionen in PV-Anlagen anzulocken, vergrössern muss, schlage ich vor, wettbewerbliche Ausschreibungen für Stromabnahmeverträge (power purchase agreements [PPAs]) statt für einmalige Investitionsbeiträge durchzuführen. Stromabnahmeverträge beinhalten Vereinbarungen zwischen Stromproduzenten und Stromabnehmern, die die Bedingungen zu welchen der Strom verkauft wird, d.h. der Rückliefertarif und die Länge des Vertrags, definieren. Stromabnahmeverträge gewährleisten stabile Einnahmen und schirmen PV-Projekte für eine bestimme Anzahl Jahre vor Marktrisiken ab. Als Folge stärken sie das Vertrauen der Investoren und vermindern die Risikomargen, die diese für ihr Kapital verlangen.

Wettbewerbliche Ausschreibungen für Stromabnahmeverträge wurden schon in vielen Ländern mit Erfolg eingeführt, was das Interesse von Projektentwicklern in solche Unterstützungsmassnahmen beweist. In Portugal zum Beispiel wurden im Juli 2019 in PV-Ausschreibungen rekordtiefe Rückliefertarife von bis zu 1,48 EURct./kWh über 15 Jahre erreicht. In Deutschland wurden im 2019 in verschiedenen PV-Ausschreibungen Rückliefertarife zwischen 4,80 und 6,59 EURct./kWh über 20 Jahre für neue Anlagen mit einer Gesamtkapazität von fast 1,5 GW erzielt. Ähnlich erfolgreiche Ausschreibungsergebnisse sind in den nächsten Jahren für die Schweiz zwar nicht zu erwarten, da professionelle Projektentwickler und Investoren für erneuerbare Energien fehlen, die Sonneneinstrahlung tiefer ist als in Portugal, die Lohnkosten höher sind und Freiflächenanlagen zurzeit politisch nicht machbar sind. Aber sie könnten eine Türe für neue Akteure im Schweizer Solarmarkt öffnen.

Mein Fazit ist, dass ich den bundesrätlichen Vorschlag zur Verlängerung der Unterstützung für grosse PV-Anlagen begrüsse. Jedoch halte ich den Bundesrat dazu an, seine Pläne für die Art der Unterstützung zu überdenken. Die Regierung sollte zuerst entscheiden, welche Art von Anlagen und Akteuren sie in den Markt holen möchte, bevor sie den Unterstützungsmechanismus wählt, da sich die Risiko- und Gewinnanforderungen zwischen verschiedenen Investoren unterscheiden. Sie sollte insbesondere ihren Enthusiasmus für einmalige Investitionsbeiträge überdenken, da es unwahrscheinlich ist, dass diese neue Akteure in den Schweizer Solarmarkt bringen werden, und sie so den schnellen PV-Ausbau gefährden können. Im Gegenteil vermindern stabile und langfristige Rückliefertarife die Investitionsrisiken und so die Finanzierungskosten von grossen PV-Anlagen und stimulieren so Investitionen in solche Anlagen. Ich schlage deshalb vor, dass der Bundesrat und die Schweizer Politiker dem Beispiel unserer Nachbarsländer folgen und wettbewerbliche Ausschreibungen für Stromabnahmeverträge einführen, um den PV-Ausbau anzukurbeln und so die Chancen, die Schweizer Klima- und Energieziele zu erreichen, erhöhen.

Die Autorin dankt Bjarne Steffen für seinen wertvollen Beitrag zu diesem Blogeintrag.

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Empfohlene Zitierweise: Hälg, Léonore. “Die Strategie des Bundesrats wird die benötige Solarenergie nicht liefern. Die Gründe warum.”, Energy Blog @ ETH Zurich, ETH Zurich, February 17, 2020, https://blogs.ethz.ch/energy/swiss-solar-power/

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  • Martin Holzherr

    Large PV systems that take up a lot of space would probably be necessary to raise the share of solar power above a 15% share of total power. But this would first require land – and land reclamation is not an easy undertaking in the densely built-up central plateau of Switzerland.
    Advice: the federal government should exclude areas specifically for PV systems – at no cost to companies that want to use them for PV systems. Otherwise, PV projects that require a lot of land will fail because of the land price or objections.

  • Werner Bechtel

    Solar benötigt zusätzliche Speicherkapazität. 2 bis 3 TWh, das sind etwa 80 mal Pumpspeicher Linth-Limmern a 2.1 Milliarden. Die Berge dazu haben wir nicht, insbesonderes da Pumpspeicher immer 2 Stauseen brauchen. Batterien können Sommerenergie nicht in den Winter speichern und sind 10 mal teurer pro Kopf und Jahr als Pumpspeicher.
    Wer bezahlt den Netzausbau (18 Milliarden) und die Pumpspeicher? Der einfache Mann, der sich Solar nicht leisten kann.
    Andere Speicherarten sind teuer somit unbezahlbar. (Luftdruck, P2G)
    Mit dem Solar Ausbau werden 5 bis 8 Gaskraftwerke gebraucht, ehemals BFE, somit steigen die Emissionen.
    Wir benötigen dringend neue Kernkraftwerke. (IPCC, UN, EU)
    Die ausführlichen Begründungen im beiliegenden Link. https://kurzlink.de/Werni
    Das NFP70/71 hat auch keine Gesamt-Speicherstudie, ich war dabei an Präsentation Hönggerberg, auch auf Nachfrage von mehreren Gästen keine Antwort.

  • Léonore Hälg

    I agree that land will be required. Yet, the federal government is not the right institution to provide land. I suggest cantons and communes to define suitable locations for which the federal government can then run auctions.

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