Bericht und Antrag RR; 2. Lesung

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text: \n  \n \n\nRegierungsrat \n \n \n\nRegierungsgebäude \n9102 Herisau \nTel. 071 353 61 11 \nFax. 071 353 68 64 \nkantonskanzlei@ar.ch \nwww.ar.ch \n Regierungsrat, 9102 Herisau \n\n \n\n \n\nSeite 1/24 \n\nAn die Mitglieder \n\ndes Kantonsrates \n\nHerisau, 14. September 2021 \n\n5000.400 \nEnergiegesetz, Teilrevision (MuKEn 2014); 2. Lesung \n \n1. Bericht und Antrag des Regierungsrates vom 14. September 2021 \n \nSehr geehrter Herr Kantonsratspräsident \n\nSehr geehrte Damen Kantonsrätinnen \n\nSehr geehrte Herren Kantonsräte \n\n \n\nA. Ausgangslage \n \n\nDer Kantonsrat hat an seiner Sitzung vom 22. Februar 2021 den Entwurf für eine Teilrevision des Energiege-\n\nsetzes (kEnG; bGS 750.1) in 1. Lesung behandelt und der Vorlage in der Schlussabstimmung mit 52:1 Stim-\n\nmen bei zwei Enthaltungen zugestimmt. Die Vorlage unterstand bis zum 26. März 2021 der Volksdiskussion \n\n(vgl. Amtsblatt vom 26. Februar 2021). Innerhalb dieser Frist sind 39 Beiträge eingegangen. \n\n \n\nAm 13. Juni 2021 fand die eidgenössische Volksabstimmung über das Bundesgesetz vom 25. September \n\n2020 über die Verminderung der Treibhausgasemissionen (CO2-Gesetz) statt. Die Vorlage wurde auf nationa-\n\nler Ebene abgelehnt, in Appenzell Ausserrhoden mit 10'824 Ja gegen 14'669 Nein. \n\n \n\nDer Regierungsrat hat die in der 1. Lesung im Kantonsrat formulierten Aufträge, Anliegen und Fragen sowie \n\ndie Volksdiskussionsbeiträge aufgenommen und nimmt nachfolgend dazu Stellung. Zudem hat er die Vorlage \n\nnochmals eingehend beraten und stellt neue Anträge. \n\n  \n\n\n\n \n\nSeite 2/24 \n\n0 GWh\n\n20 GWh\n\n40 GWh\n\n60 GWh\n\n80 GWh\n\n100 GWh\n\n120 GWh\n\n2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035\n\nStromerzeugung aus neuen erneuerbaren Energien\n\nIST SOLL\n\nB. Aufträge, Anliegen und Fragen aus der 1. Lesung im Kantonsrat \n \n\n1. Art. 2 \n \n\na) Zielerreichung und finanzielle Folgen von Abs. 4 \n\n \n\nDie Kommission Finanzen, verschiedene Fraktionen und Mitglieder des Kantonsrates erwarteten vom Regie-\n\nrungsrat, dass er im Hinblick auf die 2. Lesung aufzeigt, wie das in Art. 2 Abs. 4 festgelegte Ziel, wonach bis \n\n2035 mindestens 40 % des im Kanton verbrauchten Stromes im Kanton selbst aus erneuerbaren Energien \n\nerzeugt werden soll, erreicht werden kann und mit welchen finanziellen Folgen dies für den Kanton verbunden \n\nist (Wortprotokoll, S. 250 ff. und 269 ff.). \n\n \n\nIm Jahr 2019 lag der Anteil der aus erneuerbaren Energien produzierten Elektrizität bei lediglich 33 GWh bzw. \n\nrund 10 % des aktuellen Stromverbrauchs. Bei gleichbleibender durchschnittlicher Zubaurate würden im Jahr \n\n2035 lediglich rund 54 GWh bzw. etwa 17 % des Stromverbrauchs durch im Kanton produzierte, erneuerbare \n\nEnergien abgedeckt. In der Grafik 1 (Entwicklung der Stromerzeugung aus neuen erneuerbaren Energien im \n\nKanton Appenzell Ausserrhoden) ist die zu erwartende Stromerzeugung aus alternativen Energien mit Berück-\n\nsichtigung der aktuellen Zubaurate (IST) sowie der notwendigen Steigerung (SOLL) bis 2035 dargestellt. Die \n\nGrafik verdeutlicht, dass ab dem Jahr 2022 (voraussichtliche Inkraftsetzung des revidierten Energiegesetzes) \n\nzur Zielerreichung eine Vervierfachung der jetzigen Zubaurate erforderlich ist. \n\n \n\nGrafik 1: Entwicklung der Stromerzeugung aus neuen erneuerbaren Energien im Kanton Appenzell Ausserrho-\n\nden (Datengrundlage: Erfolgskontrolle Energiekonzept, Amt für Umwelt) \n\n \n\nDas gesamte technisch nutzbare Strompotenzial aus erneuerbaren Energien entspricht in etwa dem heutigen \n\nStrombedarf. Die verfügbaren wie auch die bisher ausgenutzten Potenziale sind je nach Energieträger sehr \n\nunterschiedlich (Grafik 2: Ausschöpfung (2019) und Potenzial für „eigenen” Strom aus erneuerbaren Energien \n\n[Energiekonzept 2017-2025] im Kanton Appenzell Ausserrhoden). \n\n \n\n2\n1\n G\n\nW\nh\n\n \n\n8\n3\n G\n\nW\nh\n\n \n\n\n\n \n\nSeite 3/24 \n\n0\n\n100\n\n200\n\n300\n\n0 7 10 0\n16\n\n318\n\n2 10 22\n50\n\n193\n\nGWh/a\n\nAusschöpfung (im Jahr 2019) und Potenzial der erneuerbaren Energien \nim Kanton Appenzell Ausserrhoden\n\nGrafik 2: Ausschöpfung (2019) und Potenzial für „eigenen” Strom aus erneuerbaren Energien (Energiekonzept 2017-\n\n2025) im Kanton Appenzell Ausserrhoden \n\n \n\nTiefengeothermie: \n \nIm Kanton Appenzell Ausserrhoden beträgt das Potenzial für die Stromerzeugung aus Tiefengeothermie \n\n2 GWh pro Jahr, wobei die Ausschöpfung zum jetzigen Zeitpunkt bei 0 GWh pro Jahr liegt. Wie die Energie \n\naus Kernkraftwerken ist die Geothermie eine Bandenergie. Dies bedeutet, dass sie jederzeit nutzbar ist, da sie \n\nausschliesslich von den Eigenschaften des Untergrunds abhängt. Die Geothermie ist damit auch eine ideale \n\nErgänzung zu anderen erneuerbaren Energien wie der Windenergie und der Solarenergie, deren Ertrag von \n\nden klimatischen und saisonalen Bedingungen abhängt. Auch hinsichtlich Umweltauswirkungen schneidet die \n\nTiefengeothermie sehr gut ab. Nach der Wasserkraft liegt die Tiefengeothermie in Punkto Klimaauswirkungen \n\nund Metallverbrauch unter den erneuerbaren Energiequellen ganz vorn, insbesondere auch dann, wenn nicht \n\nnur die Betriebsphase, sondern auch der Bau der betreffenden Anlage mit in die Bilanzierung der Umweltfol-\n\ngen einbezogen wird. Ein weiterer Vorteil liegt darin, dass der Platzverbrauch sehr gering ist, da der grösste \n\nAnlagenteil unterirdisch ist. Demgegenüber steht, dass die Erfolgschancen für Projekte zur Stromerzeugung \n\naus Tiefengeothermie in der Schweiz heute im tiefen zweistelligen Prozentbereich liegen. Die Explorationskos-\n\nten (Bohr- und Testkosten) bewegen sich typischerweise im Bereich von mehreren zehn Millionen Franken. \n\nEine Senkung des Fündigkeitsrisikos ist mit besserer Kenntnis des Untergrunds und mit grösserer Erfahrung \n\nbei der Erschliessung der (natürlichen oder künstlichen) Reservoirs zu erreichen. Die Senkung der Explorati-\n\nonskosten kann in erster Linie durch eine Steigerung der Anzahl ausgeführter Bohrungen erreicht werden. Die \n\nSenkung des Fündigkeitsrisikos und der Explorationskosten bedingen eine gegenüber heute stark steigende \n\nAnzahl von ausgeführten Geothermieprojekten. \n\n \n\nEine Tiefengeothermieanlage hat einen relativ tiefen elektrischen Wirkungsgrad von 10 bis 15 %, wobei bei der \n\nStromerzeugung viel Abwärme anfällt. Die Wirtschaftlichkeit von Geothermieprojekten ist somit abhängig von \n\n\n\n \n\nSeite 4/24 \n\nder kombinierten Nutzung von Strom und Wärme bzw. von einer möglichst von der Wärmequelle nahen und \n\nsomit kostengünstigen Wärmeabgabemöglichkeit. Die anfallende Abwärme muss vollumfänglich genutzt und \n\nmöglichst an nahegelegene Nutzer abgegeben werden können. Dies ist auch der Grund, weshalb solche Pro-\n\njekte in erster Linie in Stadtzentren mit bereits gut ausgebauten Wärmenetzen forciert werden (Basel, \n\nSt. Gallen, Genf). Im Kanton Appenzell Ausserrhoden fehlen diese Ballungszentren, was den wirtschaftlichen \n\nBetrieb von Tiefengeothermie-Projekten sehr schwierig gestaltet. \n\n \n\nWasserkraft: \n \nIm Kanton Appenzell Ausserrhoden beträgt das Potenzial für die Stromerzeugung aus Wasserkraft 10 GWh \n\npro Jahr. Bereits heute werden jährlich 6 bis 7 GWh Strom aus Wasserkraft gewonnen. Die Schweiz bietet \n\ndank ihrer Topographie und beträchtlichen durchschnittlichen Niederschlagsmengen ideale Bedingungen für \n\ndie Wasserkraftnutzung. Die Wasserkraft hat einen hohen energetischen Erntefaktor. Als Erntefaktor bezeich-\n\nnet man das Verhältnis der gewonnenen Energie zur Energie, die für den Bau und Betrieb einer Anlage einge-\n\nsetzt worden ist. Zwar ist die Stromgenerierung aus Wasserkraft ebenfalls abhängig von Wetter und Klima, \n\naber dennoch wird vergleichsweise regelmässig Strom produziert bzw. Bandenergie geliefert – auch im Winter, \n\nwenn der Strombedarf besonders hoch ist. Der Nutzung des verbleibenden Potenzials stehen die gegenläufi-\n\ngen Interessen insbesondere des Gewässerschutzes und der Fischerei (Restwasserbestimmungen, Ersatz-\n\nmassnahmen bei Neubauten und teure Fischwanderhilfen) und des energiewirtschaftlichen Umfelds (tiefe \n\nStrompreise / Subventionen für Kleinwasserkraft) entgegen. Neben der aufwändigen Planung erfordern Neuan-\n\nlagen zusätzlich ein hohes Investitionsvolumen. Aufgrund der Restwasserbestimmungen und der im Jahresver-\n\nlauf stark schwankenden Wassermengen der voralpinen Ausserrhoder Gewässer resultieren jährlich relativ \n\ngeringe, stark schwankende Energieerträge. \n\n \nBiomasse: \n \nDas Potenzial für die Stromerzeugung aus Biomasse (inkl. Holz) liegt im Kanton Appenzell Ausserrhoden bei \n\n22 GWh pro Jahr. Heute werden 10 GWh Strom pro Jahr aus Biomasse gewonnen. Die Stromgewinnung aus \n\nBiomasse kann einerseits durch Biogas, andererseits durch Energieholz erfolgen. Durch Vergärungsprozesse \n\nvon Rüstabfällen, Grüngut, Hofdünger und Klärschlamm lässt sich Biogas gewinnen, das in Blockheizkraftwer-\n\nken Strom und Wärme produziert. Energieholz aus Waldholz, Restholz oder Altholz kann durch Verbrennung \n\nDampf erzeugen, der wiederum Turbinen zur Stromerzeugung antreibt und gleichzeitig Wärme produziert. \n\nEnergie aus Biomasse ist in der Schweiz rundum nachhaltig, denn Biomasse kommt zuerst als Nahrungs- bzw. \n\nFuttermittel oder als Baustoff zum Einsatz, erst danach wird Energie aus ihr gewonnen. Die Energieproduktion \n\naus Biomasse führt dazu, dass organische Abfälle und lokale Rohstoffe sowie Holz sinnvoll weitergenutzt wer-\n\nden. Als einheimische Ressource und CO2-arme Energiequelle leistet Biomasse nicht nur einen Beitrag zur \n\nVersorgungssicherheit, sondern auch zur regionalen Wertschöpfung. Die inländischen Potenziale der Biomas-\n\nse zur energetischen Nutzung sind allerdings beschränkt und die Energiedichte ist vergleichsweise tief. Bio-\n\nmasseanlagen sind kapitalintensiv und zudem stark abhängig von Substrat- bzw. Brennstoffkosten. Potenziell \n\nnegative Umweltauswirkungen (z.B. Emissionen) sind eine weitere Schwäche der Biomasseenergie. Die ener-\n\ngetische Nutzung von Biomasse kann zu Verdrängungseffekten zu Lasten der Nahrungsmittelproduktion oder \n\nder biologischen Vielfalt führen. Bei der energetischen Nutzung von Hofdüngern ist zudem die geringe Ener-\n\ngiedichte eine Herausforderung. Für einen wirtschaftlichen Betrieb benötigen die Anlagen meist energiereiche \n\nCO2-Substrate (z.B. Fette, Proteine, Kohlenhydrate), deren Verfügbarkeit nicht immer in ausreichender Menge \n\n\n\n \n\nSeite 5/24 \n\nund in kurzer Distanz gewährleistet sind. Mit zunehmender Anzahl von Anlagen treten zudem Fragen der Ak-\n\nzeptanz (Geruchsemissionen) in den Vordergrund. \n\n \n\nWind: \n \nIm Kanton Appenzell Ausserrhoden beträgt das Potenzial für die Stromerzeugung aus Windkraft 50 GWh pro \n\nJahr, wobei die Ausschöpfung zum jetzigen Zeitpunkt bei 0.035 GWh pro Jahr liegt. Die Windenergie weist  \n\nneben der Sonnenenergie das zweitgrösste Potenzial auf. Solar- und Wasserkraftwerke produzieren im Som-\n\nmer mehr Strom als im Winter. Im Winter beschränken die kürzeren Tage die Sonnenstunden für Solaranlagen \n\nund Niederschläge fallen häufig in Form von Schnee, so dass nicht gleich viel Wasser für die Wasserkraftwer-\n\nke zur Verfügung steht. Das bedeutet, dass die Schweiz in den Wintermonaten, in denen der Stromverbrauch \n\nfür die Beleuchtung und das Heizen am höchsten ist, am meisten von Stromimporten abhängig ist. Windener-\n\ngie kann diese Lücke schliessen und die Abhängigkeit aufheben. Für Windenergieanlagen sind die Wintermo-\n\nnate die profitabelsten. Etwa zwei Drittel der Jahresproduktion fallen bei Windenergieanlagen in das Winter-\n\nhalbjahr. Zusätzlich zeichnet sich die Windenergienutzung durch eine grosse lokale Wertschöpfung aus. Rund \n\nein Viertel des mit der Installation einer Windenergieanlage verbundenen Auftragsvolumens entfällt auf Unter-\n\nnehmen der Region. Betriebsführung, Unterhalt, Steuern und allenfalls eine touristische Nutzung tragen auch \n\nwährend des Betriebs zur regionalen Wertschöpfung bei – oftmals auch in strukturschwachen Gebieten. \n\n \n\nDie Windenergie entwickelt sich in der Schweiz im Vergleich mit den Nachbarländern (insbesondere Deutsch-\n\nland) mit ca. zwanzig Jahren Verzögerung, weshalb in der Schweiz Windenergieanlagen noch weitgehend \n\nunbekannt sind. Grundsätzliche Fragen zum Nutzen und zu den Auswirkungen von Windenergieanlagen wer-\n\nden heute noch bei jedem Projekt erneut diskutiert. Zudem ist die Schweiz dicht besiedelt und es leben poten-\n\nziell mehr Personen im Sichtbereich von Windenergieanlagen als in grossflächigeren Ländern. Die gut ausge-\n\nbauten Mitspracherechte der betroffenen Bevölkerungsgruppen und der einspracheberechtigten Organisatio-\n\nnen können Projekte auf Jahre hinaus verzögern oder gar verhindern. Die wichtigsten Diskussionspunkte in \n\nZusammenhang mit dem Bau von Windenergieanlagen sind der Landschaftsschutz und der Schutz von Vögeln \n\nund Fledermäusen. \n\n \n\nKleinwindkraftanlagen weisen sehr hohe Stromgestehungskosten auf und können deshalb in nur seltenen \n\nFällen wirtschaftlich betrieben werden. Das Bundesamt für Energie (BFE) sieht insbesondere dort Chancen für \n\nKleinwindkraftwerke, wo Gebäude oder Anlagen von der Stromversorgung abgeschnitten sind (Inselanlagen \n\nvon abgelegenen Häusern, Mobilfunkstationen usw.). Deshalb sollen laut dem Bund – soweit möglich – grosse \n\nAnlagen bevorzugt werden. Diese sollen ausserdem an geeigneten Standorten konzentriert werden, um mög-\n\nlichst viel Strom mit möglichst wenig Turbinen zu gewinnen. Bei Grosswindkraftanlagen dauert der Planungs-\n\nprozess sehr lange (im Mittel ca. zehn Jahre), woraus grosse Kosten und auch Risiken resultieren. \n\n \n\nAn seiner Sitzung vom 2. November 2020 hat der Kantonsrat das Postulat von Kantonsrat Rüegg, Heiden, zur \n\nWindenergieplanung im Kanton Appenzell Ausserrhoden für erheblich erklärt. In diesem Rahmen verpflichtete \n\nsich der Regierungsrat, die grundlegende Haltung zu grossen Windkraftanlagen zu überprüfen. Das Amt für \n\nRaum und Wald wurde mit der Erarbeitung von Entscheidungsgrundlagen beauftragt. Aktuell findet im Kanton \n\nAppenzell Ausserrhoden die Prüfung von Potenzialstandorten für grosse Windkraftanlagen statt. Parallel dazu \n\nläuft die koordinierte Abstimmung zwischen den Kantonen Appenzell Ausserrhoden, St.Gallen und Appenzell \n\nInnerrhoden in Bezug auf die Potenzialstandorte. Der Regierungsrat plant, bis Ende des Jahres 2021 über die \n\nErgebnisse dieser beiden Prozesse zu orientieren. Im Jahr 2022 wird der Regierungsrat aufgrund der erarbei-\n\n\n\n \n\nSeite 6/24 \n\nteten Entscheidungsgrundlagen seine Haltung zu grossen Windenergieanlagen definieren und eine Abwägung \n\nzwischen dem vorhandenen Energiepotenzial und dem Landschaftsschutz vornehmen. \n\n \n\nSonne: \n \nDas Potenzial für die Stromerzeugung aus Sonnenenergie liegt im Kanton Appenzell Ausserrhoden bei \n\n193 GWh pro Jahr. Heute werden 16 GWh Strom pro Jahr aus Sonnenenergie gewonnen. Es besteht noch ein \n\ngrosses Ausbaupotenzial. Im Gegensatz zu anderen neuen erneuerbaren Energien weist Photovoltaik ein \n\ngeringes Konfliktpotenzial auf. Die Natur wird nicht beeinträchtigt und auch Lärmemissionen sind kein Thema. \n\nPhotovoltaik weist günstige Stromgestehungskosten auf. Das Potenzial auf den bestehenden Gebäudedächern \n\nwürde ausreichen, um mehr als 60 % des ganzen Strombedarfs des Kantons Appenzell Ausserrhoden zu de-\n\ncken. Die Gebäudefassaden sind dabei nicht berücksichtigt. Die Fassadenflächen sind je länger je mehr von \n\nbesonderem Interesse, da aufgrund der senkrechten Ausrichtung vergleichsweise hohe Wintererträge zu er-\n\nwarten sind. Konfliktpotenzial bei der Installation von Photovoltaikanlagen (PVA) birgt insbesondere die Anfor-\n\nderungen an die Gestaltung der Anlagen und der Schutz des Orts- und Landschaftsbildes. Die Sonnenenergie \n\nunterliegt zudem tages- und jahreszeitlichen, wetterbedingten und regionalen Schwankungen. Energiespeicher \n\ngewinnen deshalb zunehmend an Bedeutung. \n\n \n\nAuch den Energieperspektiven 2050+ ist zu entnehmen (Grafik 3: Energieperspektiven 2050+: Stromerzeu-\n\ngung aus neuen erneuerbaren Energien), dass der Sonnenenergie das mit Abstand grösste technisch nutzbare \n\nPotenzial für den Ausbau der erneuerbaren Energien im Bereich Elektrizität zukommt. \n\n \n\nGrafik 3: Energieperspektiven 2050+: Stromerzeugung aus neuen erneuerbaren Energien \n\n© Prognos AG / TEP Energy GmbH / INFRAS AG; 2020 \n\n \n\nDer Regierungsrat sieht aufgrund des hohen vorhandenen Ausbaupotenzials, des geringen Konfliktpotenzials \n\nin Bezug auf die entgegenstehenden Interessen und der ausreichend vorhandenen Flächen auf den Gebäude-\n\n0 TWh\n\n5 TWh\n\n10 TWh\n\n15 TWh\n\n20 TWh\n\n25 TWh\n\n30 TWh\n\n35 TWh\n\n40 TWh\n\n45 TWh\n\n20\n20\n\n20\n21\n\n20\n22\n\n20\n23\n\n20\n24\n\n20\n25\n\n20\n26\n\n20\n27\n\n20\n28\n\n20\n29\n\n20\n30\n\n20\n31\n\n20\n32\n\n20\n33\n\n20\n34\n\n20\n35\n\n20\n36\n\n20\n37\n\n20\n38\n\n20\n39\n\n20\n40\n\n20\n41\n\n20\n42\n\n20\n43\n\n20\n44\n\n20\n45\n\n20\n46\n\n20\n47\n\n20\n48\n\n20\n49\n\n20\n50\n\nEnergieperspektiven 2050+\nStromerzeugung aus neuen erneuerbaren Energien \n\nGeothermie KVA (EE-Anteil) ARA Biogas Biomasse (Holz) Windenergie Photovoltaik\n\n\n\n \n\nSeite 7/24 \n\ndächern die besten Chancen in der Förderung der Sonnenenergie, damit das Ziel gemäss Art. 2 Abs. 4, bis im \n\nJahr 2035 mindestens 40 % des im Kanton verbrauchten Stromes im Kanton selbst aus erneuerbaren Ener-\n\ngien zu erzeugen, erreicht werden kann. Dies bedeutet nicht, dass den anderen erneuerbaren Energiequellen \n\nweniger Beachtung geschenkt wird. Aus den oben genannten Gründen sollen sich die verschiedenen Energie-\n\nquellen optimal ergänzen. Aufgrund der vielen unsicheren Faktoren und der relativ kurzen Frist zur Erreichung \n\ndes Ziels (bis 2035) wird im Folgenden der Fokus auf den Ausbau der Photovoltaik gesetzt. Ein zusätzlicher \n\nAusbau der anderen erneuerbaren Energiequellen würde die Zielerreichung vereinfachen. Die dazu erforderli-\n\nchen finanziellen Mittel dürften in etwa denjenigen der Solarausbaukosten – in den folgenden Ausführungen \n\ndargestellt – entsprechen. \n\n \n\nIm Moment werden im Kanton Appenzell Ausserrhoden jährlich rund 100 PVA mit einer durchschnittlichen \n\nAnlagenleistung von 17 kW realisiert. Bei gleichbleibenden Anlagengrössen müsste die Anzahl der jährlich \n\nrealisierten PVA von 100 auf 400 vervierfacht werden, damit bis 2035 mindestens 40 % des im Kanton ver-\n\nbrauchten Stromes im Kanton selbst aus erneuerbaren Energien erzeugt werden könnte. \n\n \n\nDer Bau von PVA wird in der ganzen Schweiz durch die Einmalvergütung (EIV) finanziell unterstützt. Diese \n\neinmalige Vergütung deckt höchstens 30 % der Investitionen von Referenzanlagen ab. Bei einer Anlage mit \n\n17 kW Leistung betragen diese nationalen Förderbeiträge aktuell zwischen Fr. 7‛160.00 und Fr. 7‛910.00. Die \n\ngenaue Beitragshöhe ist davon abhängig, ob es sich um eine Indach- oder eine Aufdachanlage handelt. Um \n\ndie geforderten Ziele erreichen zu können, müsste der Kanton einen zusätzlichen finanziellen Anreiz bieten, \n\nindem er beispielsweise die Beiträge vom Bund durch Kantonsmittel verdoppelt. Bei tieferen Zusatzbeiträgen \n\nkönnte die Zubaurate nicht im geforderten Ausmass erhöht werden, wie es Erfahrungen aus kommunalen PV-\n\nFörderprogrammen zeigen. Aus zu tiefen Zusatzbeiträgen resultiert kaum ein merklicher Anstieg der neu instal-\n\nlierten PVA. Diese zusätzliche kantonale Fördermassnahme würde zudem Aufwände für die Fördergesuchs-\n\nprüfung generieren. In Anlehnung an das nationale Förderprogramm dürften die Kosten für die Gesuchsprü-\n\nfung jedoch verhältnismässig klein bleiben. Es wird von rund Fr. 100.00 pro geprüftes Fördergesuch bzw. \n\nFr. 40‛000.00 pro Jahr ausgegangen. Bei 400 PVA pro Jahr wären somit jährlich insgesamt zwischen 2.9 Mio. \n\nFranken (400 Gesuche x Fr. 7‛160.00 pro Gesuch + 400 Gesuche x Fr. 100.00 pro Gesuchsprüfung) und 3.2 \n\nMio. Franken (400 Gesuche x Fr. 7‛910.00 pro Gesuch + 400 Gesuche x Fr. 100.00 pro Gesuchsprüfung) er-\n\nforderlich. Bis 2035 bzw. innert 13 Jahren würde daraus ein Betrag zwischen 38 Mio. Franken (13 Jahre x \n\n2.9 Mio. Franken pro Jahr) und 42 Mio. Franken (13 Jahre x 3.2 Mio. Franken pro Jahr) resultieren. Die produ-\n\nzierte Kilowattstunde Elektrizität würde den Kanton Appenzell Ausserrhoden mit Berücksichtigung der oben \n\ngenannten Förderbeiträge und einer Anlagenlebensdauer von 25 Jahren zwischen 1.84 bis 2.03 Rappen kos-\n\nten. \n\n \n\nb) Formulierung „im Kanton selbst” in Abs. 5 \n\n \n\nDer Kantonsrat wies den Antrag der Kommission Bau und Volkswirtschaft zu Art. 2 Abs. 5 zurück und beauf-\n\ntragte den Regierungsrat, die Bestimmung auf die 2. Lesung zu überarbeiten. Konkret ging es um die Formu-\n\nlierung „im Kanton selbst“, welche sprachlich nicht korrekt sei und so verstanden werden könne, dass der Kan-\n\nton selbst die Produktion von erneuerbaren Energien ausbaue (Wortprotokoll, S. 274 f.). \n \n\nVorab muss festgestellt werden, dass der vom Kantonsrat zur Überarbeitung zurückgewiesene Art. 2 Abs. 5 zu \n\nunbestimmt formuliert ist. Der Bestimmung fehlt es an normativem Gehalt, da sie nichts Konkretes über die \n\nGrundsätze und Ziele aussagt. Vor dem Hintergrund dieser Feststellung und der zu dieser Bestimmung in der \n\n\n\n \n\nSeite 8/24 \n\n1. Lesung im Kantonsrat geführten Diskussionen hat sich der Regierungsrat umfassend mit den allgemeinen \n\nBestimmungen in Art. 1 bis Art. 3 auseinandergesetzt. \n\n \n\nSowohl die Kommission Bau und Volkswirtschaft als auch der Kantonsrat und die Initiative „ErneuerbAR” for-\n\ndern eine fortschrittliche Energiepolitik mit auf Gesetzesstufe verankerten messbaren Zielen. Dieses Anliegen \n\nhat der Regierungsrat aufgenommen und die Einleitungsartikel vollständig überarbeitet. Mit den überarbeiteten \n\nBestimmungen soll aufgezeigt werden, dass das Energiegesetz inskünftig nicht mehr nur die energetischen \n\nBauvorschriften zum Gegenstand hat. Neu sollen auch die angestrebte Förderung des Ausbaus der Erzeugung \n\nvon erneuerbaren Energien und der Beitrag des Kantons zur Sicherheit der Energieversorgung, zu den Ener-\n\ngie- und Klimazielen des Bundes sowie zur Erreichung der Klimaneutralität konkret in den allgemeinen Best-\n\nimmungen „Zweck und Gegenstand” (Art. 1), „Grundsätze und Ziele” (Art. 2) und „Energiepolitik” (Art. 3 Abs. 1) \n\nberücksichtigt werden. Der Regierungsrat beantragt daher eine umfassende Neuformulierung dieser Einlei-\n\ntungsartikel. \n\n \n\n2. Art. 3 \n \n\nDer Kantonsrat stimmte in der 1. Lesung dem Antrag der Kommission Bau und Volkswirtschaft zu, Art. 3 Abs. 4 \n\nwie folgt zu ändern: „Der Regierungsrat überwacht die Zielsetzung. Er berichtet dem Kantonsrat alle vier Jahre \n\nund macht Vorschläge zur Weiterentwicklung der Massnahmen und des Energiekonzepts.” Diese Formulierung \n\ngewährt dem Regierungsrat lediglich ein Vorschlagsrecht für die inhaltliche Gestaltung der Planung. Die Pla-\n\nnungshoheit wird damit sinngemäss auf den Kantonsrat verschoben, was der verfassungsrechtlichen Zustän-\n\ndigkeitsordnung widerspricht. Der Regierungsrat beantragt dem Kantonsrat auf die 2. Lesung die folgende \n\nFormulierung: „Der Regierungsrat überwacht die Zielerreichung und sorgt für die Weiterentwicklung des Ener-\n\ngiekonzepts. Er erstattet dem Kantonsrat alle vier Jahre Bericht.” \n\n \n3. Art. 3b \n \n\nKantonsrat Gut, Walzenhausen, bat den Regierungsrat in der 1. Lesung, sich auf die 2. Lesung nochmals zu \n\nüberlegen, ob es nicht Sinn machen würde, diesen Artikel beizubehalten (Wortprotokoll, S. 284). Der Inhalt \n\ndieser speziellen Auskunftspflicht für die Energieversorgungsunternehmen wurde in die allgemeine Bestim-\n\nmung in Art. 19 Abs. 2 überführt. Da der ehemalige Art. 3b nicht über den neuen Inhalt von Art. 19 Abs. 2 hin-\n\nausgeht, bleibt der Regierungsrat der Ansicht, dass dieser Artikel aufzuheben ist, und verzichtet auf einen \n\nneuen Antrag. \n\n \n\n4. Art. 10a \n \n\na) Beteiligung an einer gemeinschaftlichen Stromerzeugungsanlage \n\n \n\nDer Kantonsrat wies die Anträge des Regierungsrates und der Kommission Bau und Volkswirtschaft zu \n\nArt. 10a zurück und beauftragte den Regierungsrat, „einen neuen Abs. 3 mit folgendem Inhalt zu formulieren: \n\nAls Alternative zur Eigenstromerzeugung ist eine Beteiligung an einer gemeinschaftlichen Stromproduktionsan-\n\nlage auf Basis erneuerbarer Energien auf dem Gemeinde- oder Kantonsgebiet zuzulassen. Die Anforderungen \n\nfür die gemeinschaftlichen Anlagen sollen mindestens 50 % höher liegen.“ (Wortprotokoll, S. 285 ff.). \n\n \n\n\n\n \n\nSeite 9/24 \n\nDer Regierungsrat hat die Bestimmungen zu Art. 10a nach den Vorgaben des Kantonsrates aus der 1. Lesung \n\nformuliert und stellt entsprechend Antrag. Die Alternative einer Beteiligung an einer Gemeinschaftsanlage ist \n\nnun in Abs. 2 geregelt. In diesem Zusammenhang wurden Abs. 1 und Abs. 3 gesetzestechnisch und sprachlich \n\nbereinigt. Inhaltlich bleiben sie unverändert. Die Details sollen nach den folgenden Überlegungen in der Ener-\n\ngieverordnung geregelt werden. \n\n \n\nDer Teil E des Basismoduls der Mustervorschriften der Kantone im Energiebereich 2014 (MuKEn 2014) ver-\n\nlangt, dass jeder Neubau einen Teil seines Strombedarfs durch eine Stromerzeugungsanlage in, auf oder an \n\nder Baute decken muss. Dies geschieht in der Regel mit einer PVA. Die geforderte Anlagengrösse richtet sich \n\nnach der Energiebezugsfläche (EBF) des Gebäudes und beträgt 10 Watt pro Quadratmeter (W/m2). Bei einem \n\nEinfamilienhaus mit durchschnittlicher Grösse (200 m2 EBF) beträgt die Eigenstromerzeugungsleistung dem-\n\nnach mindestens 2 Kilowatt (200 m2 x 10 W/m2). Die Erfahrungen aus der Praxis zeigen, dass im Normalfall bei \n\nBauten dieser Grösse (Einfamilienhäuser) nicht nur 2 Kilowatt, sondern mindestens 5 bis 6 Kilowatt installiert \n\nwerden, was mit den stark sinkenden Kosten pro zusätzlichem Kilowatt Installationsleistung bei steigender \n\nAnlagengrösse zusammenhängt. Zum Vergleich: Bei einer 2 Kilowatt-PVA sind die Gesamtkosten pro Kilowatt \n\nInstallationsleistung etwa doppelt so gross wie bei einer 6 Kilowatt-PVA. \n\n \n\nAus den vorgängig genannten Gründen müsste somit die geforderte Stromerzeugungsleistung bei einer Betei-\n\nligung an einer gemeinschaftlichen Stromerzeugungsanlage verdreifacht werden, damit dieselbe Wirkung wie \n\nbei einer Anlage in, auf oder an der Baute resultieren würde (30 W/m2 EBF anstelle von 10 W/m2 EBF). Die \n\nentsprechenden Anforderungen sollen in der Verordnung zum Energiegesetz (Energieverordnung; kEnV; bGS \n\n750.11) geregelt werden (vgl. Art. 19abis des Entwurfs des Departements Bau und Volkswirtschaft mit den vor-\n\ngesehenen Änderungen der Energieverordnung). \n\n \n\nDie MuKEn 2014 verlangen bei der Eigenstromerzeugung keine grössere Anlage als 30 kW. Damit wird be-\n\nrücksichtigt, dass bei hohen und kompakten Bauten vergleichsweise weniger Dachfläche zur Verfügung steht. \n\nZudem ist bei Anlagen ab 30 kW eine aufwändige Lastgangmessung vorgeschrieben und es sind sehr oft teure \n\nNetzverstärkungsmassnahmen notwendig. Diese Begrenzung macht nur bei Eigenstromerzeugungsanlagen in, \n\nauf oder an der Bauten Sinn. Bei einer gemeinschaftlichen Stromerzeugungsanlage würde sie verhindern, \n\ndass trotz zahlreicher Beteiligungen nie mehr als 30 kW verlangt werden könnte. Deshalb muss die Obergren-\n\nze von 30 kW bei der Beteiligung an einer gemeinschaftlichen Stromerzeugungsanlage aufgehoben werden \n\n(vgl. Art. 19abis des Verordnungsentwurfs). \n\n \n\nErweiterungen von bestehenden Gebäuden, bei welchen die neu geschaffene Energiebezugsfläche weniger \n\nals 50 m2 oder maximal 20 % der Energiebezugsfläche des bestehenden Gebäudeteiles und nicht mehr als \n\n1‛000 m2 beträgt (Bagatell-Erweiterungen), sind, analog zu Art. 10, von der Pflicht zur Eigenstromerzeugung \n\nbefreit. Für den Fall, dass eine eigene PVA aufgrund der Verschattung durch Nachbargebäude/-bäume oder \n\nder Topografie nicht möglich oder unverhältnismässig ist, sehen die MuKEn 2014 eine Ersatzabgabe vor. Da-\n\nrauf wird im Kanton Appenzell Ausserrhoden verzichtet, da es durch die Möglichkeit einer Beteiligung an einer \n\ngemeinschaftlichen Stromerzeugungsanlage in jedem Fall eine Alternative gibt. \n\n \n\nDer Regierungsrat ist der Ansicht, dass die Energie möglichst dort produziert werden soll, wo sie auch ver-\n\nbraucht wird – beim Gebäude selbst. Dadurch wird das öffentliche Stromnetz entlastet und zusätzliche Netz-\n\nausbaukosten können minimiert werden. Daraus resultiert auch die Motivation, den Eigenverbrauchsanteil zu \n\nerhöhen, was sich wiederum positiv auf die Netzbelastung auswirkt. Bei einer Verdreifachung der geforderten \n\n\n\n \n\nSeite 10/24 \n\nStromerzeugungsleistung bei der Beteiligung an einer gemeinschaftlichen Stromerzeugungsanlage entspricht \n\ndie Wirkung in etwa derjenigen des Teils E des Basismoduls der MuKEn 2014, was aus Sicht des Regierungs-\n\nrates unbedingt der Fall sein muss. \n\n \n\nb) Formulierung „Gemeinde- und Kantonsgebiet” \n\n \n\nKantonsrätin Alder, Herisau, bat den Regierungsrat und die Kommission Bau und Volkswirtschaft, sich auf die \n\n2. Lesung nochmals mit der Formulierung und Regelung zum Ausdruck „Gemeinde- und Kantonsgebiet“ in \n\nArt. 10a Abs. 2 und Art. 2 Abs. 5 auseinanderzusetzen (Wortprotokoll, S. 307). \n\n \n\nDer Regierungsrat ist der Ansicht, dass die Ziele aus Art. 2 nur dann erreicht werden können, wenn solche \n\nGemeinschaftsanlagen im Kanton Appenzell Ausserrhoden errichtet werden. Die Ziele verpflichten den Kanton \n\nAppenzell Ausserrhoden, weshalb der aus erneuerbaren Energien erzeugte Strom auch aus dem Kanton Ap-\n\npenzell Ausserrhoden stammen muss, damit diese Ziele erreicht werden können. Bei der Beteiligung an einer \n\nGemeinschaftsanlage gemäss Art. 10a Abs. 2 ist es deshalb das vordergründige Ziel, dass der Strom auf dem \n\nKantonsgebiet erzeugt wird. Da es sich bei der Beteiligung an einer Gemeinschaftsanlage lediglich um den \n\nEinkauf in eine solche und nicht um den direkten physischen Anschluss handelt, ist ein möglichst naher Stand-\n\nort der Gemeinschaftsanlage nicht erforderlich. Die damit einhergehende Wertschöpfung soll zudem im Kanton \n\nbleiben. Daher verzichtet der Regierungsrat auf eine Streichung dieser Formulierung. \n\n \n\n5. Art. 10b \n \n\na) Modelle für die Umsetzung von Abs. 1 \n\n \n\nDie Kommission Finanzen, verschiedene Fraktionen und Mitglieder des Kantonsrates erwarteten vom Regie-\n\nrungsrat, dass er im Hinblick auf die 2. Lesung aufzeigt, welche Modelle für die Umsetzung von Art. 10b Abs. 1 \n\ndenkbar sind, mit welcher Wirkung diese Modelle hinsichtlich der eingesparten fossilen Brennstoffe bzw. der \n\neingesparten CO2-Emissionen im Gebäudebereich verbunden sind und mit welchen finanziellen Folgen für den \n\nKanton zu rechnen ist (Wortprotokoll, S. 250 ff. und 287 ff.). \n\n \n\nDer Gebäudepark des Kantons Appenzell Ausserrhoden gehört nicht nur zu den ältesten der Schweiz, es wer-\n\nden auch rund zwei Drittel aller bestehenden Bauten mit fossilen Brennstoffen beheizt. Ein Umstieg auf erneu-\n\nerbare Energien ist deshalb vor allem beim Gebäudebestand umso wichtiger. Im Teil F des Basismoduls der \n\nMuKEn 2014 wird dementsprechend beim Ersatz von Wärmeerzeugern in bestehenden Wohnbauten ein \n\nHöchstanteil von 90 % an nicht erneuerbaren Energien festgelegt. Mit anderen Worten soll zukünftig ein Teil \n\nder Wärme aus erneuerbaren Energien gewonnen werden. Nach Art. 10b Abs. 1 in der Fassung gemäss \n\n1. Lesung im Kantonsrat soll beim Ersatz des Wärmeerzeugers in bestehenden Bauten mit Wohnnutzung voll-\n\nständig auf erneuerbare Energien umgestellt werden, soweit es technisch möglich ist und zu keinen Mehrkos-\n\nten führt. Wenn aufgezeigt werden kann, dass ein mit ausschliesslich erneuerbaren Energien betriebenes \n\nHeizsystem entweder technisch nicht möglich ist oder zu Mehrkosten führt, gilt der Teil F des Basismoduls der \n\nMuKEn 2014. Gemäss diesem muss zukünftig beim Ersatz von Öl- oder Gasheizungen in schlecht gedämmten \n\nWohnbauten in jedem Fall mindestens 10 % des Wärmebedarfs entweder mit erneuerbaren Energien gedeckt \n\noder eingespart werden. Die Berechnungsweise, die Standardlösungen und die Ausnahmen werden auf der \n\nGrundlage von Art. 10b Abs. 3 in der Energieverordnung geregelt (vgl. Art. 14abis ff. des Verordnungsentwurfs). \n\n\n\n \n\nSeite 11/24 \n\nDie Bestimmung greift nur, wenn der komplette Wärmeerzeuger ersetzt wird. Dagegen ist zum Beispiel ein \n\nBrennerersatz nach wie vor ohne weitere energetische Auflagen möglich. \n\n \n\nFür die Umsetzung von Art. 10b Abs. 1 in der Fassung gemäss 1. Lesung im Kantonsrat sind zwei Modelle \n\ndenkbar. Dabei werden für die Berechnung der Mehrkosten entweder nur die Investitionen (Modell 1) oder \n\ndie gesamten Lebenszykluskosten (Modell 2) berücksichtigt. \n\n \n\nModell 1: Investitionen (sogenanntes Basler-Modell): \n\n \n\nBeim Modell 1 werden zur Bestimmung der Mehrkosten ausschliesslich die Investitionen – abzüglich allfälliger \n\nFördergelder – berücksichtigt. Der Vergleich wird jeweils zwischen dem kostengünstigsten und technisch \n\nmachbaren mit erneuerbaren Energien betriebenen und den mit fossilen Brennstoffen betriebenen Wärmeer-\n\nzeugern geführt. Für den Nachweis sind mindestens zwei Offerten von einer Heizungsfirma erforderlich. Eine \n\nOfferte für ein mit fossilen Energien betriebenes Heizsystem (Öl- oder Gasheizung) und eine Offerte für ein \n\ntechnisch mögliches, mit erneuerbaren Energien betriebenes Heizsystem (Fernwärmeanschluss, Wärmepum-\n\npenheizung). Wenn der Gesuchsteller nachweisen kann, dass die Gesamtinvestitionen für die Öl- oder Gas-\n\nheizung günstiger sind als diejenigen für einen Fernwärmeanschluss (falls verfügbar), eine Luft/Wasser-\n\nWärmepumpe und eine Erdsonden-Wärmepumpe (falls zulässig) – wobei die Fördergelder berücksichtigt wer-\n\nden müssen –, darf wieder eine Öl- oder Gasheizung installiert werden. Dies, sofern der Anteil an nichterneu-\n\nerbaren Energien 90 % des massgebenden Bedarfs nicht überschreitet (Art. 10b Abs. 2). Bei diesem Modell \n\nbesteht die Gefahr, dass die Offerte nicht den Tatsachen entspricht („Freundschaftsofferte“). Die Offerte ist \n\nkaum überprüfbar, da der Vollzugsstelle die Gegebenheiten vor Ort unbekannt sind und sich die Offertsumme \n\naus verschiedensten Einzelpositionen zusammensetzt, welche objektspezifisch stark variieren. \n\n \n\nMit den aktuellen Fördersätzen im Kanton Appenzell Ausserrhoden ist in praktisch allen Fällen der Ersatz \n\ndurch ein mit fossilen Brennstoffen betriebenes Heizsystem günstiger als der Umstieg auf erneuerbare Ener-\n\ngien, womit Art. 10b Abs. 1 nie zur Anwendung käme. Um eine Zusatzwirkung zu erreichen, müssten die \n\nMehrkosten somit subventioniert werden. \n\n \n\nIm Kanton Appenzell Ausserrhoden sind aktuell rund 10‛000 fossil oder rein elektrisch betriebene Heizungen in \n\nBetrieb. Bei einer Anlagenlebensdauer von 25 Jahren resultieren somit jährlich rund 400 Heizungen, welche \n\nersetzt werden müssen. In der folgenden Grafik (Grafik 4: Vergleich Mehrinvestitionen von mit erneuerbaren \n\nEnergien gegenüber mit fossil betriebenen Heizsystemen) sind die durchschnittlichen Investitionskosten ver-\n\nschiedener Heizsysteme dargestellt. Zusätzlich sind die Mehrinvestitionskosten von mit erneuerbaren Energien \n\ngegenüber von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizsystemen ersichtlich. Dabei ist zu beachten, dass es \n\nsich um Erfahrungswerte handelt, welche, je nach Objekt, stark abweichen können. \n\n \n\n\n\n \n\nSeite 12/24 \n\nGrafik 4: Vergleich Mehrinvestitionen von mit erneuerbaren Energien gegenüber mit fossilen Energien be-\n\ntriebenen Heizsystemen \n\n \n\nDie detaillierte Berechnung der zusätzlich erforderlichen kantonalen Fördergelder (Kantonsmittel) mit Berück-\n\nsichtigung der Anzahl Anlagen pro Heizungskategorie (Basis für den Anteil bilden die Fördergesuche der letz-\n\nten drei Jahre) sowie der erforderlichen Erhöhung der Fördersätze pro Anlagenersatz ist in der folgenden Ta-\n\nbelle (Tabelle 1: Jährlich zusätzlich erforderliche Fördergelder pro Heizungskategorie bei Übernahme der \n\nMehrinvestitionen) dargestellt. \n\n \nNeues Heizsystem bei \nAnlagenersatz \n\nAnzahl Heizungs-\nanlagen \n\nErhöhung Förderbeiträge \npro Anlagenersatz [Fr.] \n\nzusätzliche Fördergelder \npro Heizungskategorie [Fr.] \n\nStückholzfeuerung (EFH) 17 12‛000.00 200‛000.00 \nAut. Holzfeuerungen (bis 70 \nkW) \n\n27 12‛400.00 330‛000.00 \n\nLuft/Wasser-WP (EFH) 101 9‛700.00 980‛000.00 \nLuft/Wasser-WP (MFH) 98 10‛500.00 1‛030‛000.00 \nSole/Wasser-WP (EFH) 50 22‛500.00 1‛130‛000.00 \nSole/Wasser-WP (MFH) 49 39‛900.00 1‛960‛000.00 \nWärmenetzanschlüsse 57 5‛500.00* 310‛000.00 \nTotal 400   5‛940‛000.00 \nZusätzliche Kantonsmittel \n(1/3 Kanton + 2/3 Bund) \n\n    1‛980‛000.00** \n\n* Erhöhung des Anreizes ist zwingend erforderlich, da der Wärmenetzanschluss allen anderen Systemen aus \nökologischer Sicht vorzuziehen ist. \n** Da die zur Verfügung stehenden Mittel aus der CO2-Abgabe gedeckelt sind und dieser Deckel voraussichtlich \n2023 erreicht sein wird, wird sich der Anteil des Bundes gemäss Verfügbarkeit der Mittel reduzieren bzw. der \nAnteil der Kantonsmittel erhöhen. \n\nTabelle 1: Jährlich zusätzlich erforderliche Fördergelder pro Heizungskategorie bei Übernahme der Mehrinvestitionen \n\n \n\n0 Fr.\n\n20'000 Fr.\n\n40'000 Fr.\n\n60'000 Fr.\n\n80'000 Fr.\n\nVergleich Investitionen verschiedener Heizsysteme \n\nDurchschnittliche Mehrkosten gegenüber 1:1-Ersatz (entspricht Förderung)\n\nDurchschnittliche Investition bei 1:1-Ersatz (Gas/Öl)\n\n\n\n \n\nSeite 13/24 \n\nEs ist zu berücksichtigen, dass durch die massiv erhöhten Förderbeiträge pro Anlagenersatz mit zusätzlichen \n\nVollzugskostenbeiträgen vom Bund gerechnet werden kann. Dies hängt damit zusammen, dass sich der Voll-\n\nzugskostenbeitrag als prozentualer Anteil der gewährten Globalbeiträge vom Bund berechnet. Es kann deshalb \n\ndavon ausgegangen werden, dass für die Fördergesuchsprüfung keine zusätzlichen Gelder erforderlich wären. \n\n \n\nDen zusätzlichen Kantonsmitteln in der Höhe von jährlich rund 2 Mio. Franken bzw. 26 Mio. Franken über \n\n13 Jahre bis 2035 infolge Erhöhung der Förderbeitragssätze, welche für die Umsetzung des Modells 1 not-\n\nwendig wären, steht die zu erwartende Mehrwirkung entgegen. Der Kanton Luzern vollzieht schon seit dem \n\n1. Januar 2019 den Teil F des Basismoduls der MuKEn 2014 und verlangt bei einem Heizungsersatz folglich \n\nmindestens 10 % erneuerbare Energien. Gemäss einer Auswertung von rund 730 Baugesuchen im Jahr 2019 \n\nwurde bei 85 % der ersetzten Heizsysteme vollständig auf erneuerbare Energien umgestellt. Im Kanton Basel-\n\nStadt betrug dieser Anteil – trotz der äusserst attraktiven Förderbeiträge – lediglich 1 % mehr; im Jahr 2019 \n\nwurde im Kanton Basel-Stadt bei 86 % der ersetzten Heizsysteme vollständig auf erneuerbare Energien umge-\n\nstellt. Wird anstelle der Anzahl Heizungen die gesamthaft installierte Leistung (Summe der Leistung aller Hei-\n\nzungen) betrachtet, resultiert im Kanton Basel-Stadt ein erneuerbarer Anteil von 94 %. Die unterschiedlichen \n\nWerte im Kanton Basel-Stadt können dadurch begründet werden, dass der Kanton über einen grossen Anteil \n\nan Wärmenetzen mit Heizzentralen verfügt, welche generell mit grossen Heizungen betrieben werden. Die \n\nMehrkosten bei einem mit erneuerbaren Energien betriebenen Heizsystem lassen sich bei grösseren Heizun-\n\ngen bzw. einem grösseren Energiebedarf tendenziell besser amortisieren, was einen Umstieg – im Gegensatz \n\nzu kleineren Heizungen – begünstigt. Für den Kanton Appenzell Ausserrhoden würde dies bedeuten, dass die \n\nMehrwirkung in Anwendung des Modells 1 im Vergleich zu den MuKEn 2014 zwischen 1 % und 9 % liegen \n\ndürfte. Die prognostizierte Entwicklung des CO2-Ausstosses durch die neuen Bestimmungen beim Heizungser-\n\nsatz im Kanton Appenzell Ausserrhoden – mit Berücksichtigung von verschiedenen Szenarien – ist in der fol-\n\ngenden Grafik (Grafik 5: Entwicklung CO2-Ausstoss im Gebäudebereich durch Heizungsersatz bei verschiede-\n\nnen Szenarien) dargestellt. \n\n \n\n\n\n \n\nSeite 14/24 \n\n0 t\n\n50'000 t\n\n100'000 t\n\n150'000 t\n\n200'000 t\n\n250'000 t\n\n300'000 t\n\n350'000 t\n\n2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035\n\nEntwicklung CO2-Ausstoss im Gebäudebereich durch Heizungsersatz\n\n100 % Erneuerbare Energien 94 % Erneuerbare Energien (Modell 1 - Investitionen)\n\n85 % Erneuerbare Energien (MuKEn 2014) 50 % Erneuerbare Energien\n\nGrafik 5: Entwicklung CO2-Ausstoss im Gebäudebereich durch Heizungsersatz bei verschiedenen Szenarien \n\n \n\nBei der Umsetzung des Teils F des Basismoduls der MuKEn 2014 (vgl. Art. 10b Abs. 2: mindestens 10 % er-\n\nneuerbare Energien beim Heizungsersatz) ist keine Aufstockung der Fördersätze nötig. Bei den aktuellen Bei-\n\ntragssätzen und mit Berücksichtigung der Bundesmittel würde die substituierte, mit fossilen Brennstoffen er-\n\nzeugte Kilowattstunde weniger als einen Rappen Kantonsmittel beanspruchen. Bei Anwendung des Basler-\n\nModells – mit Ausfinanzierung der Mehrinvestitionen – kostet die Mehrwirkung mindestens 19 Rappen pro \n\nzusätzlich eingesparte Kilowattstunde (zusätzliche kantonale Fördergelder geteilt durch zusätzliche Wirkung in \n\nKilowattstunden). Jede zusätzlich eingesparte Tonne CO2 kostet den Kanton rund Fr. 500.00 (zusätzliche kan-\n\ntonale Fördergelder geteilt durch zusätzliche Wirkung in eingesparte Tonnen CO2). Zum Vergleich: Die CO2-\n\nAbgabe auf fossile Brennstoffe (Heizöl oder Erdgas) beträgt im Moment lediglich Fr. 96.00 pro Tonne. \n\n \n\nMit der Anwendung des Modells 1 können beim Ersatz von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Wärmeer-\n\nzeugern zusätzlich 1 % bis 9 % fossile Brennstoffe/CO2 eingespart werden. Allerdings hat dieses Modell be-\n\nzüglich zusätzlicher Energie-/CO2-Wirkung ein sehr schlechtes Kosten-Nutzen-Verhältnis. \n\n \nModell 2: Lebenszykluskosten \n \nBei einer Vollkostenrechnung werden die gesamten Kosten über die Lebensdauer der Anlage betrachtet (Le-\n\nbenszykluskosten). Es werden nicht nur die Investitionen für den Anlagenersatz, sondern auch die Kosten für \n\nIndustrie (~ 24 %) \n\nVerkehr (~ 32 %) \n\nLandwirtschaft (~ 19 %) \n\nGebäude (~ 24 %) \n\n\n\n \n\nSeite 15/24 \n\nden Betrieb und den Unterhalt berücksichtigt. Diese zusätzlichen Kosten betragen oft – über die Anlagenle-\n\nbensdauer betrachtet – ein Mehrfaches der Investitionen. Aus diesem Grund lassen sich Mehrinvestitionen in \n\neffiziente Heizsysteme sehr oft amortisieren. \n\n \n\nIn der folgenden Grafik (Grafik 6: Vergleich Lebenszykluskosten von mit erneuerbaren Energien gegenüber \n\nvon mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizsystemen) sind die verschiedenen Heizsysteme einander ge-\n\ngenübergestellt. Es handelt sich hierbei um Erfahrungswerte, welche je nach Objekt stark abweichen können. \n\n \n\n \n\nFür die Beurteilung der Lebenszykluskosten ist ein Vergleich der Gestehungskosten für die Heizwärme ver-\n\nschiedener Heizsysteme nötig. Dieser Vergleich muss zusammen mit dem Gesuch für den Ersatz eines Wär-\n\nmeerzeugers eingereicht werden. Die Gestehungskosten für die Heizwärme ergeben sich aus der Summe der \n\njährlichen Energiekosten, der jährlichen Betriebskosten sowie der Tilgung und Verzinsung der Investitionen, \n\nwobei Förderbeiträge zu berücksichtigen sind. \n\n \n\nFolgende Anforderungen würden in der Energieverordnung geregelt: Die Abschreibungszeiten richten sich \n\nnach der paritätischen Lebensdauertabelle (Herausgeber: Schweizerischer Hauseigentümerverband und \n\nSchweizerischer Mieterinnen- und Mieterverband); für die Kosten der elektrischen Energie gilt der von der \n\neidgenössischen Elektrizitätskommission publizierte Durchschnittsstrompreis der letzten vier Kalenderjahre im \n\nKanton Appenzell Ausserrhoden für das Standardprodukt des zutreffenden Verbraucherprofils; für die Kosten \n\nvon Heizöl, Erdgas und Holz gelten die Daten des Bundesamts für Statistik (Durchschnitt der letzten vier Ka-\n\nlenderjahre); als Diskontsatz gilt der vom Bundesamt für Wohnungswesen vierteljährlich erhobene hypotheka-\n\nrische Referenzzinssatz bei Mietsverhältnissen; für die Teuerung gilt der Landesindex der Konsumentenpreise; \n\nfür die CO2-Abgabe gilt der Mittelwert zwischen dem Abgabesatz im Jahr der Bewilligung und dem Maximal-\n\nGrafik 6: Vergleich Lebenszykluskosten von mit erneuerbaren Energien gegenüber von mit fossilen Brennstof-\n\nfen betriebenen Heizsystemen \n\n0 Fr.\n\n30'000 Fr.\n\n60'000 Fr.\n\n90'000 Fr.\n\n120'000 Fr.\n\nVergleich Lebenszykluskosten verschiedener Heizsysteme\n\nUnterhalt + Betrieb Durchschnittliche Investition pro Anlagenersatz\n\n\n\n \n\nSeite 16/24 \n\nsatz gemäss dem CO2-Gesetz; bei der Mehrwertsteuer wird der im Jahr der Bewilligung einer Heizungsanlage \n\ngeltende Satz berücksichtigt. \n\n \n\nDas Amt für Umwelt würde die zu verwendenden Rechenwerte publizieren und eine Rechenhilfe zur Verfügung \n\nstellen. Der Vergleich wird jeweils zwischen dem kostengünstigsten und technisch machbaren mit erneuerba-\n\nren Energien betriebenen und den mit fossilen Brennstoffen betriebenen Wärmeerzeugern geführt. Um die \n\nkostengünstigste Variante eruieren zu können, ist der Vergleich zu einer Luft/Wasser-Wärmepumpenheizung \n\nund einer Erdsonden-Wärmepumpenheizung (falls eine Erdsondenbohrung am Standort zulässig) – sowie, \n\nfalls verfügbar, zu einem Anschluss an eine Fernwärmeversorgung – erforderlich. Das Modell 2 bedeutet einen \n\nsehr grossen vollzugstechnischen Mehraufwand. Es müssen zusätzliche Vollzugshilfen geschaffen und ein \n\nSoftware-Tool zur Verfügung gestellt werden (mit jährlichem Unterhalt und Aktualisierung der Daten). Zusätz-\n\nlich ist die Prüfung der Baugesuche für einen Wärmeerzeugerersatz bei diesem Modell im Vergleich zum Voll-\n\nzug gemäss dem Teil F des Basismoduls der MuKEn 2014 (Art. 10b Abs. 2) viel aufwändiger. Beim Vollzug \n\ngemäss MuKEn 2014 (Art. 10b Abs. 2) muss lediglich kontrolliert werden, ob eine von elf Standardlösungen \n\numgesetzt wird. Genau wie beim Basler-Modell stützt sich die Kostenberechnung auf Basis der Unternehmer-\n\nofferten. Es muss auch bei diesem Modell davon ausgegangen werden, dass wenn sich ein Gebäudebesitzer \n\nnicht zum Umstieg auf erneuerbare Energien überzeugen lässt, die Manipulation des Nachweises („Freund-\n\nschaftsofferte“) dahingehend möglich ist, dass die Vollzugsbehörde keine Möglichkeit zur Intervention hat. \n\n \n\nEine Aufstockung des kantonalen Förderbudgets ist auch beim Modell 2 erforderlich. Denn auch wenn einem \n\nHauseigentümer aufgezeigt werden kann, dass ein Umstieg auf ein vollständig mit erneuerbaren Energien \n\nbetriebenes Heizsystem über die Anlagenlebensdauer günstiger ist als ein 1:1-Ersatz durch eine Öl- oder Gas-\n\nheizung, muss der Hauseigentümer auch in der Lage sein, die Mehrinvestitionen zu finanzieren. Aus einer \n\nErhöhung der Beitragssätze um durchschnittlich Fr. 3‛750.00 pro Anlage (Mittelwert mit Berücksichtigung von \n\nkleineren und grösseren Anlagen) resultieren zusätzliche Fördergelder in der Höhe von 1.5 Mio. Franken pro \n\nJahr (400 x Fr. 3‛750.00), wobei der Bund in Anlehnung an das Gebäudeprogramm maximal zwei Drittel über-\n\nnehmen sollte. Dies bedeutet somit mindestens zusätzliche 0.5 Mio. Franken Kantonsmittel pro Jahr. Durch die \n\nzusätzlichen Vollzugskostenbeiträge vom Bund infolge der Globalbeitragsberechtigung der Massnahme muss \n\nnur von geringen Zusatzaufwänden für die Fördergesuchsprüfung ausgegangen werden. Die Kosten der zu-\n\nsätzlichen substituierten, mit fossilen Brennstoffen erzeugten Kilowattstunde betragen auf diese Weise – in \n\nAbhängigkeit der Wirkung – mindestens 5 Rappen (zusätzliche kantonale Fördergelder geteilt durch zusätzli-\n\nche Wirkung in Kilowattstunden). \n\n \n\nDas Modell 2 bewirkt einen sehr grossen Mehraufwand im Vollzugsbereich. Da noch kein Kanton Erfahrungen \n\nbeim Vollzug und der Wirkung dieses Modells hat, können keine detaillierten Aussagen über die prognostizier-\n\nte Wirkung gemacht werden. Damit einer grossen Anzahl von Härtefällen entgegengewirkt werden könnte, \n\nmüsste zusätzlich das Förderbudget aufgestockt werden. \n\n \n\n„Modell MuKEn” \n \n\nDer Regierungsrat ist nach eingehender rechtlicher Prüfung der Ansicht, dass die auf Antrag der Kommission \n\nBau und Volkswirtschaft eingefügte Bestimmung in Art. 10b Abs. 1 gegen das Bestimmtheitsgebot verstösst. \n\nWeder die „technische Möglichkeit” noch „keine Mehrkosten” bilden ein taugliches Abgrenzungskriterium für \n\nihre Anwendung. Offen ist insbesondere, wie der Nachweis betreffend „keine Mehrkosten” zu erbringen ist und \n\nwas die Basis für den Vergleich sein soll. Die Nachweispflicht dürfte die Praxis vor erhebliche Probleme stellen. \n\n\n\n \n\nSeite 17/24 \n\nDie Bestimmungen zum Wärmeerzeugerersatz der MuKEn 2014 sind der Fassung gemäss 1. Lesung im Kan-\n\ntonsrat daher bereits aus rechtlichen Überlegungen vorzuziehen. \n\n \n\nDas „Modell MuKEn” ist dem Modell 1 (Investitionen) und dem Modell 2 (Lebenszykluskosten) nach Ansicht \n\ndes Regierungsrates aber nach wie vor auch aus energiepolitischen Überlegungen vorzuziehen. Es schreibt \n\nbei einem Heizungsersatz einen Anteil von 10 % an erneuerbaren Energien vor. Trotz dieses vermeintlich klei-\n\nnen Anteils wird gemäss Erfahrungen aus anderen Kantonen eine Erfolgsquote von rund 85 % (nicht lediglich \n\n10 %) an erneuerbaren Energien erreicht. Dies hängt damit zusammen, dass in den meisten Fällen ein Um-\n\nstieg auf ein mit erneuerbaren Energien betriebenes Heizsystem günstiger ist als der Wiedereinbau einer Öl- \n\noder Gasheizung mit dem zusätzlich einzuhaltenden Mindestanteil von 10 % erneuerbaren Energien. In denje-\n\nnigen Fällen, in welchen ein Umstieg auf ein vollständig mit erneuerbaren Energien betriebenes Heizsystem \n\nunverhältnismässig teuer oder technisch nicht möglich ist, hat der Gebäudeeigentümer beim „Modell MuKEn” \n\ndie Möglichkeit, eine von elf Standardlösungen umzusetzen bzw. die bei seinem Objekt effizienteste und kos-\n\ntengünstigste Variante und somit auch eine finanziell tragbare Lösung zu realisieren. Ein unüberlegter 1:1-\n\nErsatz bzw. Wiedereinbau einer Öl- oder Gasheizung wird verhindert. Diese Bestimmung ist daher so liberal \n\nwie möglich und dennoch äusserst wirksam. Zudem sind die Vollzugsaufwände verhältnismässig gering. Die \n\nUmsetzung des „Modells MuKEn” benötigt im Gegensatz zu den anderen beiden Modellen keine Erhöhung der \n\nkantonalen Förderbeitragssätze. Die Kosten der substituierten, mit fossilen Brennstoffen erzeugten Kilowatt-\n\nstunde betragen – unter Berücksichtigung der bestehenden Fördersätze beim Heizungsersatz – unter einem \n\nRappen (kantonale Fördergelder geteilt durch Wirkung in Kilowattstunden). \n\n \n\nVon allen drei Modellen weist das „Modell MuKEn” das beste Kosten-Wirksamkeits-Verhältnis auf. Das heisst, \n\nmit klar definierten Anforderungen und unterstützender Wirkung des vorhandenen Förderprogramms Energie \n\nkann eine grosse Effektivität in Bezug auf den Umstieg auf ein mit erneuerbaren Energien betriebenes \n\nHeizsystem bewirkt werden. Ohne zusätzlich erforderliche Fördermittel und Zusatzaufwände wird mit dem \n\n„Modell MuKEn” in 85 % der Fälle erreicht, dass ein mit fossilen Energien betriebenes Heizsystem durch ein \n\nmit erneuerbaren Energien betriebenes Heizsystem ersetzt wird. Die beiden anderen Modelle (Investition und \n\nLebenszykluskosten) hingegen sind aufgrund ihrer geringen Mehrwirkung gegenüber dem „Modell MuKEn” und \n\nden zusätzlich erforderlichen Fördermitteln in der Höhe von Fr. 2‛000‛000.00 bzw. Fr. 500‛000.00 unter dem \n\nGesichtspunkt des Verfassungsprinzips, wonach öffentliche Aufgaben wirtschaftlich und zweckmässig zu erfül-\n\nlen sind, abzulehnen. Da dem Kanton Appenzell Ausserrhoden nur begrenzte Mittel zur Verfügung stehen, der \n\nRegierungsrat diese begrenzten Mittel im Hinblick auf die Erreichung der Ziele gemäss Art. 2 in die Förderung \n\ndes Ausbaus der Erzeugung von erneuerbaren Energien investieren will und die grösste Hebelwirkung beim \n\n„Modell MuKEn” zu erwarten ist, beantragt der Regierungsrat auf die 2. Lesung im Kantonsrat für Art. 10b die \n\nRückkehr zu den Bestimmungen der MuKEn 2014 gemäss dem Antrag zuhanden der 1. Lesung. \n\n \n\nBei einer Ablehnung dieses Antrags spricht sich der Regierungsrat für die Anwendung des Modells 2 (Lebens-\n\nzykluskosten) aus. Dieses Modell ist aufgrund des Kosten-Wirksamkeits-Verhältnisses noch eher vertretbar, da \n\ndie zu erwartende Wirkung etwas grösser sein wird als beim „Modell MuKEn” und die zusätzlich erforderlichen \n\nFördermittel nur einen Viertel des Modells 1 (Investitionen) betragen. \n\n \n\nb) Biogas als Standardlösung \n\n \n\nKantonsrätin Bodenmann, Waldstatt, wünschte vom Regierungsrat einen Vorschlag auf die 2. Lesung, wie \n\nBiogas im Gesetz oder in der Verordnung als Standardlösung beim Ersatz des Wärmeerzeugers Niederschlag \n\n\n\n \n\nSeite 18/24 \n\nfinden und während einer beschränkten Zeit im Sinne einer Härtefalllösung akzeptiert werden könnte (Wortpro-\n\ntokoll, S. 307). \n\n \n\nDer Teil F des Basismoduls der MuKEn 2014 sieht die Verwendung von Biogas nicht vor. Das ist aus der Sicht \n\ndes Regierungsrates aus den folgenden Gründen richtig: Bei den MuKEn 2014 handelt es sich um Bauvor-\n\nschriften und nicht um Betriebsvorschriften; es ist keine vollzugstaugliche und rechtskonforme Lösung vorhan-\n\nden; die Qualität und Quantität von ausländischem Biogas ist fragwürdig bzw. nicht kontrollierbar (Biogaspro-\n\nduktion aus Nahrungsmitteln, Doppelzählungen bzw. Mehrfachanrechnung vom ökologischen Mehrwert etc.); \n\ndas gesamte einspeisbare Schweizer Biogaspotenzial beträgt 3.7 TWh und somit nur etwa 10 % des gesamten \n\nErdgasverbrauchs (2019: 32 TWh); vor allem im Hochtemperaturbereich – beispielsweise zur Erzeugung von \n\nProzessenergie in der Industrie – ist eine Substitution von Erdgas sehr schwierig; das mengenmässig begrenz-\n\nte Angebot von einheimischem Biogas soll für diese Zwecke verwendet werden; bei einem Heizungsersatz soll \n\nmöglichst in ein modernes Heizsystem investiert werden (weg von Gasheizungen). \n\n \n\nSchweizweit wurde während der letzten zwanzig Jahre fast jede zweite Ölheizung durch ein anderes System \n\nersetzt. Beim anderen System handelte es sich mehrheitlich um eine Gasheizung, also wiederum um ein mit \n\nfossilen Brennstoffen betriebenes Heizsystem. Jede heute installierte Gasheizung stösst die nächsten 15 Jahre \n\numweltschädliches Kohlendioxid aus. Der Regierungsrat verzichtet daher auf einen Antrag, mit welchem Bio-\n\ngas beim Ersatz des Wärmeerzeugers als Standardlösung Niederschlag finden würde. \n\n \n\n6. Art. 12a \n \nKantonsrat Raschle, Schwellbrunn, appellierte an den Regierungsrat und die Kommission Bau und Volkswirt-\n\nschaft, die Einführung einer Meldepflicht für den Einbau einer Wärmepumpenheizung oder eines Wärmepum-\n\npenboilers im Haus anstelle einer Bewilligungspflicht nochmals zu prüfen (Wortprotokoll, S. 296). \n\n \n\nArt. 12a regelt die energierechtliche Bewilligungspflicht, nicht die baurechtliche Bewilligungspflicht. Der Einbau \n\neines Wärmepumpenboilers im Haus ist aus baurechtlicher Sicht nicht bewilligungspflichtig. Der Einbau einer \n\nWärmepumpenheizung hingegen ist derzeit aus baurechtlicher Sicht sowohl im als auch neben dem Haus \n\nbewilligungspflichtig. Daher würde die baurechtliche Bewilligungspflicht auch bei einer Einführung einer ener-\n\ngierechtlichen Meldepflicht nicht wegfallen. Mit dem Einbau einer Wärmepumpenheizung im Keller sind nach \n\ndem gewöhnlichen Lauf der Dinge so wichtige räumliche Folgen verbunden, dass ein Interesse der Öffentlich-\n\nkeit oder der Nachbarn an einer vorgängigen Kontrolle besteht (vgl. Rechtsprechung des Bundesgerichts zur \n\nBaubewilligungspflicht). Die rechtlichen Vorgaben sind zwingend einzuhalten und müssen durch die Behörde \n\nverbindlich geprüft werden. Dies betrifft u.a. die Lärmschutzanforderungen bei Luft/Wasser-\n\nWärmepumpenheizungen und die Gewässerschutzbestimmungen bei Sole/Wasser-Wärmepumpenheizungen. \n\nErst mit der Baubewilligung erhält der Gebäudeeigentümer die nötige Rechtssicherheit. Zudem zeigen auch \n\ndie Erfahrungen anderer Kantone in Zusammenhang mit Meldepflichten, dass diese nur mangelhaft umgesetzt \n\nwerden. Im Feuerungsbereich wäre eine Folge davon, dass die – für den Vollzug notwendigen – Datengrund-\n\nlagen der Behörden rasch unvollständig/falsch sind. Zuletzt sei angemerkt, dass die Kantone die Anforderun-\n\ngen an die baurechtliche Bewilligungspflicht nicht unter das Niveau des Bundesrechts senken können, was hier \n\nder Fall wäre. Der Regierungsrat verzichtet daher auf neue Anträge in Zusammenhang mit der Bewilligungs-\n\npflicht. \n\n \n\n\n\n \n\nSeite 19/24 \n\n7. Art. 22a \n \n\nKantonsrat Gut, Walzenhausen, regte an, dass der Begriff „gering“ in Abs. 1 beispielsweise mit einem Prozent-\n\nsatz der Wohnfläche quantifiziert werden sollte. Bei Abs. 2 schlug er vor, dass der Regierungsrat dann Aus-\n\nnahmen vorsehen könne, wenn für die Warmwasseraufbereitung im Sinne einer Bedingung zusätzlich erneu-\n\nerbare Energie genutzt werde (Wortprotokoll, S. 305). \n\n \n\nGemäss Art. 14d Abs. 1 lit. c des Verordnungsentwurfs sind dezentrale Elektroheizungen in Gebäuden, die \n\nentweder eine installierte Leistung von höchstens 3 kW haben oder deren elektrisch beheizte Fläche kleiner als \n\n50 m2 EBF ist, von der Sanierungspflicht befreit. Der Begriff „gering“ in Abs. 1 ist damit nach Ansicht des Re-\n\ngierungsrates ausreichend quantifiziert. \n\n \n\nDa es noch andere mögliche Ausnahmen von der Sanierungspflicht gibt, kann die zusätzliche Nutzung von \n\nerneuerbaren Energien bei der Warmwasseraufbereitung nicht als einzige Bedingung für das Gewähren einer \n\nAusnahme im Gesetz statuiert werden. Für das Gewähren der Ausnahme, dass wenn bei der Warmwasser-\n\naufbereitung zusätzlich erneuerbare Energien genutzt werden, versteht der Regierungsrat bereits die jetzige \n\nFormulierung des Art. 22a Abs. 2 gemäss dem Beschluss des Kantonsrates in der 1. Lesung als Bedingung \n\n(vgl. dazu Art. 14 des Verordnungsentwurfs). Eine redaktionelle Anpassung ist aus seiner Sicht daher nicht \n\nnötig. \n\nC. Volksdiskussion \n \n\nHierzu kann auf die beiliegende detaillierte Auswertung der Volksdiskussionsbeiträge verwiesen werden. \n\n  \n\n\n\n \n\nSeite 20/24 \n\nD. Auswirkungen \n \n\n1. Kanton \n \n\nFür die Umsetzung des revidierten Energiegesetzes sind zusätzliche Fördermittel erforderlich. Die Höhe steht \n\nin Abhängigkeit des gewählten Modells beim Heizungsersatz (Art. 10b). In der folgenden Tabelle 2 sind die \n\njährlich zusätzlich erforderlichen finanziellen Mittel zusammengetragen. \n\n \n\nBestimmung Bezeichnung Mit Modell 1 \n\n [Fr.] \n\nMit Modell 2 \n\n [Fr.] \n\nMit „Modell MuKEn” \n\n [Fr.] \n\nArt. 2 PVA-Förderung 2‛900‛000.00  \n\nbis 3‛200‛000.00 \n\n2‛900‛000.00  \n\nbis 3‛200‛000.00 \n\n2‛900‛000.00  \n\nbis 3‛200‛000.00 \n\nArt. 10b Modell 1 (Investitionen) 2‛000‛000.00   \n\nModell 2 (Lebenszykluskosten)  500‛000.00  \n\n„Modell MuKEn”   0.00 \n\nzusätzliche Fördermittel 4‛900‛000.00  \n\nbis 5‛200‛000.00 \n\n3‛400‛000.00  \n\nbis 3‛700‛000.00 \n\n2‛900‛000.00  \n\nbis 3‛200‛000.00 \n\nderzeit vorhandenes Förderbudget 1‛000‛000.00 1‛000‛000.00 1‛000‛000.00 \n\ngesamthaft erforderliche Fördermittel pro Jahr 5‛900‛000.00  \n\nbis 6‛200‛000.00 \n\n4‛400‛000.00  \n\nbis 4‛700‛000.00 \n\n3‛900‛000.00  \n\nbis 4‛200‛000.00 \n\nTabelle 2: Jährlich zusätzlich erforderliche Fördermittel \n\n \n\nNeben den zusätzlich erforderlichen Fördermitteln ist für eine externe Abwicklung der Ausrichtung ergänzender \n\nPhotovoltaik-Beiträge auch mit einem Zusatzaufwand der kantonalen Energiefachstelle für das EDV-Tool (PV-\n\nFörderprogramm), die Administration, die Beratung und die Kontrolle zu rechnen. \n\n \n\nAus den Abweichungen in Art. 10b Abs. 1 von den MuKEn 2014 würden nicht nur Zusatzaufwände für die Pla-\n\nnenden und die Ausführenden, sondern auch für die kantonale Energiefachstelle resultieren. Neben den Initial-\n\naufwänden für die Erstellung von Vollzugshilfen, Tools, Schulungen für Mitarbeiter der Gemeinden usw. wären \n\ndie Aufwände während des Vollzugs grösser. Gemeint sind nicht nur der Unterhalt der Tools und der Vollzugs-\n\nhilfen, sondern auch die Hilfestellung bei Vollzugsfragen wie bspw. der Beurteilung, wann der Wechsel zu ei-\n\nnem mit erneuerbaren Energien betriebenen Heizsystem technisch nicht möglich ist oder aber wann es sich \n\num Härtefälle handelt. \n\n \n\nDie zusätzlichen Aufwände sowohl für die Initialisierung als auch für den Vollzug der beiden zur Diskussion \n\nstehenden Modelle „Investitionen“ resp. „Lebenszykluskosten“ hängen zudem davon ab, ob weitere Kantone \n\ndieselben Modelle einführen. Sowohl die koordinierte Erarbeitung von Vollzugsgrundlagen durch mehrere Kan-\n\ntone als auch der Erfahrungsaustausch beeinflussen diese Zusatzaufwände. Das Modell 1 „Investitionen“ wird \n\nbisher nur im Kanton Basel-Stadt angewendet. Von den gemachten Erfahrungen resp. Vollzugsgrundlagen \n\nkann profitiert werden – soweit sich die städtischen Verhältnisse dieses Kantons auf die ländlichen Verhältnis-\n\nse des Kantons Appenzell Ausserrhoden übertragen lassen. \n\n \n\nDas im Vollzug noch um einiges aufwändigere Modell 2 „Lebenszykluskosten“ wird gegenwärtig in vier weite-\n\nren Kantonen – mit unterschiedlichen Ansätzen für den Vollzug – geprüft. In der 1. Lesung im Kantonsrat wur-\n\nde auf das Lebenszykluskosten-Modell des Kantons Zürich verwiesen („Züri Finish“). Der Hauseigentümerver-\n\n\n\n \n\nSeite 21/24 \n\nband Zürich hat mittlerweile infolge dieser weiterführenden Bestimmungen beim Heizungsersatz das Referen-\n\ndum ergriffen und das Zürcher Stimmvolk wird voraussichtlich im November 2021 über das revidierte Energie-\n\ngesetz abstimmen. \n\n \n\nIn Anlehnung an das Basler-Modell vollzieht der Kanton Neuenburg seit dem 1. Mai 2021 eine eigenständige \n\nLösung beim Heizungsersatz. Bei einem geplanten Wiedereinbau einer Gas- oder Ölheizung werden jedoch zu \n\nden Investitionen zusätzlich die Kosten für die Erreichung von einem Anteil an 20 % erneuerbarer Energie \n\n(zwei Standardlösungen) addiert. Dadurch dürfte der Wechsel zu einem mit ausschliesslich erneuerbaren \n\nEnergien betriebenen Heizsystem in den meisten Fällen günstiger sein als der Wiedereinbau einer Gas- oder \n\nÖlheizung. Ob die Erhöhung der Fördergelder im Kanton Neuenburg ausreicht, um von zahlreichen Härtefällen \n\nabzusehen, ist noch nicht bekannt. Auf Anfrage teilt der Kanton mit, dass der Vollzug dieser neuen Bestim-\n\nmung nicht einfach sei, sehr viel Zeit beanspruche und deshalb eine zusätzliche Stelle geschaffen werden \n\nmusste. \n\n \n\nDie weiterführenden Bestimmungen der beiden Modelle (Investitionen und Lebenszykluskosten) würden einen \n\nAusbau des Förderprogramms Energie erfordern, woraus nicht nur zusätzliche Aufwände in Bezug auf die \n\nGesuchsprüfung, sondern auch Initialaufwände bei der Erstellung von neuen Fördermassnahmen sowie der \n\nelektronischen Gesuchsabwicklung (Softwarekosten) resultieren würden. \n\n \n\nDie Abteilung Energie des Amtes für Umwelt verfügt derzeit über 320 Stellenprozente. Auf der Basis der zum \n\njetzigen Zeitpunkt zur Verfügung stehenden Angaben ist eine einigermassen zuverlässige Bezifferung des \n\npersonellen Mehraufwands für die Bewältigung der vorstehenden zusätzlichen Aufgaben nicht ohne weiteres \n\nmöglich. Es wird – grob geschätzt – davon ausgegangen, dass für den Vollzug beider Modelle (Investitionen \n\nund Lebenszykluskosten) je zusätzlich mindestens 50 Stellenprozente erforderlich sein würden. \n\n \n\nWie bereits im Bericht und Antrag zuhanden der 1. Lesung im Kantonsrat festgehalten, erfolgt die Umsetzung \n\ndes „Modells MuKEn” auf Kantonsebene mit den bereits vorhandenen personellen und finanziellen Ressour-\n\ncen. Allerdings ist im Rahmen der Vorbildwirkung des Kantons (Art. 14) mit höheren Investitionskosten zu \n\nrechnen. Diese werden aber zu wesentlichen Teilen durch jährlich wiederkehrende Einsparungen für den Be-\n\ntrieb, den Unterhalt und die Energie aufgewogen. \n\n \n\n2. Gemeinden \n \n\nDie Zuständigkeit für die Umsetzung der energetischen Bauvorschriften bleibt weiterhin bei den Gemeinden. \n\n \n\nDer Vollzug des Modells 1 (Investitionen) bedeutet keinen erhöhten Aufwand für die kommunalen Bauverwal-\n\ntungen. \n\n \n\nDer Vollzug des Modells 2 (Lebenszykluskosten) würde bei den Gemeinden zusätzliche Ressourcen fordern. \n\nEine entsprechende Nachfrage hat ergeben, dass von den kommunalen Bauverwaltungen keine verlässlichen \n\nAngaben zum heutigen resp. zukünftigen Aufwand zur Bearbeitung von Gesuchen für einen Wärmeerzeuger-\n\nersatz gemacht werden können. Die nachfolgenden Zahlen stützen sich daher im Sinne einer Modellrechnung \n\nauf die (soweit bekannte) Anzahl der Heizsysteme und deren durchschnittliche Nutzungsdauer. Es wird von \n\njährlich mindestens 500 Baugesuchen für einen Wärmeerzeugerersatz (fossil und rein elektrisch betriebene \n\nHeizsysteme sowie mit erneuerbaren Energien betriebene Heizsysteme) ausgegangen. Der geschätzte Mehr-\n\n\n\n \n\nSeite 22/24 \n\naufwand pro Baugesuch würde durchschnittlich vier Stunden betragen. Für die Gemeinden würden somit ins-\n\ngesamt 2‛000 zusätzliche Stunden bzw. 100 zusätzliche Stellenprozente prognostiziert, was insgesamt 36 \n\nStunden bzw. 1.8 Stellenprozenten pro 1‛000 Einwohner entspricht. \n\n \n\nDie Aufwände für den Vollzug des „Modells MuKEn” dürften kurzfristig zunehmen. Längerfristig wird davon \n\nausgegangen, dass die Gemeinden das „Modell MuKEn” im Rahmen ihrer bisherigen Vollzugstätigkeit umset-\n\nzen können. Dabei profitieren die Gemeinden von den bereits vorhandenen Vollzugshilfsmitteln zu den MuKEn \n\n2014. \n\n \n\n3. Private \n \n\nDas Modell 1 (Investitionen) ist ohne Mehrinvestitionen für die Privaten vollziehbar, da die aus diesem Modell \n\nresultierenden Mehrkosten subventioniert würden. \n\n \n\nDer Vollzug des Modells 2 (Lebenszykluskosten) würde Mehrinvestitionen für Gebäudeeigentümer mit einer \n\nmit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizung bedeuten. Es müsste von zahlreichen Härtefällen ausgegangen \n\nwerden. Dies, sobald die bestehende Heizung ersetzt werden muss. Auch wenn aufgezeigt werden kann, dass \n\nsich die zusätzlichen Investitionen für ein mit erneuerbaren Energien betriebenes Heizsystem über die Anla-\n\ngenlebensdauer bezahlt macht, so müssen die Mittel vorab erst einmal verfügbar sein. Aus diesem Grund \n\nsollen die Fördergelder bei einem Wechsel zu einem mit alternativen Energien betriebenen Heizsystem min-\n\ndestens Fr. 5‛000.00 betragen. \n\n \n\nErgänzend zu den Mehrinvestitionen beim Heizungsersatz entstehen bereits beim Baugesuch zusätzliche \n\nfinanzielle Aufwände. Sofern bspw. der Neueinbau eines mit erneuerbaren Energien betriebenen Heizsystems \n\ntechnisch nicht möglich ist oder zu Mehrkosten führt, muss dies der Bewilligungsbehörde mit Offerten aufge-\n\nzeigt werden. \n\n \n\nDer geforderte Mindestanteil an erneuerbaren Energien beim Heizungsersatz (Art. 10b Abs. 2) ist in jedem Fall \n\nmit zusätzlichen Investitionen verbunden. Diese Zusatzkosten lassen sich jedoch sehr oft über die Anlagenle-\n\nbensdauer amortisieren. Im Gegensatz zur Forderung, dass generell ein mit ausschliesslich erneuerbaren \n\nEnergien betriebenes Heizsystem eingebaut werden muss, besteht beim „Modell MuKEn” die Möglichkeit, bei \n\nungünstiger Ausgangslage (bspw. bei fehlenden finanziellen Mitteln) lediglich das geforderte Minimum von \n\n10 % erneuerbaren Energien einzuhalten, wobei sich die Zusatzkosten bei einem Heizungsersatz in Grenzen \n\nhalten. \n\n \n\nDes Weiteren kann die in Art. 22a Abs. 1 geforderte Ersatzpflicht von bestehenden ortsfesten Widerstandshei-\n\nzungen vor allem in denjenigen Fällen, in welchen kein wassergeführtes (hydraulisches) Wasserverteilsystem \n\nvorhanden ist, zu einer grösseren finanziellen Belastung führen. Allerdings gilt zu berücksichtigen, dass die \n\nWärmeerzeugung mit Elektrodirektheizungen im Betrieb äusserst kostspielig ist und dass sich auch hier der \n\nUmstieg auf effiziente Heizsysteme längerfristig lohnen kann. Die Frist von 15 Jahren ist in Bezug auf die Sa-\n\nnierungspflicht verhältnismässig. Zudem sollen in der Energieverordnung die Ausnahmen von der Sanierungs-\n\npflicht geregelt werden, damit Härtefällen entsprechend Rechnung getragen werden kann (vgl. Art. 14d des \n\nVerordnungsentwurfs). \n\n \n\n\n\n \n\nSeite 23/24 \n\nDie Mehrinvestitionen in Zusammenhang mit der Eigenstromerzeugungspflicht bei Neubauten (Art. 10a) ver-\n\nteuern einen Neubau nur minimal (Einfamilienhaus i.d.R. < Fr. 10‛000.00) und es kann davon ausgegangen \n\nwerden, dass sich diese Zusatzinvestition durch den Stromertrag in weniger als 15 Jahren amortisieren lässt. \n\n \n\nDie übrigen neuen Bestimmungen sollten keinen oder nur einen sehr geringen Einfluss auf Private haben. \n\nE. Finanzierung \n \n\nIm Hinblick auf die Umsetzung der vorliegenden Teilrevision des Energiegesetzes hat der Regierungsrat im \n\nAufgaben- und Finanzplan für das Jahr 2023 zusätzlich 3 Mio. Franken, für das Jahr 2024 zusätzlich 4 Mio. \n\nFranken und für das Jahr 2025 zusätzlich 5 Mio. Franken für die Energieförderung eingestellt. Damit sollen \n\nvorrangig die im Hinblick auf die Erreichung der Ziele gemäss Art. 2 für den Ausbau der Erzeugung von erneu-\n\nerbaren Energien jährlich zusätzlich erforderlichen finanziellen Mittel in der Höhe von 2.9 bis 3.2 Mio. Franken \n\nabgedeckt werden. Darüber hinaus sind je nach Wahl des Modells zur Umsetzung von Art. 10b zusätzliche \n\nfinanzielle Mittel in der Höhe von 0.5 bis 2 Mio. Franken pro Jahr einzustellen. \n\n \n\nZur Finanzierung der aufgrund der vorliegenden Teilrevision notwendigen Aufwände können entweder Steu-\n\nermittel eingesetzt werden und/oder neue Abgaben erhoben werden. Gegebenenfalls reichen die jährlich anfal-\n\nlenden Steuereinnahmen nicht aus, um die Finanzierung zu gewährleisten, was eine Steuererhöhung nach \n\nsich ziehen könnte. Bei den Abgaben besteht die Möglichkeit der Einführung einer Stromabgabe oder einer \n\nkantonalen CO2-Abgabe auf Wohneigentum und Fahrzeuge. \n\nF. Inkraftsetzung \n \n\nDer Regierungsrat beabsichtigt, die Teilrevision des Energiegesetzes auf den 1. Juli 2022 in Kraft zu setzen. \n\n  \n\n\n\n \n\nSeite 24/24 \n\nG. Antrag \n \n\nDer Regierungsrat beantragt Ihnen, \n\n \n\n1. auf die Vorlage einzutreten und \n\n \n\n2. der Teilrevision des Energiegesetzes in 2. Lesung zuzustimmen. \n\nIm Namen des Regierungsrates \n\n \n\nSign. Dölf Biasotto    sign. Thomas Frey \n\n \n\n \n\nDölf Biasotto, Landammann Thomas Frey, Ratschreiber-Stellvertreter \n\n \n\n \n\n \n\n \n\nBeilagen \n\nBeilage 1.1 Gesetzesentwurf \n\nBeilage 1.2 Synopse \n\nBeilage 1.3 Volksdiskussionsbeiträge \n\nBeilage 1.4 Volksdiskussionsauswertung \n\nBeilage 1.5 Verordnungsentwurf DBV \n\n\n