Photovoltaik: Jetzt noch schnell oder doch lieber abwarten ?
Photovoltaik: Jetzt aber schnell oder doch lieber abwarten?
LWK Niedersachsen, Hannover (06.08.10) - Die in 2009 aufgrund von Absatzproblemen stark gesunkenen Preise für Photovoltaikmodule ermöglichen den Anlagenbetreibern trotz reduzierter Vergütungssätze nach wie vor sehr attraktive Renditen. Die aus Verbrauchersicht längst überfällige Reaktion der Bundesregierung wurde nun endlich mit viel Vorlaufzeit angekündigt, so dass in den nächsten Wochen für Investitionswillige zu klären ist, ob sie noch schnell vor dem Stichtag eine Anlage ans Netz bringen oder sich Zeit lassen wollen, weil sie auf weiter sinkende Modulpreise spekulieren.
Die stattliche staatliche Subventionierung der Solarstromerzeugung zulasten der Stromverbraucher bescherte zunächst den Modulherstellern und derzeit den Anlagenbetreibern so gute Umsatzrenditen, dass selbst intensivste Lobbyarbeit und die als lobbyhörig verdächtigten regierungsbeteiligten Parteien es nicht verhindern konnten: Die Vergütungssätze für Solarstrom sollen zusätzlich zur ohnehin deutlichen jährlichen Rückführung weiter gekürzt werden, um die Renditen etwas zu beschneiden.
Die zusätzlichen Einschnitte
Folgende Änderungen sind lt. Kabinettsbeschluss bei den Vergütungssätzen vorgesehen: (Stand: 20.02.2010)
* Einmalige zusätzliche Absenkung der Vergütungssätze für Dach- und Freiflächenanlagen um 15% zum 1.7.2010.
* Einmalige zusätzliche Absenkung der Vergütung für Freiflächenanlagen auf Ackerflächen um weitere 10% zum 1.7.2010 (evt. sogar Versagung der Genehmigung solcher Anlagen).
* Aufhebung der zeitlichen Begrenzung der Förderung von Freiflächenanlagen.
Diese sollen nun auch nach dem 31.12.2014 weiter gefördert werden.
* Flexiblere Marktanpassung der zukünftigen Degressionssätze. Gehen jährlich zwischen 2.500 und 3.500 MW neu ans Netz, bleibt es bei 9% jährlicher Degression der Einspeisevergütung. Wird mehr neue Leistung angeschlossen, steigt der Degressionssatz je zusätzlicher 1.000 MW um je 2,5%. Werden weniger neue Kapazitäten errichtet, sinkt der Degressionssatz je 500 MW um 2,5%.
* Für den eigen verbrauchten Strom wird die einmalige Absenkung nicht angewandt. Der Vorteil des Eigenverbrauches gegenüber der Einspeisung wird auf 0,10 €/kWh erzeugten Stromes aufgestockt.
Wirtschaftlichkeit der 30 kWpeak-Anlage
Die in der Landwirtschaft gängigste Anlagengröße liegt bei etwa 30 kWpeak, was aber eher durch die üblichen Stalldachgrößen durch den größengleichen Schwellenwert der EEG-Vergütungssätze bedingt ist, denn ab dieser Grenze sinkt die Vergütung nur um relativ moderate 5%.
Für eine derartige Anlage wird zunächst eine Wirtschaftlichkeitsprognose auf der Basis der derzeit noch gültigen Vergütungssätze erstellt, deren Ergebnisse in der Spalte „Dach 1“ in der Übersicht 1 zusammengefasst werden.
Bei einem derzeitig erforderlichen Investitionsvolumen von ca. 80.800 € (spezifische Investitionskosten: ca. 2.680 €/kWpeak) für eine betriebsfertige Anlage inklusive sämtlicher Nebenkosten kann (noch) eine Einspeisevergütung von 39,13 €-cent/kWh erwartet werden.
Die Eigenfinanzierungskraft dieser Anlage kann einen Fremdfinanzierungsanteil von 93% bei einer Laufzeit von 10 Jahren tragen. Es sind also 7% an Eigenmitteln erforderlich, entweder gleich oder sonst als jährliche Einschüsse aufgrund defizitärer Liquiditätsentwicklung. Bis zum 11. Jahr ist die Liquiditätslage durch den Kapitaldienst und den für das 11. Jahr einkalkulierten Wechselrichterersatz angespannt, danach bleibt ordentlich Geld in der Kasse.
Werden das eingelegte Eigenkapital mit 3,5% und die Zeiten für Dach- und Zählerkontrolle (6 Minuten/Tag dürften betrieblich notwendig, weitere Zeiten eher „der Freude am Geld verdienen“ zuzuordnen sein) mit anfänglich 17 €/AKh entlohnt, so sind als Unternehmergewinn anfangs (bescheidene) 1.700 €/Jahr, insgesamt über die 20 Jahre aber rund 49.126 € zu erwarten. Dies entspricht einer (traumhaften) Gewinnrate von 24,2%.
Was ändert sich für eine 30 kWpeak-Dachanlage ?
Durch die oben genannte zusätzliche Absenkung würde – unveränderte Investitionskosten vorausgesetzt (Nr. „Dach 2“ in der Übersicht 1) – die Wirtschaftlichkeit stark einbrechen. Weil „nur“ noch 32,68 €/kWh an Einspeisevergütung gezahlt würden, sind 25,4% Eigenkapital erforderlich, damit eine Fremdkapital-Laufzeit von 10 Jahren tragbar bleibt. Darüber hinaus brechen ca. 35.000 € Umsatz weg, was zu einem Rückgang des Gesamtgewinns auf 10.640 € führen würde. Nun bleiben nur noch 18 statt 81 €/kWpeak/Jahr übrig.
Dieses Extremszenario würde dazu führen, dass die Gewinnrate auf 6,2% sinkt, so dass die Anzahl der Neuinstallationen deutlich sinken dürfte, was wiederum Reaktionen der Modulproduzenten beim Preis nach sich ziehen würde.
Das Szenario „Dach 3“ unterstellt (den ebenfalls relativ unrealistischen Fall), dass die Produzenten den Nachteil komplett übernehmen, indem sie die Modulpreise so weit senken, dass für die Investoren der gleiche Gewinn entsteht wie vor der Senkung der Einspeisevergütung. Die Module müssten sich dann soweit verbilligen, dass eine betriebsfertige Anlage für etwa 59.300 € zu haben ist (unter 2.000 €/kWpeak). Bei konstantem absolutem Gewinn würde die Gewinnrate sogar auf 29,2% vom Umsatz steigen. Dann wäre die Anlage sogar komplett mit Fremdkapital über 10 Jahre finanzierbar. Aus Sicht der Modulhersteller ist dies aber vermutlich eine zu einseitige Lösung, wenn sie die Modulpreise um noch einmal 27% senken müssten.
Sollen sich für die Betreiber dieselben Renditen einstellen, so ergibt sich die Gewinnrate von 24,2% bei einer Investitionssumme von 64.100 € (= 2.126 €/kWpeak). Zur Liquiditätsstabilisierung sind dann 4,2% Eigenkapital erforderlich und der Gewinn würde 40.684 € betragen (67 €/kWpeak/Jahr). Die Absenkung der Modulpreise um 21% erscheint aber auch relativ realitätsfern.
Wahrscheinlich trifft man sich irgendwo dazwischen. Wenn die Modulpreise noch einmal deutlich nachgeben (-10%), dann schultern die Hersteller etwa ein Drittel des Ergebnisrückganges. Im Szenario „Dach 5“ bleiben für den Anlagenbetreiber bei 73.100 € Investitionskosten, von denen allerdings knapp 17% aus Eigenmitteln zu bestreiten wären, dann mit 24.682 € noch 14,7% vom Umsatz als Gewinn übrig, was einem spezifischen Gewinn von 41 €/kWpeak/Jahr entspricht.
Freiflächenanlagen vor dem „Aus“?
Ein Großteil des Kapazitätswachstums an Solarstrom, dass die Bundesnetzagentur für den Zeitraum vom 1.10.2008 bis 30.09.2009 auf 2.339 MW (ca. 2 Kernkraft- oder 3 Kohlekraftwerke) beziffert, war auf die zunehmende Zahl an Freilandanlagen auf Ackerflächen zurückzuführen. Diese Förderung, die eigentlich den Anlagenbau auf den Flächen fördern sollte, die z. B. aufgrund von chemischen Belastungen nicht anderweitig nutzbar sind, lief bislang weitgehend ins Leere. Bei den erforderlichen Investitionsvolumina für derartige Anlagen, die ein Besatzkapital von ca. 2,5 Mio. €/ha bewirken, spielten die Kosten der Fläche eine untergeordnete Rolle, so dass diese Anlagen zumeist auf Flächen mit Lagevorteilen errichtet wurden. Diese unerwünschte Fehlsteuerung soll mit der neuen Regelung abgestellt werden.
Freiflächenanlagen waren nach dem Modulpreisverfall Mitte 2009 mit Umsatzrenditen von bis zu 20% ebenfalls sehr rentabel geworden, aber nur, wenn man mal eben 5 bis 6 Mio. € in die Hand nahm. Wie die Modellkalkulation „Land 1“ in der Übersicht 2 zeigt, sind die Anlagen bei spezifischen Investitionskosten von 2.465 €/kWpeak bei einer Anlagengröße von ca. 2.403 kWpeak immer noch so rentabel, dass sie über 20 Jahre einen Unternehmergewinn von ca. 2.119.400 € erwarten lassen. Mit 44 €/kWpeak/Jahr ist der spezifische Gewinn zwar nur etwa halb so hoch wie auf dem Dach, aber dafür ist die Anlage ja auch etwas größer. Die Gewinnrate, also der Umsatzanteil, der nach Abzug der Kosten übrig bleibt, lag bei 18%. Sofern eine Fremdkapitallaufzeit von 10 Jahren anvisiert wird, sind zur Vermeidung von Liquiditätsdefiziten ca. 25% Eigenkapital erforderlich.
Wird nun die Vergütung von 28,43 €-Cent/kWh auf 23,64 €-Cent/kWh gekürzt, so würde die Anlage bei konstantem Investitionsbedarf aus Liquiditätsgründen einen Eigenkapitalanteil von knapp 40% erfordern. Insgesamt gesehen wird sie zudem mit -224.000 € in 20 Jahren ein eindeutiges Verlustgeschäft („Land 2“ in der Übersicht 2). Hier wird die Gewinnschwelle erst bei einem Verzicht auf mindestens 18% der Faktoransprüche erreicht. Dies entspricht maximal 14 €/AKh Lohnanspruch und 2,88% Eigenkapitalverzinsung.
Soll die Gewinnrate bei den bisher erzielbaren 18% bleiben, müsste die Anlage mindestens 1 Mio. € günstiger werden. Eine betriebsfertige Anlage für 2.027 €/kWpeak? Diese Voraussetzung des Szenarios „Land 3“ erscheint dann doch zurzeit noch etwas unrealistisch. Da der so erzielte Gewinn von 1,75 Mio. € zusammen mit der Verzinsung des Eigenkapitals dem 1,8-fachen des Eigenkapitals entspricht, könnten aber vielleicht Abstriche bei der Gewinnerwartung das Projekt doch realisierbar erscheinen lassen.
Im Szenario „Land 4“ wird davon ausgegangen, dass für die Erstellung dieser Anlage noch etwa 5,3 Mio. € benötigt werden (= 2.204 €/kWpeak), von denen allerdings bei Finanzierung auf 10 Jahre 31,8% aus Eigenmitteln beizusteuern sind. Dann wäre zwar immer noch ein Unternehmergewinn von ca. 970.000 € erreichbar, der aber nur noch knapp die Hälfte des derzeit Möglichen ausmacht. Mit 10% Gewinnrate bzw. 20 €/kWpeak/Jahr an spezifischem Gewinn sollte dies aus Risikoüberlegungen heraus die Untergrenze der Gewinnerwartung darstellen und somit die Obergrenze der Investitionssumme festschreiben. Das dürfte ab 1.7. machbar sein.
Geht es um die Beplanung einer Ackerfläche, sofern diese überhaupt noch genehmigungsfähig bleiben wird, so wäre das Projekt, wie die Ergebnisse im Szenario „Land 5“ zeigen, nach der zusätzlichen einmaligen Absenkung der Vergütungssätze um weitere 10% nur noch vergleichbar attraktiv, wenn die Investitionskosten mit ca. 4,3 Mio. € unter ein Niveau von 1.800 €/kWpeak fallen. Dies erscheint aber als ein noch weit entfernter zukünftiger Zielpreis, in diesem Jahr wird er wohl kaum eintreten, weil dies eine Senkung der Anlagenkosten um 25% implizieren würde, zumal nun aufgrund der gravierenden Erlösunterschiede vermutlich zuerst alle nicht-landwirtschaftlich genutzten Flächen bebaut würden. Ein Schlupfloch, das bestimmt auch bald gestopft wird, wäre die Ausweisung bisheriger Ackerflächen als Sondergebiet, was dass ja nicht mehr eine landwirtschaftliche Fläche darstellt.
Fazit
Die Politik holt mit einem aus Sicht vieler Kritiker längst überfälligen Schritt die Renditen in der Solarstrombranche auf ein gesellschaftlich akzeptables Maß zurück.
Wer bis zum Stichtag – auszugehen ist wohl vom 1.7. - noch eine Anlage ans Netz bekommt, ist gut beraten, dies auch umzusetzen. Das gilt sowohl auf dem Dach als auch für Freilandanlagen.
Nach dem Stichtag werden die Renditen vermutlich deutlich beschnitten, nicht aber voll gekappt. Damit der Absatz weiterläuft, ist zu erwarten, dass die Modulpreise noch einmal deutlich nachgeben werden, so dass sich sowohl auf den Dachflächen als auch auf nicht landwirtschaftlich genutzten Freilandflächen immer noch attraktive Renditen ergeben werden.
Die Förderung von Freilandanlagen auf landwirtschaftlich nutzbaren Flächen allerdings steht wohl vor dem Aus, weil so eine weitere Verknappung der landwirtschaftlich nutzbaren Fläche vermieden werden soll.
(Quelle: http://www.lwk-niedersachsen.de/index.cfm/portal/6/nav/91/article/14750.html)
Bitte klicken Sie für ergänzende Tabellen und persönliche Ansprechpartner auf den Link !
