Photovoltaik und es lohnt sich doch

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1 Werner Schmid Photovoltaik und es lohnt sich doch Von vielen totgeredet und dennoch lohnt es sich. Und das in mehrfacher Hinsicht. Photovoltaik ist weiterhin eine der tragenden Technologien, wenn wir die Energiewende und das von der Politik oftmals zitierte 2 C-Ziel, d.h. eine Beschränkung der Klimaerwärmung auf 2 C bis ins Jahr 2100, erreichen wollen. Und, das ist die besser greifbare Botschaft die Erzeugung und Nutzung von Photovoltaikstrom im eigenen Betrieb in Landwirtschaft und Gewerbe oder Zuhause ist nahezu unverändert ökonomisch attraktiv! Grafik 1 Rendite: Interner Zinssatz (in %) Anlagengröße 30 kwp Int. Zinssatz in % kwh 13,6 11,8 10,2 9,5 9,1 8,6 1 9,2 6,3 2,5 6,6 5,6 4,3 1 7,6 6,8 4,9 0,3 850 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Dachanlage 850 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Dachanlage 850 kwh/kwp, ohne Eigenverbrauch, Dachanlage 850 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Freiland kwh 11,2 10,8 10,4 15,3 13,7 12,2 10,4 7,6 4,2 8,1 7,1 5, ,7 7,6 6,1 2,0 950 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Dachanlage 950 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Dachanlage 950 kwh/kwp, ohne Eigenverbrauch, Dachanlage 950 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Freiland 1 12,8 12,5 12, kwh 17,1 15,4 14,2 11,5 8,9 5,8 9,4 8,6 7,5 1 9,9 8,4 7,4 3, Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart.2006 Inbetriebnahme 3.Quart Quart.2004 Abbildung 1 Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen. 1.Quart Quart kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Dachanlage 1050 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Dachanlage 1050 kwh/kwp, ohne Eigenverbrauch, Dachanlage 1050 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh, Freiland

2 Grafik 2 Herstellungskosten 2004 bis II/2015 in / kwp (Herstellungskosten einer 30 kwp-anlage) Abbildung 2 Entwicklung der Herstellungskosten für PV-Anlagen Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quelle: Thomas Braun, MBR Schwäbisch Hall R ichtig ist, dass mit den Nachregelungen im Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG), die seit 1. August 2014 in Kraft sind, die Einspeisung von Photovoltaikstrom ins öffentliche Stromnetz deutlich an Attraktivität verloren hat. So lohnt sich die Einspeisung aus Anlagen mit schwächerem Ertragspotential, z.b. 850 Kilowattstunden pro Kilowattpeak (kwh/kwp) im Jahr, praktisch nicht mehr (Abb. 1). Denn die Rendite für neue Anlagen mit dem ausschließlichen Ziel, den PV-Strom einzuspeisen, ist stark gesunken. Dies gilt auch für aktuelle Neuanlagen mit höherem Ertragspotential (950 bzw kwh/kwp), wenngleich bei guten Solarerträgen hier noch eine gewisse Rendite zu erzielen ist. So lässt sich bei einem durchschnittlichen Jahresertrag von kwh/kwp mit einer PV-Anlage, die im Juni 2015 in Betrieb ging, auch bei Volleinspeisung noch eine Rendite von rund 3, erzielen. Historisch betrachtet war der Bau von PV-Anlagen zur ausschließlichen Stromeinspeisung in einigen Zeiträumen sehr attraktiv, da sich aus der Mischung von günstigen Baukosten (Abb. 2) und Mindestvergütungssätzen (Abb. 3) fallweise eine sehr gute Rendite (interne Verzinsung) errechnete. So beispielsweise Anfang 2004 zum Start des grundlegend überarbeiteten EEG, als die Herstellungskosten einer 30 Kilowatt-Peak (kwp)-anlage bei rund Euro/kWp lagen und eine Mindestvergütung von 57,4 Cent/Kilowattstunde (Cent/kWh) garantiert war. Ein starker Rückgang der Herstellungskosten in 2009, bedingt durch eine sinkende Investitionsbereitschaft in die Photovoltaik aufgrund schwächerer Renditen bei gleichzeitig starkem Marktwachstum auf Seiten der Hersteller, brachte ebenso wie 2011/12 weitere Renditespitzen hervor. Vor diesem Hintergrund passte die Politik das EEG in 2012 an. Zum 1. April 2012 sanken die Vergütungssätze deutlich, die Rendite für Anlagen, welche ausschließlich auf Stromeinspeisung ausgelegt waren, brach drastisch um rund die Hälfte ein. Seit diesem Zeitpunkt befinden sich die Renditen für reine Einspeiseanlagen kontinuierlich im Sinkflug. Dies ist vor allem der Tatsache geschuldet, dass die Luft für weitere Kostensenkungen auf Seiten der Hersteller inzwischen begrenzt ist, nachdem die Herstellungskosten ein Niveau von nur noch knapp über Eintausend Euro pro Kilowattpeak erreicht haben. Die Rendite von Anlagen, die den erzeugten Strom ausschließlich einspeisen ist stark gesunken. In Summe, das haben die letzten Änderungen des EEG gezeigt, setzt die Politik auf das Thema Eigenverbrauch vor Ort sowie die Direktvermarktung von regenerativem Strom. Gleichzeitig wird das Ziel verfolgt, das starke Wachstum, d.h. den jährlichen Zubau, zu begrenzen. Aber gerade für Betriebe in Landwirtschaft und Gewerbe eröffnet sich hier eine neue Chance. Photovoltaikanlagen, die so ausgelegt werden, dass sie einen großen Anteil des betrieblichen Stromverbrauchs decken können, sind nahezu noch genauso wirtschaftlich wie in den Vorjahren. Auch wenn die Einspeisevergütungen, die inzwischen auf ein Niveau um 12 Cent/KWh gesunken sind, noch weiter sinken. Denn Ziel ist es nicht, den größten Teil des Stroms für 12 Cent zu verkaufen, sondern Ziel ist es, zugekauften Strom, welcher zwischenzeitlich um die 20 Cent/kWh kostet, konsequent durch PV-Eigenstrom zu ersetzten. Unter den aktuellen Gegebenheiten kann Die Deckung des betrieblichen Stromverbrauchs durch eigene Erzeugung ist immer noch sehr attraktiv. 31

3 Grafik 3 Einspeisevergütungssätze nach EEG (ab 2000) Abbildung 3 Entwicklung der EinspeiseVergütungen für Photovoltaikstrom EEG 2000 EEG bis 2004 Ct / kwh -- 0 bis 30 kwp 30 bis 100 kwp 100 bis kwp über 1 MWp -- Freiland 0 bis 10 kwp 10 bis 40 kwp 40 bis kwp */** 1 MWp bis 10 MWp */** Freiland */** ab 08/2014 gilt: * bis max. 500 kwp ab 01/2016 gilt: ** bis max. 100 kwp 60 alle Anlagentypen EEG 2014 EEG 2012 Dachanlagen 50 Freiland (*) (**) Quellen: Bundesnetzagentur; EEG (div. Fassungen ab 2000) Aktuelle Vergütungssätze - feste Einspeisevergütungen (Angaben in Cent/kWh) ab Juni 2015 ab Juli 2015 ab August 2015 ab September ) Das angenommene Ertragspotential von 950 kwh/kwp wird im Süden teilweise deutlich übertroffen, wodurch sich erheblich höhere Renditen erzielen lassen. Dachanlagen 0 bis 10 kwp 12,40 12,37 12,34 12,31 10 bis 40 kwp 12,06 12,03 12,00 11,97 (bis max. 500 kwp) 40 bis 500 kwp 10,79 10,76 10,73 10,71 0 bis 500 kwp 8,59 8,57 8,55 8,53 Freilandanlagen und Dachanlagen auf Nichtwohngebäuden eine 30 kwp-anlage mit einem Ertragspotential von 950 kwh/kwp eine Rendite (interne Verzinsung) von rund 8,7% erwirtschaften, wenn der Betrieb von den durchschnittlich gut erzeugten Kilowattstunden rund Kilowattstunden selbst verbraucht (ca. 65%) und nur der Rest eingespeist wird. Die Praxis zeigt, dass sich zumindest im Süden auch deutlich höhere Solarerträge ernten lassen, wodurch die Rendite erheblich höher ausfallen kann. Zunächst erscheint eine Rendite von 8,7% im Vergleich zu früheren Werten in 2004, 2009 und 2011 als eher schwach. Lassen Sie sich aber nicht täuschen! Da die überwiegende Zahl der Anlagen mit hohem Fremdkapitalanteil finanziert wird, muss man bei der Bewertung der Nettorendite den Zinsüberschuß, d.h. die Differenz zwischen Internem Zinsatz abzgl. Zins für die Fremdfinanzierung betrachten (Abb. 4). 32 Freiland 1) (bis max. 500 kwp) Und genau hier liegt die Chance. Das Zinsniveau für längerfristiges Baugeld oder die Zinssätze der Landwirtschaftlichen Rentenbank bzw. der KfWBank für Erneuerbare Energien sind seit 2011 um rund 2,5% gesunken und schwanken derzeit um 1,2 bis 1,. Damit verbleibt auch bei einer etwas niedrigeren Bruttorendite unterm Strich ein Zinsüberschuss, welcher durchaus attraktiv ist. Wie Abbildung 4 zeigt stehen wir heute mit einer 30 kwp-anlage, die konsequent auf hohen Eigenverbrauch ausgerichtet ist, in Sachen Zinsüberschuss noch weitgehend so gut da wie in den Vorjahren. Mit Ausnahme der Sondersituation Ende 2011/Anfang 2012, als sehr günstige Herstellungskosten und gleichzeitig gute Mindestvergütungssätze Spitzenrenditen ermöglichten. Und Hand aufs Herz: Welche Anlageform bietet vergleichbare Renditechancen bei einem durchaus überschaubaren Risiko? Zumal dieses Risiko

4 Grafik 4 Renditebetrachtung ("Zinsüberschuss") Interner Zinssatz abzüglich Baugeldzinssatz (10 Jahre fest) 950 kwh 15,3 950 kwh/kwp, Eigenverbrauch kwh Baugeldzinssatz (10 Jahre fest) 11,3 10,2 12,0 1 8,7 3,2 durch sorgfältige Planung, soliden Bau und gewissenhafte Wartung und Pflege der Anlage in der Praxis sehr gering gehalten werden kann. Für die Praxis ergeben sich daraus folgende Überlegungen. Eine möglichst hohe Eigenverbrauchsquote (über 5) ist das Ziel. Dazu sollten Anlagengröße und Gesamtstromverbrauch zusammen passen. Nutzen Sie an dieser Stelle die Beratung, die mit Hilfe einer Lastganganalyse zu dem Thema Hinweise geben kann. Pauschale Aussagen lassen sich hier leider nicht treffen, da die Lastgänge und Stromverbräuche in den Betrieben/Betriebstypen zu unterschiedlich sind. Legen Sie Lasten, mit welchen Sie beispielsweise bislang günstige NT-Tarife genutzt haben, z.b. die Futterbereitung mit Schrotmühlen, auf den Tag, um damit den Solarstrom nutzen zu können. Bei Neu- und Ersatzinvestitionen ist es durchaus auch überlegenswert Technologien anzuschaffen, die eine PV-Eigenstromnutzung ermöglichen. Ein Beispiel dafür wäre die Eiswasserkühlung in der Milchviehhaltung. Wird Prozesswasser oder Heißwasser elektrisch bereitet, sollte dieser Strombedarf ebenfalls zu großen Teilen in die Zeit verlegt werden, in der die PV-Anlage Leistung bereitstellt. Hier gibt es zwischenzeitlich Technologien, die in der Lage sind, für die Warmwasserbereitung ausschließlich den PV-Überschussstrom, der nach dem Eigenverbrauch noch als Überschuss ins Netz gedrückt würde, konsequent zur Warmwasserbereitung zu 3.Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart Quart ,8 3,55% 1.Quart ,75% 8,3 7,45% 1 Abbildung 4 Nettorendite der PV-Stromerzeugung. 1,25% 3.Quart.2015 Differenz: Interner Zinssatz - Baugeldzins 1.Quart Quart.2014 nutzen. Mit solchen Maßnahmen lässt sich mit Hilfe der Warmwasserbereitung über längere Zeiträume eine praktisch 10-prozentige Eigenstromnutzung erreichen. Einhergehend mit den Überlegungen zur Erhöhung des Stromeigenverbrauchs drängt sich natürlich auch die Frage auf, ob der Eigenverbrauch nicht noch dadurch gesteigert werden kann, indem man ein Batteriesystem einbaut und nutzt. Klar ist: Technisch lässt sich das heute problemlos realisieren, lediglich die Auslegung der Batteriekapazität wäre dabei zu bedenken. Allerdings: Unter wirtschaftlichen Aspekten ist der Einsatz von Stromspeichern leider noch nicht darstellbar. Solide Berechnungen verschiedener Akteure in dieser Thematik ergeben immer dasselbe Ergebnis. Derzeit kostet die Speicherung einer Kilowattstunde zwischen 20 bis 25 Cent/kWh, berücksichtigt man Systemkosten von 800 bis Euro pro Kilowattstunde nutzbarer Speicherkapazität (Bleibatteriesysteme) und bringt zusätzlich rund 2 bis Vollzyklen sowie einen ca. 85%igen Systemwirkungsgrad in Ansatz. Ähnliche Werte weisen auch Lithiumbatteriesysteme auf, da diese zwar eine deutlich höhere Anzahl von Vollzyklen leisten können, aber dafür auch entsprechend höhere Herstellungskosten verursachen. Dann sind da noch die Herstellungskosten des zu speichernden Stroms zu berücksichtigen. Auf rund 12 Cent/Kilowattstunde belaufen sich die Vollkosten, legt man die in dieser Veröffentlichung genutzten Berechnungsgrundlagen für das 3. Quar- Niedrige Zinsen für Baugeld tragen dazu bei, dass Solaranlagen rentabel bleiben. Je höher die Eigenverbrauchsquote desto größer die Rendite. Lasten und Stromverbräuche sollten möglichst auf den Tag gelegt werden, um Solarenergie optimal zu nutzen. 33

5 Grafik 5 Abbildung 5 Höhere Ertragsleistung zu Tagesbeginn und -ende durch OST/WEST-Dächer. PV-Solarertrag: SÜD versus OST/WEST SÜD: 30 kwp OST / WEST: 2 x 15 kwp (Junitag) SÜD Leistungs-PLUS OST / WEST Morgen/Abend OST+WEST OST WEST :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0 tal 2015 zugrunde. Bei der Berechnung wurde bereits die seit 01. August 2014 fällige EEG-Umlage für eigen verbrauchten Strom (ca. 2,36 Cent/ Kilowattstunde) berücksichtigt. Unterm Strich kostet so die Kilowattstunde, die man aus dem Batterieblock entnimmt, rund (30 bis) 40 Cent. Unter bestimmten Voraussetzungen können auch OST/WEST-Dächer für Solarnutzung interessant sein. 34 Voraussetzung für die Installation von PV-Eigenstromanlagen ist natürlich die Verfügbarkeit von freien Dachflächen. Die Berechnungen zeigen, dass bei hohem Eigenverbrauchsanteil auch wieder für reine Einspeiseanlagen unattraktive Flächen interessant sein können. So können beispielsweise OST/WEST-Dächer, die gegenüber SÜD-Dächern ein deutlich geringeres Ertragspotential aufweisen (minus 10 bis 15% Solarertrag), im Einzelfall deshalb attraktiv sein, da sie die Möglichkeit bieten, Elektroverbraucher, die am Morgen oder am Abend ihren Strombedarf haben, besser zu bedienen (Abb. 5). Vergleicht man in Grafik 1 die Variante 850 kwh/ kwp mit kwh Eigenverbrauch (OST/ WEST-Dach) mit der Variante 950 kwh/kwp mit kwh Eigenverbrauch, so ist die OST/ WEST-Dach-Variante im Vorteil. Für die OST/ WEST-Dach-Variante errechnet sich im III. Quartal 2015 eine Rendite von 7,, während die SÜD-Dach-Variante mit geringerem Eigenverbrauchsanteil nur auf 6,1% kommt. Sicherlich ist der dargestellt Vergleich extrem, aber grundsätzlich können OST/WEST-Dachvarianten mit geringerem Ertragspotential bei hohen Eigenverbrauchsanteilen weiterhin punkten. Zumindest eine ernsthafte und solide Kalkulation lohnt sich, wenn im Betrieb Stromverbraucher vorhanden sind, die zu Tagesbeginn oder -ende laufen müssen. Ähnliches gilt für Dächer, die aufgrund der Bestimmungen des EEG nur Anspruch auf Freiland-Vergütungssätze haben. Darunter fallen beispielsweise Maschinenhallen im Außenbereich. Abbildung 5 zeigt modellhaft, dass 2 Anlagen mit 15 kwp, installiert auf einem OST und einem WEST-Dach (10-15 DN), gegenüber einer 30 kwp-anlage auf dem SÜD-Dach (25-35 DN) in den frühen Morgenstunden sowie den späten Abendstunden über einen Zeitraum von jeweils 2 bis 3 Stunden deutlich mehr Leistung (Leistungs-PLUS) zur Verfügung stellen können. Dies ermöglicht es, den Eigenverbrauchsanteil bei gleicher Gesamt-Anlagengröße merklich zu steigern. Wenn bei der Kalkulation von Anlagen auf Dächern dieser Kategorie der Schwerpunkt ebenfalls auf der Eigenstromnutzung liegt, ergeben sich durchaus interessante Renditen. Denn die schwächere Einspeisevergütung hat kaum Einfluss auf die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung, da ja nur wenig Strom eingespeist wird (Abb. 1). So lässt sich mit einer im 3. Quartal 2015 installierten 30 kwpanlage auf einer Maschinenhalle (nur Freilandvergütungsanspruch ) mit einem Ertragspotential

6 Photovoltaik So haben wir gerechnet So haben wir gerechnet... Anlagengröße in kwp (Dachanlage/Freilandanlage) 30 kwp Solarertrag 850 / 950 / 1050 kwh/kwp Herstellungskosten AFA Reparatur Versicherung Sonstiges (Steuerberatung, etc.) Ø HK im Inbetriebnahmezeitraum 20 Jahre 660 Euro 150 Euro 190 Euro Wert der Eigenstromverwendung (netto) jährliche Strompreisteuerung EEG-Umlage für Eigenstrom (ab 08/2014) von 950 kwh/kwp eine durchaus ansehnliche Rendite von 7, erwirtschaften, wenn von dem produzierten Strom rund Kilowattstunden selbst verbraucht werden. Fazit Wer noch keine Eigenverbrauchsanlage besitzt oder in Sachen Eigenverbrauch noch Potential sieht, gleichzeitig im Betrieb aber viel Strom verbraucht, sollte gerade jetzt bei dem außergewöhnlich niedrigen Zinsniveau für Fremdkapital darüber nachdenken, ob nicht die Investition in eine an den betrieblichen Stromverbrauch und die Lastgänge angepasste Photovoltaik-Eigenverbrauchsanlage sinnvoll wäre. Dadurch, dass bei hohen Eigenverbrauchsanteilen die Wirtschaftlichkeit sehr stark durch den Preis des ersetzten Zukaufstroms geprägt wird, werden auch Dächer wieder interessant, die unter dem Aspekt der Volleinspeisung komplett aus den Überlegungen gefallen sind. Bevor Sie das Thema Photovoltaik abschreiben lohnt es sich Überlegungen und Berechnungen anzustellen. Denn eines ist gewiss. Die nächste Strompreiserhöhung kommt bestimmt. So haben wir gerechnet Für die Kalkulationen wurde der PV-Rechner der LEL Schwäbisch Gmünd genutzt. Einzige Anlagenvariante ist eine 30 Kilowattpeak-Dachanlage, installiert auf Dächern mit und ohne Dachanlagen-Vergütungsanspruch. Verglichen werden drei Solarertragsvarianten (850 / 950 / 1050 kwh/ kwp) um ein breites Leistungsspektrum, insbe 2009: 18,50 Cent/kWh 2,0 % 2,36 Cent/kWh sondere auch das Leistungsspektrum von OSTund WEST-Dächern abzubilden. Die Herstellungskosten der Anlagen wurden beginnend ab 2004 quartalsweise vom Maschinenring Schwäbisch Hall zur Verfügung gestellt und fließen entsprechend in die Kalkulation ein. Als Lebensdauer der Anlage wird 20 Jahre unterstellt. Insgesamt Euro jährlich beträgt der Ansatz für Reparatur (660), Versicherung (150) und Sonstige Kosten (190) in allen Varianten. Die Vergütungssätze entstammen den verschiedenen, jeweils gültigen Fassungen des EEG. Der Wert des Eigenstroms wurde im Jahr 2009 mit 18,50 Cent/Kilowattstunde angesetzt, die Teuerungsrate beträgt jährlich. Darüber hinaus wurde bei allen Varianten mit Inbetriebnahme nach 01. August 2014 die EEGUmlage für den eigen verbrauchten Strom in Höhe von geschätzt 2,36 Cent/kWh berücksichtigt. Wer viel Strom verbraucht und noch keine Eigenverbrauchsanlage besitzt, sollte jetzt bei dem außergewöhnlich niedrigen Zinsniveau über die Investition in eine Photovoltaik-Anlage nachdenken. Photovoltaik-Kalkulationswerkzeuge der LEL Schwäbisch Gmünd Der Autor Werner Schmid stellt über die Homepage der LEL Schwäbisch Gmünd bereits seit 2004 zwei Kalkulationstools, zum einen zur Berechnung der Wirtschaftlichkeit/Rendite von PVAnlagen (Photovoltaik_Rechner_Vers_7_0_6), zum anderen zur Berechnung der Kosten/Vollkosten des erzeugten Eigenstroms (Photovoltaik_Eigenstromrechner_Vers_2_1), zur Verfügung. ( Navigation: Landwirtschaft / Erneuerbare Energien / EDV-Fachprogramme / Photovoltaikrechner) Werner Schmid LEL Schwäbisch Gmünd Tel / werner.schmid@lel.bwl.de 35