Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes 2011 gemäß 65 EEG

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1 Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes 2011 gemäß 65 EEG im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Vorhaben II c Solare Strahlungsenergie Endbericht Projektleitung: Matthias Reichmuth Leipziger Institut für Energie GmbH 01. Juni 2011

2 Zwischenbericht des Vorhabens II c Solare Strahlungsenergie vom Auftraggeber: Auftragnehmer: Unterauftragnehmer: Unterauftragnehmer: Unterauftragnehmer: Unterauftragnehmer: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Leipziger Institut für Energie GmbH (IE Leipzig) Projektleitung: Dipl.- Geograph Matthias Reichmuth Bearbeiter: Dipl.- Geographin Ilka Erfurt Dipl.- Wirtsch.- Ing. (FH) Christian Lorenz Dipl.- Wirtsch.- Ing. (FH) Alexander Schiffler Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg Projektleitung: M. Sc. Dipl.- Wirtsch.- Ing. (FH) Tobias Kelm Bearbeiter: Dipl.- Wirtsch.- Ing. Maike Schmidt Dipl.- Chem. oec Benjamin Schott Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik Bearbeiter: Prof. Dr.- Ing. Martin Braun MSc. Kathrin Büdenbender MSc. Heike Barth Dr.- Ing. Philipp Strauß Bosch & Partner GmbH Projektleitung: Dr. Dieter Günnewig Bearbeiter: Dipl.- Ing. Michael Püschel Dipl.- Ing. Helke de Beer Dipl.- Ing. Mathias Gehrke SOKO-Institut für Sozialforschung und Kommunikation Projektleitung: Dr. phil. Henry Puhe Alexanderstraße Berlin Lessingstraße Leipzig Industriestraße Stuttgart Königstor Kassel Lister Damm Hannover Ritterstraße Bielefeld

3 Zwischenbericht des Vorhabens II c Solare Strahlungsenergie vom Leipziger Institut für Energie GmbH Lessingstraße Leipzig Tel.: (0341) Fax: (0341) Ansprechpartner: Matthias Reichmuth Durchwahl: (0341) Matthias.Reichmuth@ie-leipzig.com

4 Inhaltsverzeichnis 1 Anlagenbestand und Marktentwicklung Entwicklung des deutschen Photovoltaikmarktes Anlagenbestand und Stromerzeugung Anlagengrößenklassen Ausblick auf den deutschen PV-Markt Regionale Verteilung Investoren Entwicklungen im Freiflächensegment Entwicklung der Installationszahlen Flächenkategorien und Flächeninanspruchnahme Technologieentwicklung Analyse des Wegfalls des Fassadenbonus Technologieentwicklung Module Wechselrichter Handwerkerbefragung Globale Angebots- und Nachfragemärkte sowie Marktentwicklung Angebotsmärkte Module auf Basis von kristallinem Silizium Dünnschichtmodule Globale Kapazitäten zur Bereitstellung von Zellen bzw. Dünnschichtmodulen BOS Exkurs: Produktionsmittel für die Photovoltaikindustrie Nachfragemärkte Marktentwicklung weltweit Wachstumsmärkte Kosten und wirtschaftliche Rahmenbedingungen Produktionskosten und preise Darstellung der Einflussbereiche der einzelnen Markteilnehmer Bestimmung gegenwärtiger Preise und Kosten entlang der Wertschöpfungskette Einschätzung zukünftiger Preise und Kosten entlang der Wertschöpfungskette Finanzierungsformen Investorengruppen Strukturen der Finanzierung Stromgestehungskosten Einflussfaktoren auf die Stromgestehungskosten Darstellung der Stromgestehungskosten der repräsentativen Modellfälle für das Betrachtungsjahr

5 3.3.3 Skaleneffekte für Anlagenbetreiber Entwicklung der Stromgestehungskosten für Modelle regional differenzierter Vergütung Pro und contra regional differenzierte Vergütung Modelle für eine regional differenzierte Vergütung Zusammenfassung Eigenverbrauch Rahmenbedingungen Ziele und Hintergrund Rechtliche Aspekte Vergütung nach 33 Abs. 2 EEG Bisherige Relevanz des Eigenverbrauchs in der Praixs Konzepte zur Erhöhung des Eigenverbrauchs Definition der Nutzertypen Eigenverbrauch ohne zusätzliche Energiemanagement- Systeme Lastmanagementanwendungen Strom-Wärme-Anwendungen Einsatz elektrischer Speicher Auswirkungen auf das Netz Auswirkungen des Eigenverbrauchs auf den deutschlandweiten Lastbedarf und die PV-Einspeisung Energiewirtschaftliche Auswirkungen Entlastungen aufgrund der Eigenverbrauchsregelung Belastungen aufgrund der Eigenverbrauchsregelung Ergebnis der gesamtwirtschaftlichen Abwägung Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für Modellfälle Annahmen zu den Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen Charakterisierung der Modellfälle Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen Angemessene Höhe des Anreizes für Eigenverbrauch Analyse der Wirksamkeit der Eigenverbrauchsregelung Ziel: Marktintegration Ziel: Anreiz für technische Innovationen Ziel: Lokale Netzentlastung Ziel: Sensibiliserung / Ausgleich Energieangebot und - bedarf Weitere Effekte Zusammenfassende Zielbewertung Bewertung möglicher Handlungsalternativen Unveränderte Fortsetzung Optimierung Umstrukturierung Abschaffung Ableitung von Handlungsempfehlungen

6 5 Netzparität Definition Einflussfaktoren Investitionskosten Einstrahlung am Anlagenstandort Endverbraucherstrompreise Lastprofil des Nutzers Speicherkosten Verkaufserlöse für Strom Zeitpunkt der sogenannten Netzparität Auswirkungen der sogenannten Netzparität Grundgedanke Problem des geringen Eigenverbrauchsanteils Lösungsoptionen Fazit Echte Netzparität Auswirkungen auf den Energiemarkt Auswirkungen auf die Versorger Auswirkungen auf den Netzbetreiber Auswirkungen auf Verbraucher mit eigener PV-Anlage Auswirkungen auf Verbraucher ohne PV-Anlage Auswirkungen auf die Marktakteure im Überblick Geschäftsmodelle nach Erreichen der echten Netzparität Rahmenbedingungen für echte Netzparität Lösungsansatz zur Kostenaufteilung Fazit Netzparität in anderen Ländern Degression Steuerung in Abhängigkeit vom Marktvolumen Das Instrument der zubauabhängigen Degressionsanpassung Hintergrund Ausgestaltung des Instruments im EEG Analyse der Wirksamkeit des Instruments Überlagerung durch andere Effekte Neugestaltung der Regelung im Ersten Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 11. August Änderung der Regelung im Zuge des Europarechtsanpassungsgesetzes Erneuerbare Energien (EAG EE) vom 01. Mai Wirksamkeit als Zubaubegrenzung Innovationsbeschleunigende Wirkung Wirksamkeit als Differenzkostenbegrenzung Methodische Grundlagen und Handlungsempfehlungen zur zukünftigen Ausgestaltung Gestaltung in Anlehnung an die Lernkurve Verstetigung der Absenkung

7 7 Umweltauswirkungen Mögliche Freisetzung umweltrelevanter Schadstoffe aus PV- Anlagen Anlass und Vorbemerkungen Übersicht zur Dünnschichttechnologie in der Photovoltaik Potenzielle Schadstoffeinträge in die Umwelt Zusammenfassende Einschätzung des Umweltrisikos Fazit und Handlungsempfehlungen Wirkungen von PV-Freiflächenanlagen auf Natur und Umwelt Übersicht Umweltauswirkungen von Solarparks Einschätzung der aktuell diskutierten Auswirkungen Analyse von Bauleitplanverfahren im Hinblick auf die Minderung anlagenbezogener Umweltauswirkungen Vorgehensweise und Ergebnisse Zusammenfassende Beurteilung Räumliche Steuerungswirkung und Zielbezogenheit des EEG Vergütungskriterien des EEG Freiflächenanteil im Verhältnis zu Dachanlagen Wirksamkeit der Freiflächenkriterien bezogen auf die Marktakzeptanz der Kategorien Zielbezogenheit der Freiflächenkriterien des EEG Naturschutzfachliche Aspekte von militärischen Konversionsflächen Naturschutzrechtlich hochwertige Flächen und Flächenkategorie Konversionsflächen aus juristischer Sicht Zielbezogenheit der neuen Flächenkategorien des EEG Potenzialabschätzung für PV-Freiflächenanlagen an Autobahnen und Schienenwegen Fazit und Handlungsempfehlung Planerische Ansätze zur räumlichen Steuerung von PV- Freiflächenanlagen Problemstellung Photovoltaik in der Landes- und Regionalplanung Hinweise und Handlungsempfehlungen Aspekte zu PV-Anlagen auf Gebäuden und anderen baulichen Anlagen Gebäude zur vorrangigen Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie Photovoltaik und Lärmschutzanlagen Zusammenfassung und Empfehlungen für die Anpassung des EEG Marktentwicklung nach Segmenten Weltmarktentwicklung Kosten und wirtschaftliche Rahmenbedingungen Eigenverbrauch Netzparität

8 8.6 Degression Steuerung in Abhängigkeit vom Marktvolumen Umweltauswirkungen Anhang Darstellung von Lernkurveneffekten Anlagen zu Kapitel 4 Eigenverbrauch Begriffsdefinitionen Technische Voraussetzungen und Zähleranordnung Beschreibung der Beispielnetze Anlagen zu Kapitel 7 Umweltauswirkungen Steckbriefe der geprüften Anlagenzulassungen Steckbriefe der ausgewerteten regionalplanerischen Dokumente Tabellen der ausgewählten Beispiele von kommunalen Standortkonzepten Auszug aus der Begründung der Clearingstelle EEG Abkürzungsverzeichnis Tabellenverzeichnis Abbildungsverzeichnis

9 Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichts gemäß 65 EEG Zwischenbericht des Vorhabens II c Solare Strahlungsenergie 1 Anlagenbestand und Marktentwicklung Dieses Kapitel beschreibt die Entwicklung des deutschen Photovoltaikmarktes nach verschiedenen Marktsegmenten, Regionen und Größenklassen. Die Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen sind als Kapitel 8.1 im Zusammenhang mit der Zusammenfassung der übrigen Kapitel dargestellt. 1.1 Entwicklung des deutschen Photovoltaikmarktes Anlagenbestand und Stromerzeugung Seit dem Inkrafttreten des EEG im April 2000 hat die Nutzung der Photovoltaik in Deutschland eine steil ansteigende Wachstumskurve durchlaufen. Deutschland hat damit seine Position als größter PV-Absatzmarkt weiter ausgebaut und stand im Jahr 2010 mit einer neu installierten Leistung von 7,4 GW [1] für etwa zwei Fünftel des Weltmarktes von rd. 18 GW [2]. Bezogen auf die kumulierte installierte Leistung weltweit nimmt Deutschland einen Anteil von über 40% ein. Durch die mit der EEG-Novelle 2009 eingeführte Pflicht zur Meldung von Neuanlagen bei der Bundesnetzagentur wurde ein zeitnahes Monitoring der Marktentwicklung ermöglicht (vgl. Abb. 1-1). Vor der Einführung der Meldepflicht konnte erst mit einem Verzug in der Größenordnung von einem Jahr die tatsächlich installierte Leistung angegeben werden. Dies führte dazu, dass vorab teilweise widersprüchliche Angaben zur Marktentwicklung kursierten und ein zeitnahes Monitoring nahezu unmöglich war. Die heutige Meldepflicht erlaubt eine realistische Einschätzung des tatsächlichen Marktvolumens, obwohl nicht der Inbetriebnahmezeitpunkt der Anlagen abgefragt wird, sondern lediglich eine Zuordnung nach dem Eingangsdatum der Meldung erfolgt. Eine Unschärfe kann somit entstehen, wenn Anlagen zum Ende eines Jahres in Betrieb genommen werden, die Meldung jedoch erst nach dem Jahreswechsel erfolgt. Weiterhin besteht die Möglichkeit, dass Anlagenbetreiber nicht über die Meldepflicht informiert sind und folglich ihre Anlage nicht anmelden. Der Vergleich mit den offiziellen Angaben im EEG-Statistikbericht 2009 [3] zeigt jedoch, dass die Zahl der Meldungen von MW für das Jahr 2009 sehr gut mit dem tatsächlichen (über die Netzbetreiber erfassten) Zubau von MW übereinstimmt. 8

10 Monatliche Leistungsmeldungen [MW] Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Abb. 1-1: Entwicklung der bei der Bundesnetzagentur gemeldeten PV-Leistung nach Monaten von Januar 2009 bis Februar 2011 Die Deckelung des spanischen PV-Markts Ende 2008 hatte weitreichende Folgen für die PV-Industrie insgesamt sowie den deutschen PV-Markt im Besonderen. Zahlreiche Modulhersteller hatten mit einem weiteren Wachstum des spanischen Markts kalkuliert und ihre Produktionskapazitäten entsprechend stark ausgebaut. Der dann jedoch fehlende Absatz auf dem gedeckelten spanischen Markt zog ein Überangebot an Modulen und damit stark sinkende Preise im Laufe des Jahres 2009 nach sich (vgl. Abb. 3-29). Die gesunkenen Anlagenpreise in Verbindung mit einer attraktiven Einspeisevergütung führten schließlich in Deutschland zu einem kontinuierlich wachsenden Markt und einer zubaustarken zweiten Jahreshälfte. Das Wachstum gipfelte angesichts der Degression zum Jahreswechsel in einem überaus zubaustarken vierten Quartal, auf das insgesamt mehr als 60% der 2009 installierten Leistung von rund 3,8 GW entfällt wurde abermals eine höhere Gesamtleistung, als im Vorjahr installiert. Gleichwohl blieb die Marktentwicklung durch ein vergleichsweise schwaches viertes Quartal hinter den Markterwartungen von bis zu 10 GW zurück 1. Verglichen mit 2009 trug insbesondere die Entwicklung in der ersten Jahreshälfte zum starken Marktwachstum bei. Dies ist zum Großteil auf die Diskussionen im Vorfeld der Vergütungsabsenkung und den daraus erwachsenen Vorzieheffekten zurückzuführen. Nach langwierigen und überaus kontroversen Diskussionen wurde schließlich Anfang Juli 2010 eine Einigung im Vermittlungsausschuss erreicht und damit eine Vergütungsabsenkung in zwei Schritten beschlossen (13% zum sowie weitere 3% zum für Anlagen an/auf Gebäuden, 8% bzw. 3% für Anlagen auf Konversionsflächen sowie 12% bzw. 3% für sonstige Freiflächenanlagen). Die Vergütungskategorie Ackerfläche wurde gestrichen, den bereits in der konkreten Planung befindlichen Projekten wurde mit Übergangsregelungen Rechnung getragen. Einen zunehmenden Anteil am Marktwachstum in Deutschland nehmen Großanlagen ein. Das Wachstum des deutschen PV-Marktes geht mit einer eingespeisten Strommenge von rund 12 TWh im Jahr 2010 einher [4]. Damit wurden im Jahr 2010 bereits rund 2% der Bruttostromerzeugung von der Photovoltaik bereitgestellt. 1 Vgl. die Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber, 9

11 Tab. 1-1 zeigt die Entwicklung der jährlich installierten PV-Leistung nach Anlagentypen seit dem Jahr Ausgangsbasis für die Zeitreihen sind die von den Übertragungsnetzbetreibern an die BNetzA gemeldeten Daten zu den nach EEG vergüteten PV-Anlagen für Anlagen, die bis Ende 2009 in Betrieb genommen wurden sowie die in 2010 von den Anlagenbetreibern an die BNetzA gemeldeten Anlagendaten. Für die Zeitreihe zu den Freiflächenanlagen wurde auf die Datenbank zu den Freiflächenanlagen zurückgegriffen, die einst im Rahmen des PV-Monitoring-Projekts [5] erstellt und im Rahmen der Arbeiten am vorliegenden Bericht fortgeführt wurde. Unter den Regelungen des EEG 2000 wuchs der jährliche PV-Markt von gut 40 MW auf knapp 150 MW im Jahr 2003 an. Fassadenanlagen hatten während dieser Zeit praktisch keine Relevanz, und Freiflächenanlagen wurden nur im Rahmen der 100 kw-leistungsgrenze errichtet 2. Mit der EEG-Novelle im Jahr 2004 wurde die rechtliche Grundlage für das weitere Marktwachstum der PV in Deutschland geschaffen. Tab. 1-1: Entwicklung des jährlichen Leistungszubaus nach Anlagentypen [MW p ] 2000* ** Gesamter Jahreszubau davon Dachanlagen davon Freiflächenanlagen 0 1,3 10 5, davon Fassadenanlagen 0 0, ,0 1,4 1,3 1,4 1,2 1,7 4,2 * Rumpfjahr ** vorläufige Angaben Datenquellen: Statistikbericht 2009 der BNetzA [3]; BNetzA [6]; eigene Erhebungen zur Freiflächenanlagen (vgl. Kapitel 1.2); Unternehmensbefragung Mit der Einführung des Fassadenbonus im EEG 2004 wurden von 2004 bis zu dessen Auslaufen Ende 2008 insgesamt rund 7 MW fassadenintegrierte Anlagen installiert. Der Anteil der Fassadenanlagen am Zubau lag 2004 bei 0,3% ging 2005 und 2006 auf 0,15% und in den folgenden Jahren auf 0,1% auf 0,07% im Jahr 2008 zurück. Das Wegfallen der Vergütungskategorie für Fassadenanlagen erschwert das Monitoring in diesem Segment. Zur Abschätzung wird deshalb auf die Ergebnisse der Befragung von Handwerksunternehmen zurückgegriffen. Die Befragung von Handwerksunternehmen, die PV- Anlagen installieren (vgl. Kapitel 1.5), ergab für das Jahr 2009 einen weiteren Rückgang der an Fassaden installierten PV-Leistung von 0,045% in Bezug auf den Gesamtmarkt. Daraus wird auf einen Zubau von Fassadenanlagen in der Höhe von 1,7 MW im Jahr 2009 geschlossen. Für 2010 wird auf Basis der Befragungsergebnisse ein Anteil von 0,057% Fassadenanlagen am Zubau angesetzt, was in absoluten Zahlen einem Zubau von 4,2 MW entspricht. Damit wuchs der Bestand an Fassadenanlagen bis Ende 2010 auf rund 13 MW. Der Wegfall des Fassadenbonus wird in Kapitel 1.3 näher analysiert. Mit dem EEG 2004 ist neben der Einführung des Fassadenbonus die 100 kw- Grenze für Freiflächenanlagen weggefallen. Damit nahm die Nutzung der Photovoltaik auf Freiflächenanlagen ihren Anfang mit einem Anteil von 7 bis 8% am gesamten PV-Zubau in den Jahren 2004 bis Durch das zunehmende Wachstum der Anlagengrößen im Freiflächensektor stieg der Zubau 2007 und 2008 stark an, womit der Anteil am Zubau auf 12 bis 13% anwuchs. 2 Die Grenze wurde von einzelnen Projekten durch die Aufteilung in Einzelanlagen umgangen. 10

12 2009 und 2010 wurden nach vorläufigen Erhebungen Freiflächenanlagen mit einer Leistung von rund 680 MW bzw MW installiert. Innerhalb von zwei Jahren hat sich damit der Freiflächenbestand gegenüber Ende 2008 um den Faktor 4 vergrößert. Der Anteil an Freiflächenanlagen ist im Jahr 2009 auf 18% des Zubaus gewachsen. Durch die Herausnahme neuer Anlagen auf Ackerflächen aus der Vergütung ging der Freiflächenanteil 2010 bereits in geringem Umfang auf einen Zubauanteil von 15% zurück (Abb. 1-2). Eine detaillierte Untersuchung des Freiflächenmarktes erfolgt in Kapitel 1.2. jährlicher Leistungszubau in MW % * Rumpfjahr ** vorläufige Angaben Abb. 1-2: Freiflächenanlagen Dachanlagen Anteil Freiflächenanlagen 1% 9% 4% 7% 7% * 7% Entwicklung des jährlichen Leistungszubaus nach Dach- und Freiflächenanlagen (ohne Fassadenanlagen) Zum Ende des Jahres 2010 sind in Deutschland rund Photovoltaikanlagen installiert. Der Anlagenbestand ist bis Ende 2010 auf eine Leistung von insgesamt 17,3 GW gewachsen (Tab. 1-2). Der Anteil der Freiflächenanlagen am Bestand ist bis zum Jahr 2008 moderat auf ein Zehntel der installierten Leistung gestiegen. Durch das starke Wachstum im Freiflächensegment in den Jahren 2009 und 2010 erhöhte sich der Anteil der Freiflächenanlagen am Bestand auf einen Anteil von rund 14% (Abb. 1-3). kumulierte installierte Leistung in MW % * vorläufige Angaben Abb. 1-3: Freiflächenanlagen Dachanlagen Anteil Freiflächenanlagen 2% 4% 4% 6% 6% * 7% Entwicklung des Anlagenbestandes nach Dach- und Freiflächenanlagen (ohne Darstellung der Fassadenanlagen) 14% 9% 11% 9% 18% 13% 15% 14% 24% 21% 18% 15% 12% 9% 6% 3% 0% 15% 12% 9% 6% 3% 0% Anteil Freiflächenanlagen am Zubau Anteil Freiflächenanlagen am Bestand 11

13 Der Anlagenbestand an Fassadenanlagen bleibt mit rund 13 MW vernachlässigbar gering. Insgesamt betrug die Stromerzeugung aus Photovoltaik im Jahr 2010 rund 12 TWh (rund 2% des Bruttostromverbrauchs in Deutschland). Tab. 1-2: Anlagenbestand, Stromerzeugung und Vergütungszahlungen von Photovoltaikanlagen zwischen 2000 und * Anlagenbestand [MW p ] davon Dachanlagen davon Freiflächenanlagen 1,8 3, davon Fassadenanlagen 0,01 0,04 0,04 0,04 2,0 3,5 4,7 6,1 7,4 9,1 13,3 Strommenge [GWh/a] ** EEG-Vergütung [Mio. /a] k. A. k. A. 81,7 153,7 282,7 679, k.a. Mittlere EEG-Vergütung [ct/kwh] k. A. k. A. 50,43 49,11 50,84 52,97 53,01 51,37 50,19 47,99 k.a. * vorläufige Angaben ** zusätzlich wurden rund 5 GWh Strom (Eigenverbrauch) vergütet, der jedoch nicht eingespeist wurde. Datenquellen: Statistikbericht BNetzA [3], BNetzA [6]; eigene Erhebungen zur Freiflächenanlagen (vgl. Kapitel 1.2); Unternehmensbefragung; VDN, BDEW [7] Zum Zeitpunkt der Berichterstellung lag die EEG-Jahresabrechnung 2010 mit Daten zu den Vergütungszahlungen noch nicht vor, weshalb im Folgenden ein Blick auf die Vergütungszahlungen im Jahr 2009 geworfen wird. Die für den im Jahr 2009 eingespeisten PV-Strom geleisteten Vergütungszahlungen belaufen sich auf insgesamt 3,16 Mrd.. Damit entfallen 29% der insgesamt 2009 gezahlten EEG-Vergütungen von 10,8 Mrd. auf die Stromerzeugung aus Photovoltaik. Dem gegenüber steht ein Anteil von knapp 9% an der gesamten EEG-Strommenge des Jahres 2009 [7]. Durch die hohen Degressionssätze der PV hat sich das Missverhältnis zwischen dem geringen Anteil an der EEG-Strommenge und dem im Vergleich dazu hohen Vergütungsanteil bereits deutlich vermindert. Während 2005 ein Anteil von rund 3% PV-Strom bei einem Anteil von 15% an der Vergütungssumme zu verzeichnen war, hat sich im Jahr 2009 der Anteil am EEG-Strom auf 9% verdreifacht, der Anteil an der gesamten EEG-Vergütungssumme verdoppelt. Die mittlere EEG-Vergütung für den Anlagenbestand fiel von 53 ct/kwh (2005 und 2006) bis 2009 auf rund 48 ct/kwh. Durch den gestiegenen Anteil von Groß- und Freiflächenanlagen in den Jahren 2009 und 2010 (vgl. Teilkapitel 1.1.2), die mit geringeren Sätzen vergütet werden, wird für 2010 ein weiteres deutliches Absinken der mittleren Vergütung des Anlagenbestandes erwartet Anlagengrößenklassen Die Untersuchung der Anlagengrößenklassen zielt nicht auf die im EEG festgelegten Vergütungsklassen 3, sondern geht in einer Gesamtschau auf die jährlich installierte Anzahl und Leistung ein, ohne nach Dach-, Fassaden- oder Freiflächenanlagen zu differenzieren. 3 EEG 2000 und EEG 2004: Dach- und Fassadenanlagen bis 30, bis 100 und ab 100 kw; Freiflächenanlagen. EEG 2009: Dachanlagen bis 30, bis 100, bis und ab kw; Freiflächenanlagen. 12

14 Bei der Betrachtung des Jahres 2000 ist zu berücksichtigen, dass das EEG zum in Kraft getreten ist und das Jahr 2000 folglich ein Rumpfjahr mit neun Monaten darstellt. Weiterhin ist im Hinblick auf das Jahr 2010 zu berücksichtigen, dass sich in geringem Ausmaß Verschiebungen zwischen den Größenklassen ergeben können. Dies ist darauf zurückzuführen, dass für das Jahr 2010 die bei der Bundesnetzagentur eingegangenen Anlagenmeldungen nach 16 Abs. 2 EEG ausgewertet wurden, die für Einzelanlagen mehrere Teilmeldungen beinhalten können. Teilmeldungen können bei Großanlagen auftreten, die in mehreren Bauabschnitten ans Netz angeschlossen werden oder bei Anlagen, deren Inbetriebnahmemeldungen aus sonstigen Gründen in mehreren Teilen an die Bundesnetzagentur übermittelt wurden. Die Entwicklung der Jahre 2000 bis 2010 lässt einen klaren Trend hin zu höheren Anteilen von größeren Anlagen erkennen. Gleichzeitig ist die Bedeutung von Kleinanlagen bis einschließlich 10 kw zurückgegangen (Abb. 1-4 und Abb. 1-5). Der Anteil der mit Kleinanlagen bis 10 kw installierten Leistung ist von 68% im Jahr 2000 auf einen Anteil von 56% im Jahr 2003 gefallen (Abb. 1-4). Mit dem Inkrafttreten des EEG 2004 und dem Wegfallen der 100 kw-leistungsgrenze für Freiflächenanlagen stieg der leistungsbezogene Anteil von Anlagen oberhalb 100 kw von 3 bis 6% in den Jahren bis 2003 auf 14 bis 17% 2004 bis Ab 2007 war durch den Ausbau der Freiflächenanlagen und die wachsende Anzahl von Dachanlagen zwischen 100 und kw ein weiter wachsender leistungsbezogener Anteil von Großanlagen oberhalb 100 kw von einem Viertel bis hin zu zwei Fünftel zu beobachten. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 53 M W 110 M W 110 M W 139 M W 670 M W 951 M W 843 M W M W M W 6% 5% 6% 3% 6% 7% 7% 9% 8% 14% 10% 11% 8% 9% 14% 10% 13% 11% 18% 17% 21% 18% 17% 18% 36% 18% 21% M W M W 17% 19% 15% 22% 66% 66% 22% 61% 42% 39% 23% 53% 43% 36% 36% > kw > 100 kw, kw 33% > 30 kw, 100 kw 26% > 10 kw, 30 kw 21% 24% 27% 20% 20% 10 kw 13% 9% 2000* ** 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% *Rumpfjahr **Die Datenmeldungen der BNetzA beinhalten Großanlagen, die teilw eise in mehreren Abschnitten gemeldet w urden. Abb. 1-4: Verteilung der seit 2000 jährlich installierten Leistung von Photovoltaikanlagen nach Anlagengrößenklassen (insgesamt rd. 17,3 GW) 13

15 100% 90% 10,6 25,0 18,7 20,1 46,5 65,7 62,7 75,6 113,2 162,9 5% 5% 7% 7% 6% 5% 7% 8% 11% 18% 249,8 3% 13% in Anlagen 100% 90% 80% 70% 60% 33% 32% 29% 32% 34% 41% 41% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 94% 94% 91% > kw > 100 kw, kw > 30 kw, 100 kw > 10 kw, 30 kw 10 kw 81% 60% 62% 2000* ** *Rumpfjahr **Die Datenmeldungen der BNetzA beinhalten Großanlagen, die teilw eise in mehreren Abschnitten gemeldet w urden. Abb. 1-5: Verteilung der seit 2000 installierten Photovoltaikanlagen nach Größenklassen (insgesamt rd Anlagen) Bezogen auf die Anzahl der jährlich installierten Anlagen treten die Kleinanlagen in den Vordergrund (Abb. 1-5). Mit dem Inkrafttreten des EEG 2004 zeigt sich besonders das Wachstum bei Anlagen mit 10 bis 30 kw Leistung. Diese Anlagengrößenklasse wird bevorzugt in Bayern errichtet. Bezogen auf die im Jahr 2010 bei der BNetzA eingegangenen Anlagenmeldungen entfallen fast 40% der Meldungen in der Leistungsklasse von 10 bis 30 kw auf Bayern. Insgesamt entfallen auf Bayern jedoch nur 33% aller Anlagenmeldungen. Diese Zahlen können so gedeutet werden, dass die PV bei bayerischen Investoren aus der Landwirtschaft eine große Attraktivität genießt. Die Zahlen decken sich auch mit der Einschätzung, dass im landwirtschaftlichen Bereich hohe Renditeanforderungen gestellt werden, wozu auch die in Süddeutschland hohe Sonneneinstrahlung beiträgt [8]. Insbesondere Anlagen mit einer Größe von 30 kw bieten eine gute Rendite, da mit dieser Anlagengröße noch die höchste Vergütungsstufe erreicht wird, obwohl bereits signifikante Kostenvorteile gegenüber kleinen Dachanlagen bestehen. Schließlich befinden sich gerade im vergleichsweise kleinstrukturierten landwirtschaftlichen Bereich in Bayern und Baden-Württemberg geeignete Dachflächen. Der vermeintliche Markteinbruch bei kleinen Solaranlagen bis 10 kw kann mit einem Blick auf die absoluten Zahlen widerlegt werden: von einem Zubauniveau von jährlich etwa 220 MW Kleinanlagen bis 10 kw in den Jahren 2005 und 2006 hat sich der Zubau in dieser Größenklasse bis zum Jahr 2010 auf fast 700 MW verdreifacht. Dieselbe Tendenz zeigt der Zubau an Kleinanlagen bis 10 kw in Bezug auf die Anlagenzahl, die von jeweils rd in den Jahren 2005 und 2006 auf im Jahr 2010 angestiegen ist. Die in Abb. 1-4 und Abb. 1-5 erkennbare Entwicklung hin zu sinkenden Anteilen von Kleinanlagen ist also nicht darauf zurückzuführen, dass weniger Kleinanlagen installiert werden, sondern darauf, dass die Wachstumsraten für größere Anlagen deutlich höher lagen (Tab. 1-3). 66% 60% 57% 47% 43% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 14

16 Tab. 1-3: Mittlere jährliche Wachstumsraten (CAGR compound annual growth rate) für die zwischen 2000 und 2010 installierten Photovoltaikanlagen nach Größenklassen mittlere Wachstumsrate (CAGR) * nach Leistung nach Anzahl 10 kw 37% 27% > 10 kw, 30 kw 72% 70% > 30 kw, 100 kw 82% 80% > 100 kw, kw 91% 89% > kw * 80% 70% Insgesamt 66% 37% * bei Anlagen > kw Bezugszeitraum Die im Vergleich geringste Wachstumsdynamik weisen Kleinanlagen bis einschließlich 10 kw auf, für die zwischen 2000 und 2010 bezogen auf die Leistung bzw. Anzahl eine jährliche Wachstumsrate von 37 bzw. 27% vorliegt. Die Tendenz zu größeren Anlagen, die bereits in Abb. 1-4 und Abb. 1-5 ersichtlich wurde, zeigt sich auch beim Vergleich der mittleren jährlichen Wachstumsrate zwischen 2000 und 2010 (Tab. 1-3). In allen Leistungsklassen war die Wachstumsrate in Bezug auf die installierte Leistung höher als die auf die Anlagenanzahl bezogene Wachstumsrate. Die Differenzen der Wachstumsraten, genauer gesagt die höheren Wachstumsraten der installierten Anlagenleistung gegenüber der entsprechenden Anlagenzahl zeigt die Tendenz hin zu größeren Anlagen. Die Anlagen, die zwischen Januar 2009 und Dezember 2010 bei der Bundesnetzagentur gemeldet wurden und unter das Anfang 2009 in Kraft getretene EEG fallen, zeigen zwei charakteristische Häufungen. Im Hinblick auf die Anzahl (Abb. 1-6 links) zeigt sich ein Schwerpunkt im typischen Größenbereich von Anlagen auf Ein- und Zweifamilienhäusern mit 3 bis über 10 kw. Ein weiterer Schwerpunkt zeigt sich bei der bereits angesprochenen Anlagengröße von 30 kw, die aus Investorensicht ein sehr attraktives Verhältnis zwischen Anlagenpreis und Vergütungssatz darstellt. Etwa jede fünfzehnte Anlage in der Größenklasse bis einschließlich 30 kw entfällt auf Anlagen mit 30 kw. 15

17 Anzahl (in Anlagen) Leistung in MW Abb. 1-6: Anlagenleistung in kw Anlagenleistung in kw Größenverteilung der zwischen Januar 2009 und Dezember 2010 bei der BNetzA gemeldeten PV-Anlagen bis 40 kw Bezogen auf die Anlagenleistung dominieren die 30 kw-anlagen das Kleinanlagensegment (Abb. 1-6 rechts). Etwa ein Sechstel der gesamten Anlagenleistung im Segment bis 30 kw entfällt auf Anlagen mit 30 kw. Eine weitere Häufung, die jedoch in Abb. 1-6 aus Anschaulichkeitsgründen nicht dargestellt ist, zeigt sich bei 100 kw vor dem Übergang in die nächste Vergütungsklasse, die jedoch weniger stark ausfällt, als die Häufungen im Bereich der Kleinanlagen Ausblick auf den deutschen PV-Markt 2011 Nach dem Rekordjahr 2010 mit einem Zubau von 7,4 GW und wachsenden Unsicherheiten im Markt, sich wandelnden Förderbedingungen in Zukunftsmärkten (vgl. Kapitel 2.4) sowie dem weiteren massiven Ausbau der weltweiten Produktionskapazitäten (vgl. Kapitel 2.1) kann im Frühjahr 2011 keine gesicherte Prognose für 2011 abgegeben werden. Wie auch für das Jahr 2010 liegen weit auseinander gehende Prognosen zur Entwicklung des deutschen PV-Markts 2011 vor. Diese liegen zwischen 4,5 GW (Barclays Capital) und 10,5 GW (Photon Consulting) [9]. Einige Prognosen dazwischen erwarten 6 bis 7 GW, wobei 6 GW sowohl von der Leitstudie 2010 [10], als auch von First Solar erwartet werden [11]. Wesentliche Treiber der Marktentwicklung 2011 in Deutschland sind nach derzeitigem Stand: - Regelungen zur zubauabhängigen Degression zur Jahresmitte mit einem Degressionsschritt von 0 bis 15% in Abhängigkeit von der in den Monaten März, April und Mai bei der BNetzA gemeldeten Anlagenleistung; - die geänderten politischen Rahmenbedingungen für die Märkte Italien, Tschechien und Frankreich (vgl. Kapitel 2.4); - der massive Zubau von Produktionskapazitäten, insbesondere im asiatischen Raum (vgl. Kapitel 2.1) und der damit entstehende Preisdruck auf allen Wertschöpfungsstufen; 16

18 - die nach wie vor attraktiven Rahmenbedingungen für die Installation von PV-Anlagen in Deutschland, insbesondere weiche Faktoren wie Genehmigung sowie Verfahren und Dauer des Netzanschlusses, sowie - die Tatsache, dass auch 2011 kein anderer Markt eine ähnliche Größenordnung wie der deutsche PV-Markt aufbauen können und signifikante Mengen Module beanspruchen (vgl. Kapitel 2.4) wird. Vor diesen Hintergründen wird Deutschland voraussichtlich auch 2011 den größten Einzelmarkt darstellen. Nach Branchenaussagen ist das erste Quartal 2011 verhältnismäßig ruhig angelaufen, so dass von einer stärkeren Belebung vor der drohenden Degression zur Jahresmitte und verstärkt gegen Ende des Jahres vor einem wahrscheinlich größeren Degressionsschritt auszugehen ist. Durch den starken Ausbau der Produktionskapazitäten ist von einem wachsenden Überangebot und damit verbundenen fallenden Preisen auszugehen. So ist zu erwarten, dass Deutschland trotz der vergleichsweise niedrigen Fördersätze zumindest im Jahr 2011 vor dem Hintergrund fallender Preise attraktive Renditen verspricht. In Bezug auf die Marktsegmente Freiflächen- und Fassadenanlagen ist für das Jahr 2011 von einem Rückgang der Neuinstallationen auf Freiflächen auszugehen. Die im Zuge der im Frühjahr 2010 erfolgten und mit Übergangsregelungen bis Ende 2010 umgesetzten Streichung der Flächenkategorie Ackerland wegfallenden Projekte werden voraussichtlich bei weitem nicht durch die neu geschaffene Flächenkategorie von Anlagen entlang von Autobahnen und Schienenwegen kompensiert werden. Für Fassadenanlagen ist weiterhin von einem Zubau auf geringem Niveau im einstelligen MW-Bereich auszugehen. Hier sind Impulse insbesondere durch die weitere Preissenkung von Modulen zu erwarten Regionale Verteilung Die regionale Verteilung der installierten PV-Leistung zeigt einen Schwerpunkt im strahlungsmäßig begünstigten Süddeutschland. Mehr als die Hälfte der Gesamtleistung ist in den beiden südlichen Bundesländern Bayern und Baden-Württemberg installiert (Abb. 1-7). Die bundesweit installierte Leistung von 17,3 GW führt rechnerisch zu einem Pro-Kopf-Wert von 212 W pro Einwohner. Mit 510 bzw. 259 W pro Einwohner weisen die beiden südlichen Länder Bayern und Baden-Württemberg mit der höchsten installierten Leistung auch in spezifischen Werten die höchste Installationsrate auf. Mit 239 bzw. 223 W pro Einwohner folgen Schleswig-Holstein und Brandenburg. Bezogen auf die Landesfläche liegen ebenso Bayern und Baden-Württemberg mit 90 bzw. 78 kw pro km² fast gleichauf, es folgt das Saarland als kleinstes deutsches Flächenland mit einer installierten Leistung von 62 kw pro km². Zur Veranschaulichung der regionalen Bedeutung von Freiflächenanlagen, auf die näher in Kapitel 1.2 eingegangen wird, zeigt Abb. 1-7 die in den Bundesländern installierte PV-Leistung auf Freiflächen. Absolut betrachtet ist in Bayern am meisten Leitung auf Freiflächen installiert, während die ostdeutschen Bundesländer Brandenburg, Sachsen, Sachsen-Anhalt sowie Mecklenburg-Vorpommern besonders hohe Anteile an der insgesamt in den jeweiligen Ländern installierten PV-Leistung aufweisen. 17

19 676 MW (3,9 %) FFA: 11,8 % SCHLESWIG- HOLSTEIN HAMBURG 14 MW (0,1 %) FFA: 3,6 % 244 MW (1,4 %) FFA: 31,4 % MECKLENBURG- VORPOMMERN NORDRHEIN- WESTFALEN MW (11,2 %) FFA: 1,0 % 867 MW (5,0 %) FFA: 16,5 % RHEINLAND- PFALZ BREMEN 13 MW (0,1 %) FFA: 0,0 % MW (8,7 %) FFA: 2,8 % NIEDER- SACHSEN HESSEN 882 MW (5,1 %) FFA: 6,5 % 435 MW (2,5 %) FFA: 39,0 % SACHSEN- ANHALT 294 MW (1,7 %) FFA: 17,8 % THÜRINGEN 31 MW (0,2 %) FFA: 0,0 % BERLIN 561 MW (3,2 %) FFA: 62,6 % BRANDEN- BURG 530 MW (3,1 %) FFA: 39,3 % SACHSEN Legende PV-Freiflächenanlagen (FFA) PV-Dachanlagen SAARLAND 160 MW (0,9 %) FFA: 11,4 % BADEN- WÜRTTEMBERG BAYERN Leistungsangabe jeweils mit geklammertem Anteil am gesamtdeutschen PV-Bestand sowie mit dem länderspezifischen Leistungsanteil von Freiflächenanlagen MW (16,0 %) FFA: 4,9 % MW (36,8 %) FFA: 15,9 % Quellen: BNetzA [3, 6], eigene Erhebungen Abb. 1-7: Verteilung der gesamten installierten PV-Leistung Ende 2010 sowie länderspezifische Leistungsanteile von Freiflächenanlagen Investoren Nach wie vor werden die meisten Anlagen in Deutschland von privaten Investoren errichtet. Etwa 40% der in den Jahren 2009 und 2010 installierten Leistung ist dieser Investorengruppe zuzurechnen (Abb. 1-8). Gegenüber dem Vorjahr war jedoch ein leichter Rückgang des Anteils der von privaten Investoren installierten Leistung zu verzeichnen, ebenso im Bereich der landwirtschaftlichen Investoren. Der Blick auf die absoluten Zahlen zeigt jedoch für beide Investorengruppen einen Zuwachs der installierten Leistung von rund 70%. Mit einem Plus von knapp 125% noch stärker wuchs die von gewerblichen und industriellen Investoren installierte Leistung. Mehr als eine Verdopplung war bei öffentlichen und sonstigen Investoren zu verzeichnen, die jedoch nur einen geringen Anteil ausmachen. 18

20 2009 öffentliche/sonstige gewerbliche/industrielle Investoren Investoren 2,1% 27,2% 2010 öffentliche/sonstige landwirtschaftliche Investoren Investoren gewerbliche/industrielle 3,5% 28,2% Investoren 32,7% landwirtschaftliche Investoren 25,4% private Investoren 42,5% private Investoren 38,3% Abb. 1-8: Verteilung der installierten Leistung 2009 und 2010 nach Investorengruppen (Quelle: Unternehmensbefragung [18]) Ähnliche Größenordnungen für die Jahre bis 2008 zeigt eine Untersuchung anhand einer Segmentierung nach einzelnen Kundensegmenten auf Basis der installierten Leistung [8]. Durch die Segmentierung anhand der installierten Leistung sind Überschneidungen möglich, so dass kein direkter Vergleich mit den für den vorliegenden Bericht erfolgten Befragungen möglich ist, sondern lediglich eine Plausibilisierung der Größenordnungen. Die Befragungsergebnisse bestätigen erneut den bereits geschilderten Sachverhalt, dass Anlagen in der Größenordnung von 30 kw bevorzugt im landwirtschaftlichen Bereich installiert werden. Die im Bereich der Installation von PV-Anlagen tätigen Unternehmen wurden befragt, wie groß die durchschnittliche Anlagengröße der für die verschiedenen Investorengruppen installierten PV-Anlagen war. Für die Investorengruppe aus dem landwirtschaftlichen Bereich zeigt sich eine deutliche Häufung für die Größenklasse von 25 bis 34 kw ist die Bedeutung dieser Größenklasse gegenüber dem Vorjahr sogar noch leicht gestiegen. Diese Anlagengrößenklasse weist aus Investorensicht ein attraktives Verhältnis von Anlagenkosten und Vergütung auf. Anlagen bis einschließlich 30 kw erhalten noch den vollen Fördersatz der kleinsten Förderstufe, sind jedoch spezifisch ( /kw) günstiger, als kleinere Anlagen und ermöglichen somit vergleichsweise hohe Renditen (vgl. Kap. 3.2). 19

21 45% 40% Anteil an den Nennungen 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% % 10 (5-14) 20 (15-24) 30 (25-34) 40 (35-44) 50 (45-54) 60 (55-64) 70 (65-74) 80 (75-84) 90 (85-94) 100 (95-104) 105 Leistungsbereich in kwp Abb. 1-9: Verteilung der durchschnittlichen Anlagenleistung im Bereich der landwirtschaftlichen Investoren in den Jahren 2009 und 2010 (Quelle: Unternehmensbefragung) Im Bereich der privaten Investoren konzentrieren sich die mittleren Anlagengrößen auf den Leistungsbereich bis einschließlich 10 kw (Abb. 1-10). Im Gegensatz zur Gruppe der landwirtschaftlichen Investoren sind die verfügbaren Dachflächen hier wesentlich kleiner und erlauben somit nur begrenzt große Anlagen. Anlagen mit einer Größe von 5 bis 10 kw sind typisch für Einfamilienhäuser, während größere Anlagen nur noch auf Mehrfamilienhäusern ausreichend Fläche finden. Anteil an den Nennungen 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Leistungsbereich in kwp > 40 Abb. 1-10: Verteilung der installierten Leistung in den Jahren 2009 und 2010 für private Investoren nach Größenklassen (Quelle: Unternehmensbefragung) 20

22 Für die Investorengruppe der gewerblichen und industriellen Investoren stehen durch die höheren Leistungen deutlich weniger Datensätze zur Auswertung zur Verfügung, weshalb auf eine grafische Darstellung verzichtet wird. Häufungen zeigen sich hier bei 20, 30, 50 und 100 kw. Im Vergleich zu den privaten und landwirtschaftlichen Investoren herrscht im Bereich der gewerblichen und industriellen Investoren durch die größeren verfügbaren Dachflächen ein deutlich höherer Anteil von Anlagen mit 100 kw und mehr vor. Im Bereich der öffentlichen Investoren wurden nur wenige mittlere Anlagengrößen genannt, da deren Anteil am deutschen PV-Markt noch sehr gering ist (vgl. Abb. 1-8). Hier zeigen sich Häufungen für Anlagen mit einer Leistung von 30 kw sowie bei 20, 50 und 70 kw. 1.2 Entwicklungen im Freiflächensegment Das Freiflächensegment hat sich in den Jahren 2009 und 2010 überaus dynamisch entwickelt. Damit ist Ende 2010 viermal so viel Leistung auf Freiflächen in Deutschland installiert wie noch zum Ende des Jahres Aufgrund dieses hohen Stellenwerts werden die Entwicklungen im Freiflächensegment in diesem Kapitel näher beschrieben. In der Vergangenheit wurde die Entwicklung der PV-Freiflächenanlagen bereits im Rahmen eines von Ende 2004 bis Mitte 2008 laufenden Forschungsvorhabens im Auftrag des BMU von einem Projektkonsortium untersucht [5]. Bereits in der Schlussphase des Monitorings gestaltete sich die Datenerhebung zunehmend schwieriger, da die im Freiflächensegment tätigen Unternehmen zunehmend weniger Informationen zu Projekten veröffentlichen bzw. auf Anfrage herausgeben. Dies ist vermutlich dem wachsenden Wettbewerbsdruck in diesem Segment geschuldet, der eine restriktive Handhabung von Projektdaten mit sich bringt. Für die folgenden Auswertungen wurde die Datenbank fortgeschrieben, wobei nur Freiflächenanlagen oberhalb 100 kw berücksichtigt wurden. Für die Datenerhebung wurde im Wesentlichen auf Veröffentlichungen in der Fachpresse, im Internet sowie in der allgemeinen Presse zurückgegriffen. Weiterhin wurden Freiflächenanlagen anhand von Angaben der Bundesnetzagentur bzw. Stammdaten der Übertragungsnetzbetreiber sowie im Rahmen der Abstimmung mit dem Betreiber der Website pvresources.com identifiziert. Die Auswertungen zur Entwicklung im Freiflächensegment wurden auf Basis der Datenbank mit Stand Anfang Mai 2011 vorgenommen. Die Angaben zum Jahr 2010 sind als vorläufig zu betrachten, da bei zukünftigen Aktualisierungen der Datenbank neue Angaben zum Jahr 2010 vorliegen können. 21

23 1.2.1 Entwicklung der Installationszahlen Unter den Regelungen des EEG 2000 herrschten geringe Anreize zur Installation von Freiflächenanlagen vor, zudem war bis Ende 2003 die Leistung von Freiflächenanlagen auf 100 kw begrenzt. Die Begrenzung wurde jedoch teilweise umgangen, indem größere Anlagen rechtlich in Einzelanlagen mit 100 kw aufgeteilt wurden. Bis Ende 2003 wuchs der Freiflächenbestand auf etwa 18 MW an, was einem Anteil von 4% am gesamten PV-Bestand entsprach. Mit dem EEG 2004 wurden schließlich stärkere Anreize zum Ausbau der Nutzung der Photovoltaik auf Freiflächen geschaffen. Das Zubauniveau in den Jahren 2004 bis 2006 wuchs damit auf 46 bis 69 MW an. Der gesamte PV- Markt zeigte im Jahr 2007 ein starkes Wachstum von 50%, das von der Entwicklung im Freiflächensegment noch weit übertroffen wurde. Der Freiflächenzubau im Jahr 2007 wuchs im Vergleich zum Vorjahr um den Faktor 2,6. Nach einem moderaten Zubau im Jahr 2008 ist das Freiflächensegment im Jahr 2009 überaus stark gewachsen und hat die Dynamik des PV- Gesamtmarktes 2009 sogar noch übertroffen. So wurden im Jahr 2009 Neuanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 680 MW auf Freiflächen in Deutschland installiert. Damit wuchs der Anlagenbestand zum Ende des Jahres 2009 auf über 1,3 GW an. Ausgehend von einem Bestand von 572 MW Ende 2008 hat sich durch den Zubau im Jahr 2009 der Bestand an installierter Leistung auf Freiflächen innerhalb nur eines Jahres mehr als verdoppelt. Das Wachstum setzte sich im Jahr 2010 mit einem Zubau von über 1,1 GW fort, der Freiflächenbestand erreicht damit fast 2,4 GW (Abb. 1-11). jährlicher Leistungszubau [MW] Abb. 1-11: Zubau Anlagenbestand Entwicklung des Leistungszubaus nach Bauabschnitten und der kumulierten installierten Leistung im Freiflächensegment Mit den im August 2010 im EEG geänderten Regelungen für die PV entfiel die Vergütung für PV-Anlagen auf Ackerflächen. Zur Berücksichtigung der Vorlaufzeiten für Genehmigung und Planung wurden für Freiflächenanlagen Übergangsregelungen geschaffen. So konnten Anlagen auf Ackerflächen noch bis Ende 2010 in Betrieb genommen werden, sofern sie im Geltungsbereich eines vor dem 25. März 2010 beschlossenen Bebauungsplans errichtet wurden. Die volle Wirkung des Wegfalls der Vergütung für Anlagen auf ehemaligen Ackerflächen wird sich somit erst im Jahr 2011 entfalten. Gegenüber einem Anteil von bis zu 13% am Zubau in den Jahren bis 2008 (vgl. Abb. 1-2, S. 11) stieg der Leistungsanteil der Freiflächenanlagen am Zu Kumulierte Leistung [MW] 22

24 bau des Jahres 2009 auf 18% an. Im Jahr 2010 ging der Freiflächen-Anteil am Zubau auf rd. 15% zurück. Aufgrund des Wegfalls der Vergütungskategorie Acker ist für das Jahr 2011 von einem weiteren Rückgang des Anteils der Freiflächen am Zubau auszugehen. Mit den zahlreichen PV-Installationen auf Freiflächen wuchs auch der Anteil der Freiflächenanlagen im Bestand. Nach einem Anteil von rd. 9% Ende 2008 stieg der Anteil der auf Freiflächen installierten Leistung bis Ende 2010 auf rd. 14%. Das Wachstum der installierten Leistung ist nicht nur auf die Zunahme der neu ans Netz angeschlossenen Anlagen zurückzuführen, sondern auch auf die deutliche Tendenz hin zu Großprojekten mit teilweise über 40 MW. Die mittlere Leistung der Freiflächenanlagen ist somit seit 2004 kontinuierlich gestiegen (Abb. 1-12). Der vergleichsweise hohe Wert für das Jahr 2010 ist nach derzeitigem Kenntnisstand deutlich überzeichnet. Dies ist erfahrungsgemäß darauf zurückzuführen, dass einige kleinere Freiflächenanlagen unterhalb 1 MW noch nicht erfasst werden konnten. Diese wirken sich in Bezug auf die installierte Leistung nur in geringem Maße aus, dafür umso mehr in Bezug auf die Anlagenzahl und damit auf die mittleren Leistungen. 4,5 * 270 4,5 Anlagenanzahl ,3 4 Anzahl mittlere Leistung 1,4 0,4 1,0 1,1 1, * Vorläufiger Wert, der aufgrund einer unbekannten Zahl von derzeit noch nicht erfassten kleineren Freiflächenanlagen überzeichnet ist. Abb. 1-12: Entwicklung des Anlagenzubaus und der mittleren Anlagenleistung (Komplettanlagen, zugeordnet nach dem Jahr der Fertigstellung) In Bayern, wo 2009 und 2010 insgesamt am meisten PV-Leistung auf Freiflä- wurde, wurden allerdings nicht die größten Projekte installiert. Die größten Projekte entstanden auf Konversionsflächen in den ostdeutschen chen zugebaut Bundesländern (Tab. 1-4). Besonders große Projekte wurden in Brandenburg installiert, aber auch in Sachen-Anhalt, Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen. 2,2 2,6 2,7 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 mittlere Anlagenleistung [MW] 23

25 Tab. 1-4: Entwicklung der mittleren Leistung des Zubaus von PV- Freiflächenanlagen (Projekte dem Jahr der Fertigstellung zugeordnet) sowie mittlere Leistung im Bestand nach Bundesländern [MW] Zubau 2009 Zubau 2010 Bestand 2010 Baden-Württemberg 1,3 5,0 2,3 Bayern 2,5 3,8 2,3 Brandenburg 9,9 10,8 9,8 Hamburg 0,5-0,5 Hessen 1,1 3,1 1,5 Mecklenburg-Vorpommern 3,4 5,8 4,5 Niedersachsen 1,2 2,6 1,9 Nordrhein-Westfalen 1,1 1,7 1,4 Rheinland-Pfalz 1,8 2,8 2,3 Saarland - 2,8 3,7 Sachsen 5,8 3,5 4,3 Sachsen-Anhalt 4,5 6,5 5,5 Schleswig-Holstein 3,3 4,4 3,4 Thüringen 1,6 3,0 2,4 Alle 2,7 4,5 2, Flächenkategorien und Flächeninanspruchnahme Da nicht zu allen Anlagen Informationen zum Flächentyp vorliegen, wurden alle Anlagen, die nicht auf Konversionsflächen oder versiegelten Flächen installiert wurden, dem Flächentyp Acker zugeordnet. Alternativ könnten auch die Anlagen, für die keine Angaben zum Flächentyp vorliegen, anhand der Verteilung der mit Flächentyp erfassten Anlagen zugeordnet werden. Dieser Ansatz hätte jedoch zur Folge, dass zu viele Anlagen den Flächenkategorien Konversionsfläche und versiegelte Fläche und zu wenige Anlagen der Flächenkategorie Acker zugeordnet werden würden. Dies ist damit zu erklären, dass üblicherweise eindeutig ermittelbar ist, ob eine Anlage auf einer Konversionsfläche oder versiegelten Fläche installiert wurde. Damit sind Anlagen, für die sich keine Angaben zum Flächentyp ermitteln lassen, mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit der Flächenkategorie Acker zuzuordnen. Der überwiegende Teil der Ende 2010 installierten PV-Freiflächenleistung befindet sich auf ehemals landwirtschaftlich genutzten Flächen. Der Anteil derjenigen Leistung, der auf ehemaligem Ackerland neu installiert wurde, beträgt für die Jahre 2002 bis 2010 zwischen 50 und 80%. Damit waren Ende des Jahres 2010 rund 1,66 GW Freiflächenleistung auf ehemaligen Ackerflächen installiert, während sich der Bestand auf Konversionsflächen, versiegelten Flächen und sonstigen Flächen auf insgesamt 0,7 GW beläuft. Im Bestand Ende 2010 betrug der leistungsbezogene Anteil auf ehemaligen Ackerflächen 70% (Abb. 1-13). 24

26 % jährlicher Leistungszubau [MW] % 55% 65% 49% 63% 73% 711 MW 30% 81% MW 70% 57% 73% 70% 75% 50% 25% Leistunganteil auf ehemaligem Ackerland % Abb. 1-13: ehemalige Ackerflächen Konversionsflächen, versiegelte Flächen, Sonstige Anteil Ackerflächen Entwicklung des Leistungszubaus nach Bauabschnitten auf Freiflächen nach Flächenkategorien Nachdem im Jahr 2009 etwa 500 MW auf Ackerflächen zugebaut wurden und damit viermal so viel wie im Vorjahr, wurden von Seiten der Bundesregierung bereits Ende 2009 im Koalitionsvertrag angekündigt, eine stärkere Ausrichtung der Förderung von PV-Freiflächen auf die Nutzung von versiegelten oder vorbelasteten Flächen zu prüfen. Diese Ankündigung schlug sich dann in der geschilderten EEG-Änderung im Laufe von 2010 nieder, mit der die Vergütung für neue Ackerflächen gestrichen wurde. Durch die gewährten Übergangsregelungen für Projekte im Geltungsbereich von bereits beschlossenen Bebauungsplänen wird sich diese Neuregelung jedoch erst im Jahr 2011 auswirken; dementsprechend wuchs der Zubau auf Ackerflächen im Jahr 2010 weiter an, ging jedoch bezogen auf die gesamte neu installierte Freiflächenleistung bereits leicht zurück. Projekte entlang von Autobahnen oder Schienenwegen konnten für 2010 noch nicht erfasst werden. Derartige Projekte waren im Jahr 2010 bereits in Planung, es kann derzeit jedoch noch nicht abgeschätzt werden, mit wie vielen Anlagen entlang von Autobahnen oder Schienenwegen im Jahr 2011 zu rechnen ist. Zur Quantifizierung des insgesamt möglichen PV-Potenzials im Rahmen der neuen Flächenkategorie wurde eine Abschätzung erstellt (siehe Teilkapitel 7.4.8). Der größte Bestand an Freiflächenanlagen auf ehemaligem Ackerland und auch der größte Anteil am Freiflächenbestand insgesamt befindet sich in Bayern (Abb. 1-14). Mit einer Leistung von rund 1,0 GW wurde in Bayern mehr als zwei Fünftel der in Deutschland installierten Freiflächenleistung errichtet. Innerhalb Bayerns beträgt der Anteil von Anlagen auf ehemaligen Ackerflächen mehr als 90%. Dem gegenüber steht ein hoher Anteil von Anlagen auf ehemaligen Konversionsflächen in den ostdeutschen Bundesländern Sachsen, Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern, in denen Anlagen auf Ackerflächen lediglich 25 bis knapp 40% der installierten Leistung ausmachen. 25

27 80 MW (3,4 %) Acker: 99,6 % SCHLESWIG - HOLSTEIN 0,5 MW HAMBURG 77 MW (3,2 %) Acker: 26 % MECKLENBURG- VORPOMMERN BREMEN 0 MW 20 MW (0,8 %) Acker: 79% NORDRHEIN - WESTFALEN 143 MW (6,0 %) Acker: 75 % RHEINLAND- PFALZ 43 MW (1,8 %) Acker: 74 % NIEDER- SACHSEN 57 MW (2,4 %) Acker: 62 % HESSEN 169 MW (7,1 %) Acker: 58 % SACHSEN- ANHALT 52 MW (2,2 %) Acker: 68 % THÜRINGEN BERLIN 0 MW 351 MW (14,8 %) Acker: 38 % BRANDEN- BURG 208 MW (8,8 %) Acker: 35 % SACHSEN Legende Konversionsflächen, Versiegelte Flächen, Sonstige Ackerland 18 MW (0,8 %) Acker: 14 % SAARLAND BADEN - WÜRTTEMBERG BAYERN MW (42,8 %) Acker: 92 % Leistungsangabe jeweils mit geklammertem Anteil am gesamten Freiflächenbestand sowie mit dem länderspezifischen Leistungsanteil auf Ackerflächen 137 MW (5,8 %) Acker: 64 % Abb. 1-14: Verteilung der insgesamt installierten Leistung auf Freiflächen Ende 2010 nach Bundesländern einschließlich der Verteilung auf Flächenkategorien Auffällig ist der geringe Freiflächenanteil im Vergleich zur insgesamt installierten PV-Leistung in den Bundesländern Baden-Württemberg und Nordrhein- Westfalen. Es ist davon auszugehen, dass die in diesen Bundesländern wesentlich restriktivere Genehmigungspraxis für die geringen Anteile verantwortlich ist. Die Errichtung von Freiflächenanlagen wird in Baden-Württemberg kritisch gesehen. Die baden-württembergische Landesregierung vertrat 2010 die Auffassung, dass PV-Anlagen in Anbetracht der limitierten Flächenressourcen insbesondere auf Gebäuden errichtet werden sollen. Durch die Herausnahme von Ackerflächen in der EEG-Novelle vom [12] sah die badenwürttembergische Landesregierung ihre Haltung bestärkt [13]. Dagegen sieht die Landesregierung Brandenburg die Stromerzeugung auf PV-Freiflächen aus einer anderen Perspektive. Dort sollen PV-Freiflächenanlagen im Jahr 2020 einen Beitrag von 9,8 PJ (2,72 TWh) zur Stromerzeugung leisten. Gebäudegebundene PV-Anlagen sollen dagegen lediglich 0,8 PJ (0,22 TWh) 26

28 beitragen [14]. Um die avisierte Stromerzeugung auf PV-Freiflächen von 2,7 TWh zu erreichen, ist rechnerisch bei einem Ertrag von kwh/kwp eine installierte Leistung von 2,7 GW nötig. Ausgehend von einer installierten Leistung von 350 MW Ende 2010 entspricht dies einem erforderlichen Jahreszubau von durchschnittlich knapp 250 MW/a. Anhand von Flächenangaben, die für einen Teil der Freiflächenanlagen vorliegen, kann die gesamte in Anspruch genommene Fläche hochgerechnet werden. Als Gesamtfläche gilt in diesem Zusammenhang die gesamte umzäunte Anlagenfläche, die neben der eigentlichen Modulaufstellfläche auch sämtliche Ausgleichsflächen sowie Flächen für Betriebsgebäude und Wege umfasst. Insgesamt beläuft sich die Flächeninanspruchnahme des Anlagenbestandes Ende 2010 auf rund ha (Tab. 1-5). Tab. 1-5: Bundesland Hochgerechnete Flächeninanspruchnahme nach Bundesländern und Flächenkategorien; Angaben in Hektar (nur Angaben innerhalb eines Plausibilitätsbereichs von 1,5 bis 7 ha/mw p ) Ackerland Konversionsflächen, versiegelte und sonstige Flächen Summe Baden-Württemberg Bayern Brandenburg Hamburg Hessen Mecklenburg-Vorpommern Niedersachsen Nordrhein-Westfalen Rheinland-Pfalz Saarland Sachsen Sachsen-Anhalt Schleswig-Holstein Thüringen Summe Rund zwei Drittel der Gesamtfläche entfallen auf Freiflächenanlagen auf ehemaligem Ackerland mit ha. Dem gegenüber steht eine in Deutschland landwirtschaftlich genutzte Fläche von rund 17 Mio. ha. Über alle Anlagen ergibt sich ein spezifischer Flächenbedarf von rund 3,2 ha/mw. Der mittlere Flächenbedarf ist in den Jahren 2009 und 2010 gesunken. Dafür verantwortlich ist der wachsende Anteil von Anlagen mit Modulen auf Basis kristallinen Siliziums (vgl. das folgende Unterkapitel Technologieentwicklung). Deren höhere Wirkungsgrade im Vergleich zu Dünnschichtmodulen bedingen einen geringeren Flächenbedarf: der Flächenbedarf von Anlagen mit Dünnschichtmodulen lag in den Jahren 2009 und 2010 etwa 0,5 ha/mw über dem von Anlagen mit Modulen auf Basis kristallinen Siliziums. 27

29 1.2.3 Technologieentwicklung Das Freiflächensegment ist ein wichtiger Absatzmarkt für Dünnschichtmodule. Der Anteil von Dünnschichtmodulen im Freiflächensegment ist wesentlich höher, als bei Dachanlagen. Bis zum Jahr 2008 ist der Anteil der Dünnschichtmodule, die auf Freiflächen installiert wurden, auf über 80% angestiegen. In den Jahren 2001 bis 2009 wurden jedes Jahr mehr Dünnschichtmodule installiert, als im jeweiligen Vorjahr. Im Jahr 2009 wurden rund 350 MW Dünnschichtmodule auf Freiflächen installiert. Nach den ersten Erhebungen für das Jahr 2010 wurden im Jahr 2010 ebenso rund 350 MW Dünnschichtmodule auf Freiflächen genutzt (Abb. 1-15) % jährlicher Leistungszubau [MW] Kristallin Dünnschicht Anteil Dünnschicht 83% 55% 50% 41% 30% 24% 17% 18% 3% 0% % 50% 25% 0% Anteil Dünnschicht Abb. 1-15: Entwicklung der installierten Leistung auf Freiflächen nach Modultechnologie (Hochrechnung) Der wesentliche Treiber für den stark wachsenden Anteil der Dünnschichttechnologie im Zeitraum bis 2008 war eindeutig deren niedriger Preis, insbesondere beim Kostenführer First Solar, gegenüber kristallinen Modulen. In den Jahren 2009 und 2010 erstarkte die Installation von Anlagen mit kristallinen Modulen, was auf den weltweiten Preisverfall von PV-Modulen, insbesondere von kristallinen Modulen zurückzuführen ist. Damit schwand der Preisvorteil von Anlagen mit Dünnschichtmodulen und die Nutzung von Modulen mit kristallinem Silizium wurde auf Freiflächen wieder deutlich attraktiver. Somit ging der Anteil der auf Freiflächen installierten Dünnschichtmodule von über 80% beim Zubau 2008 auf 50% im Jahr 2009 sowie knapp ein Drittel im Jahr 2010 zurück. Obwohl Dünnschichtmodule geringere spezifische Preise ( /W p ) aufweisen, resultiert nicht notwendigerweise ein insgesamt geringerer Anlagenpreis, wenn die BOS-Kosten (Wechselrichter, Unterkonstruktion, Verkabelung, etc.) addiert werden. Anlagen mit Dünnschichtmodulen benötigen aufgrund der geringeren Wirkungsgrade mehr Fläche, Unterkonstruktion und Verkabelung, was den Kostenvorteil der Module wieder teilweise kompensiert. Das bessere Schwachlichtverhalten von Dünnschichtmodulen verschafft Dünnschichtanlagen jedoch wieder einen leichten Vorteil gegenüber Anlagen mit kristallinen Modulen [5]. Einen Maßstab zur Bewertung der unterschiedlichen Anlagener- 28

30 träge bietet die Kenngröße der ertragsspezifischen Investitionskosten, mit der die Anlagenkosten in Bezug zum Anlagenertrag gesetzt werden. Da die Akteure im Freiflächensegment mittlerweile sehr zurückhaltend mit der Veröffentlichung und Herausgabe von Kostenangaben sind, kann dieser Indikator nicht fortgeschrieben werden. Die letzten verfügbaren Angaben aus dem Freiflächen-Monitoring [5] zeigen für das Jahr 2007 ein deutlich besseres Verhältnis von Kosten und Ertrag für Anlagen mit CdTe-Modulen gegenüber Anlagen mit Modulen auf Basis kristallinen Siliziums. Durch den heute geringeren Anteil der Module an den Gesamtkosten sowie den Preisverfall bei kristallinen Modulen kann davon ausgegangen werden, dass sich die ertragsspezifischen Investitionskosten weitgehend angeglichen haben. Dies erscheint vor dem in 2009 und 2010 wieder stark gestiegenen Anteil von Anlagen auf Basis kristallinen Siliziums schlüssig. Freiflächenanlagen mit einer Nachführung der Module werde heute in Deutschland nur noch vereinzelt errichtet. Insbesondere in den Jahren 2004 bis 2006 wurden viele Freiflächenanlagen mit einer Nachführung ausgestattet: die im Jahr 2006 installierte Freiflächenleistung ist zu fast einem Drittel nachgeführt. Die in den vergangenen Jahren stark gesunkenen Vergütungen für Freiflächenanlagen haben jedoch dazu geführt, dass die Mehreinnahmen nachgeführter Anlagen nur in Einzelfällen die dafür erforderlichen Mehrkosten kompensieren können. 1.3 Analyse des Wegfalls des Fassadenbonus Da bei senkrechter Anordnung der Module gegenüber der für unsere Breiten optimalen Neigung von 30 und Südausrichtung 30 bis 50% Mindererträge zu verzeichnen sind, hatte der Gesetzgeber für Neuanlagen an Fassaden bis Ende 2008 einen Fassadenbonus von zusätzlich 5 ct/kwh nach 11 EEG 2004 gewährt. Im Folgenden wird untersucht, welche Impulse in den Jahren 2004 bis 2008 vom Fassadenbonus ausgingen und wie sich der Wegfall des Bonus nach dem auf die Entwicklung der Installationszahlen im Fassadensegment ausgewirkt hat. In den Jahren 2004 bis 2008 wurden fassadenintegrierte Anlagen mit insgesamt 7,3 MW installiert. Dem gegenüber steht der gesamte PV-Zubau von insgesamt 5,5 GW im selben Zeitraum. Die Ende 2008 installierten Fassadenanlagen erzeugten im Jahr 2008 insgesamt 3,3 GWh Strom, der mit rund 1,9 Mio. vergütet wurde. Durch den Wegfall des Fassadenbonus mit der EEG-Novelle 2009 fallen Fassadenanlagen unter die Vergütungskategorie von Anlagen an oder auf Gebäuden, sie bilden also keine eigene Vergütungskategorie. Der Zubau der Fassadenanlagen ab 2009 muss somit anhand von Schätzungen auf Basis der Unternehmensbefragung quantifiziert werden. Aus den dort gemachten Angaben der Unternehmen lässt sich ein Anteil von 0,044% Fassadenanlagen am gesamten PV-Leistungszubau des Jahres 2009 errechnen. Da die Umfrage nur ein Teilsegment des Gesamtmarktes erfasst, wird der errechnete Anteil wiederum auf das Volumen des Gesamtmarkts im Jahr 2009 von MW übertragen. Daraus ergibt sich für 2009 ein Zubau an Fassadenanlagen von 1,7 MW. Damit ist zwar der Anteil am gesamten Zubau gegenüber dem Vorjahr gesunken, in absoluten Zahlen wurden 2009 dennoch mehr Fassadenanlagen installiert als Im Jahr 2010 ist der Anteil der installierten Leistung an Fassaden leicht angestiegen und erreicht da- 29

31 mit einen Anteil von 0,06% wie im Jahr In absoluten Zahlen zeigt sich damit für das Jahr 2010 ein deutliches Wachstum im Segment Fassadenanlagen: mit gut 4 MW wurde mehr als doppelt so viel Leistung als noch im Vorjahr an Fassaden installiert. Zubau in MW 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 0,30% 0,15% 0,15% 0,11% 0,06% 0,04% 0,06% 2,0 1,4 1,3 1,4 1,2 1,7 4, * 2010 * * hochgerechnet auf Basis der Unternehmensbefragung Abb. 1-16: Zubau Fassadenanlagen Anteil am gesamten PV-Zubau 0,36% 0,32% 0,28% 0,24% 0,20% 0,16% 0,12% 0,08% 0,04% 0,00% Entwicklung des Zubaus von Fassadenanlagen sowie des Anteils am gesamten PV-Zubau Insgesamt zeigt sich im Fassadenbereich für die Jahre 2004 bis 2009 ein konstanter jährlicher Zubau zwischen 1 und 2 MW, was jeweils etwa 100 bis 140 Anlagen pro Jahr entspricht. Das starke Wachstum des PV- Gesamtmarktes hat jedoch zu einem Absinken des Anteils der Fassadenanlagen am Gesamtmarkt von 0,3% im Jahr 2004 auf 0,04% im Jahr 2009 geführt. Der Fassadenbonus konnte somit nicht dazu beitragen, dass das Segment der Fassadenanlagen einen signifikanten Anteil am wachstumsstarken deutschen PV-Markt halten bzw. einnehmen konnte. Der erhöhte Zubau in den Jahren 2009 und 2010, der sich trotz des nicht mehr vorhandenen Fassadenbonus eingestellt hat, lässt darauf schließen, dass andere Faktoren treibend für den Fassadenbereich sind. Die ab 2009 stark gefallen Modul- und Systempreise lassen die Vermutung zu, dass insbesondere die gefallenen Preise für das Wachstum im Fassadensegment ursächlich sind. Im Privathausbereich entscheiden sich die Kunden bei der Alternative Ost-/ Westdach oder Südfassade üblicherweise für die Dachvariante, auch wenn diese weniger Vergütung erbringt. Die PV-Anlage auf der Fassade betrachtet der Eigenheimbesitzer generell eher als Fremdkörper oder gar als Verunstaltung, insbesondere da hier meist die Photovoltaikanlage in Form einer Vorhangfassade umgesetzt wird, die keine Integration in die Gebäudehülle vorsieht. Für Bürogebäude dagegen gibt es ästhetisch ansprechende, gebäudeintegrierte Lösungen, die eine geschlossene Gebäudehülle vorsehen. Bei Fassadenanlagen vor allem wenn sie als gebäudeintegrierte Anlagen ausgeführt werden ist zu berücksichtigen, dass die Photovoltaikanlage eine andere Art der Fassade ersetzt. Gerade im Bereich der Neubauten im Bürogebäudesektor sind dies häufig sehr hochwertige und somit teure Materialien, die durch die Integration der PV-Anlage eingespart werden können. Werden die Kosten einer PV-Fassade denen einer hochwertige Fassadenverkleidung gegenübergestellt (Natursteinfassade etwa 650 /m², Ganzglasfassade Anteil am gesamten PV-Zubau 30

32 /m² [15]), ist durch die Kostenersparnis bei der Anschaffung und die Erlöse aus der Stromerzeugung der Anlage überhaupt kein Fassadenbonus notwendig, um einen wirtschaftlichen Anlagenbetrieb zu gewährleisten. Eine Fassadenanlage ist demnach dann sinnvoll, wenn mit der PV-Anlage hochwertige Fassadenmaterialien substituiert werden. In diesem Fall ist keine zusätzliche Förderung der Fassadenintegration notwendig. Dies wurde bereits im Forschungsbericht im Vorfeld der EEG-Novelle 2009 anhand von Modellrechnungen zum Ausdruck gebracht [16]: Während eine Fassadenanlage als schlichte Vorhangfassade selbst mit Fassadenbonus nicht kostendeckend zu betreiben ist, ermöglicht die Substitution einer Glas- oder Steinfassade auch ohne die Bonusvergütung einen kostendeckenden Anlagenbetrieb. Zur Abschätzung der Wirtschaftlichkeit von fassadenintegrierten Anlagen werden im Folgenden drei Anlagen gleicher Leistung definiert, die sich lediglich durch die Art des substituierten Fassadenmaterials und somit in ihren anzusetzenden Investitionskosten unterscheiden (Tab. 1-6). Angesetzt werden zunächst die Kosten der Photovoltaikanlage, von diesen werden die vermiedenen Kosten für die alternativ einzusetzenden Materialien abgezogen, woraus sich dann die Investitionssumme ergibt. Die Leistung der Anlage wurde analog zu [16] mit 7,5 kw angesetzt. Mit einem Gesamtwirkungsgrad von rund 10% typisch für Dünnschichtmodule und bezogen auf die gesamte Modulfläche einschließlich Ränder und/oder Rahmen ergeben sich Fassadenanlagen mit einer Fläche von 75 m². Ausgegangen wurde von einem Systempreis von /kw bzw. 430 /m² für die PV-Anlage. Davon abgezogen wurden die Kosten für eine einfache Vorhangfassade von etwa 140 /m². Im Falle der Glas- bzw. Steinfassade wurden die Kosten zu Null gesetzt, da hier die eingesparten Kosten der Fassade die Kosten der PV-Anlage i.d.r. übersteigen. Tab. 1-6: Kostenrechnung für fassadenintegrierte Photovoltaikanlagen in Abhängigkeit vom substituierten Fassadenmaterial (Jahr 2011) Vorhangfassade Glasfassade Steinfassade Investitionskosten* [ ] Jahreskosten** [ /a] Stromerzeugung [kwh/a] Stromgestehungskosten [ct/kwh] 48,52 11,93 11,93 Einspeisevergütung [ct/kwh] 28,74 28,74 28,74 Differenz Vergütung - Stromgestehungskosten [ct/kwh] -19,8 16,8 16,8 * abzüglich der vermiedenen Investitionskosten der alternativ verwendeten Fassadenmaterialien ** einschließlich Kosten für Wartung und Betrieb (1,5% der Gesamtinvestition PV-Anlage, 2% Preissteigerung p.a.) Die Berechnung zeigt qualitativ dieselben Ergebnisse wie der Forschungsbericht von 2007 [16]: Wird die PV-Anlage lediglich als Vorhangfassade installiert, reicht die Einspeisevergütung bei weiten nicht aus, um einen kostendeckenden Anlagenbetrieb zu ermöglichen. Werden dagegen Glas oder Stein als Fassadenmaterial substituiert werden, weil die PV-Anlage als integrierte Fassadenanlage ausgeführt wird und somit die Funktion der Fassadenbautei- 31

33 le übernimmt, ist auch ohne Fassadenbonus ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlage möglich. Ein Fassadenbonus, der den in Tab. 1-6 skizzierten Nachteil für diejenigen Anlagen vollständig kompensiert, die keine hochwertigen Fassadenmaterialien ersetzten (Vorhangfassade), würde zu immensen Mitnahmeeffekten bei solchen Fassadenanlagen führen, mit denen teure Fassadenmaterialien ersetzt werden. Hemmnisse für eine stärkere Marktdurchdringung haben offensichtlich keine wirtschaftlichen Ursachen, sondern liegen vielmehr in der Komplexität der PV- Fassade begründet. Die Multifunktionalität (Stromerzeugung, Verschattung, Wetterschutz, Isolation, etc.) sorgt dafür, dass Fassadenelemente nicht in der Bauregelliste des Deutschen Institutes für Bautechnik auftauchen. Deshalb müssen individuelle Zulassungen beantragt werden, wobei die Zulassung bis zu 5 Jahre in Anspruch nehmen kann [17]. Als weiteres Hemmnis bei der Fassadenintegration, insbesondere im Bereich der energetischen Sanierung von Gebäuden, sind die vergleichsweise hohen Amortisationszeiten für Anlagen zu nennen, die keine hochwertigen Fassadenmaterialien substituieren. Da fassadenintegrierte Anlagen gegenüber Dachanlagen mit optimaler Ausrichtung bzw. Neigung geringere Stromerträge aufweisen (ca. 30% Minderertrag) sind die Rückflüsse geringer, was die Amortisationsdauern erhöht. Zukünftige Impulse im Fassadenbereich sind v. a. aus der Dünnschichttechnologie zu erwarten. Gegenüber kristallinen Modulen zeichnen sich Dünnschichtmodule im Zusammenhang mit der Fassadenintegration durch ihr einheitliches Erscheinungsbild aus. Bereits heute werden Dünnschichtmodule speziell für diesen Anwendungszweck mit Modulflächen bis 5,7 m² hergestellt. Handelsübliche Module weisen in der Regel eine Modulfläche von lediglich 1,5 bis 2 m² auf. Zusammenfassend ist festzustellen, dass Fassadenanlagen in der Regel nicht im Privathausbereich installiert werden. Die höheren Erträge einer Südfassade gegenüber den geringeren Erträgen auf einem Ost- oder Westdach kompensieren nicht die teurere Fassadenintegration. Eine Fassadenanlage ist dann sinnvoll, wenn mit der PV-Anlage hochwertige Fassadenmaterialien substituiert werden, die jedoch im Privathausbereich üblicherweise nicht zum Einsatz kommen. Hier ist keine zusätzliche Förderung der Fassadenintegration notwendig. Der Fassadenbonus konnte nicht zu einem Wachstum des Marktes für Fassadenanlagen in Deutschland beitragen. Gegenüber dem deutschen PV- Gesamtmarkt, der sich seit 2004 von knapp 0,7 GW auf 3,8 GW im Jahr 2009 mehr als verfünffacht hat (bezogen auf den jährlichen Zubau), bewegte sich der Zubau an Fassadenanlagen konstant im Bereich zwischen 1 und 2 MW pro Jahr. Die Abschätzung des PV-Zubaus an Fassaden anhand der Angaben aus der durchgeführten Unternehmensbefragung zeigt, dass der Markt für Fassadenanlagen trotz Wegfalls des Fassadenbonus nicht eingebrochen ist, sondern sich auf dem wenn auch niedrigen Niveau der Vorjahre bewegt. Der Fassadenbonus hat somit weder dazu beigetragen, dass Fassadenanlagen einen signifikanten Marktanteil erreicht haben, noch hatte dessen Wegfall einen Zusammenbruch dieses Marktsegments zur Folge. Angesichts dieser Wirkungen ist zu erwarten, dass sich der Markt für Fassadenanlagen auch weiterhin auf 32

34 geringem Niveau selbst trägt. Zusätzliche Anreize sind dadurch zu erwarten, dass PV-Module bzw. Systeme zunehmend kostengünstiger werden und der Fassadenmarkt voraussichtlich insbesondere für Dünnschichtmodule ein attraktives Einsatzgebiet darstellen wird. Eine Wiedereinführung des Fassadenbonus wird nicht empfohlen. Falls die Fassadenintegration wieder verstärkt forciert werden soll, wird empfohlen, dies außerhalb des EEG zu regeln. Insbesondere bei der Sanierung von Fassaden bestehen große Potenziale für den Einsatz fassadenintegrierter PV-Anlagen. Um diese Potenziale zu erschließen, ist die Förderung über einen Investitionskostenzuschuss denkbar, der beispielsweise in die KfW- Programme zur Gebäudesanierung integriert werden könnte. Um Mitnahmeeffekte zu vermeiden, muss jedoch sichergestellt sein, dass nur fassadenintegrierte Anlagen mit tatsächlichen Mehrkosten gefördert werden, die nicht über die Substitution von hochwertigen Fassadenmaterialien bereits mit der EEG- Vergütung kostendeckend betrieben werden können. 1.4 Technologieentwicklung Module Die befragten Unternehmen wurden jeweils für die Jahre 2009 und 2010 nach den installierten Modulmarken befragt. Anhand der Befragungsergebnisse wurde die Verteilung der in Deutschland installierten Modulmarken hochgerechnet. Zur Plausibilisierung wurden die auf Basis der Befragung ermittelten Marktanteile soweit verfügbar Angaben der Unternehmen bzw. darauf basierenden Schätzungen gegenübergestellt. Die Auswertung für das Jahr 2010 wurde dadurch erschwert, dass zunehmend neue Hersteller in den Markt drängen und sich die Nennungen auf wesentlich mehr Einzelmarken als noch im Jahr 2009 verteilen. Verzerrungen ergaben sich für das Jahr 2010 auch für Modulhersteller, die im Wesentlichen Module für Großanlagen herstellen. Durch die Konzentration auf eine geringere Anzahl von Vertriebskanälen und Installateuren ergibt sich eine geringere Wahrscheinlichkeit, dass diese Unternehmen über die Befragung erfasst werden. Die Folge ist, dass Modulhersteller wie First Solar in der Befragung 2010 unterrepräsentiert sind. Tab. 1-7 zeigt die Hochrechnung der Marktanteile für die wichtigsten Modulhersteller auf dem deutschen Photovoltaikmarkt. Insgesamt hatten alle Hersteller auf dem deutschen Markt rückläufige Marktanteile im Jahr 2010 zu verzeichnen. Dies ist zum einen auf die bereits erwähnte Tatsache zurückzuführen, dass zunehmend neue Hersteller auf den Markt drängen. Zum anderen kann dies auch als Indiz für eine stärkere Orientierung der Hersteller auf andere Märkte als Deutschland gedeutet werden. Dies zeigt sich besonders deutlich im Falle von First Solar, die in Deutschland im Jahr 2010 mit etwa 0,7 GW dasselbe Absatzniveau wie im Vorjahr zu verzeichnen hatte. Dieser Trend soll sich nach Unternehmensangaben im Jahr 2011 fortsetzen, was sich mit den Erwartungen eines stagnierenden Freiflächensegments 2011 in Deutschland deckt (vgl. Kapitel 1.2). 33

35 Tab. 1-7: Hochrechnung 4 der Marktanteile für die wichtigsten Modulherstellern am deutschen PV-Markt 2009 und 2010 (gerundet auf 5 MW) Hochrechnung: Unternehmensbefragung Hochrechnung: Unternehmensangaben 5 Hochrechnung: Unternehmensbefragung Hochrechnung: Unternehmensangaben 6 MW Anteil MW Anteil MW Anteil MW Anteil First Solar ,8% ,6% k.a. k.a ,5% Suntech ,1% 290 7,6% 730 9,8% 575 7,7% Yingli 310 8,1% 315 8,3% 480 6,5% 425 5,7% Solarworld 250 6,7% k. A. k. A ,9% 450 6,1% Schott solar 200 5,2% k. A. k. A ,1% k. A. k. A. Trina 145 3,8% 125 3,3% 315 4,2% 260 3,5% Sharp 135 3,6% k. A. k. A ,5% k. A. k. A. BP solar 105 2,7% 110 2,9% 205 2,8% k. A. k. A. Aleo 95 2,5% 115 3,0% 260 3,5% 170 2,3% Sunpower 70 1,8% 65 1,7% 130 1,8% k. A. k. A. Der deutlich zurückgegangene, jedoch nach wie vor vergleichsweise hohe Anteil von First Solar ist zum einen auf deren Präsenz auf dem deutschen Freiflächenmarkt zurückzuführen. Wie die Erhebungen für das Freiflächensegment zeigen, wurden im Jahr 2010 Freiflächenanlagen mit Dünnschichtmodulen in der Größenordnung von 350 MW zugebaut (vgl. Kapitel 1.2, Abb. 1-15). Diese Leistung dürfte fast ausschließlich auf Module von First Solar entfallen, die bereits in den vergangenen Jahren bevorzugt im deutschen Freiflächensegment eingesetzt wurden. Zum anderen tragen die Kostenführerschaft und die damit verbundenen attraktiven Marktpreise von First Solar zu deren Attraktivität auf dem deutschen PV-Markt bei, neben dem Freiflächensektor auch im Bereich von großen Dachanlagen. Eine klare Zuordnung der in Tab. 1-7 angegebenen installierten Modulmarken auf Modultechnologien (kristallines Silizium, Dünnschichtmodule) ist nicht ohne weiteres möglich, da einige Hersteller sowohl Module auf Basis von kristallinem Silizium herstellen, als auch Dünnschichtmodule. Die Unternehmen wurden deshalb gefragt, wie sich ihre installierte Leistung auf die Modultechnologien verteilt. Fest steht, dass der Anteil der in Deutschland verbauten PV- Leistung in Dünnschichttechnologie größer sein muss, als der in Tab. 1-7 angegebene Anteil von First Solar als weltweit größtem Hersteller von Dünnschichtmodulen. Die Befragung zeigt, dass der Leistungsanteil der Dünnschichtmodule an der insgesamt im Jahr 2010 in Deutschland installierten Leistung etwas mehr als 11% beträgt. Zur Einordnung dieser Größe liegen allerdings keine Literaturangaben vor, lediglich der Anteil der verschiedenen Modultechnologien an der weltweiten Produktion ist durch Erhebungen be- 4 Aufgrund der schmaleren Datenbasis sind die Angaben zum Jahr 2010 weniger belastbar als die Zahlen zum Jahr Quelle: Unternehmensangaben bzw. Schätzungen auf Basis von Unternehmensangaben. 6 Vgl. Fußnote 5. 34

36 kannt [25]. Demnach wurden im Jahr 2010 rund 86% der Module auf Basis von mono- oder polykristallinem Silizium gefertigt. Die restlichen 14% teilen sich zum Großteil auf Cadmiumtellurid (5,3%), amorphes oder mikromorphes Silizium (5,0%), CIS (1,6%) und sonstige auf. Werden die Anteile für CdTe, a- Si und CIS addiert, ergibt sich ein Anteil von rund 12%. Dieser deckt sich sehr gut mit dem anhand der Befragung für Deutschland ermittelten Dünnschichtanteil Wechselrichter Den Herstellern von Wechselrichtern kam auf dem deutschen PV-Markt in den Jahren 2009 und 2010 eine besondere Bedeutung zu. Während in den vergangenen Jahren Engpässe vor allem auf der Wertschöpfungskette entlang der Modulproduktion auftraten (z.b. Siliziumengpass 2007/2008), erwies sich im Jahr 2009 durch die unerwartet hohe Nachfrage das Angebot an Wechselrichtern als Flaschenhals. Obwohl die Photovoltaikbranche auch in der globalen Wirtschaftskrise insgesamt boomte, war sie doch von deren Auswirkungen betroffen, die insbesondere die Wechselrichterproduktion beeinträchtigte. Die Elektronikbranche fuhr nämlich die Produktion drastisch zurück, da ihre Hauptabnehmer (Automobilindustrie, Maschinen- und Anlagenbau) massive Auftrags- und Umsatzeinbrüche zu verkraften hatten, was sich auch auf die vorgelagerten Unternehmen im Elektronikbereich auswirkte. Da die Produktion jedoch nicht kurzerhand von einem Tag auf den nächsten wieder hochgefahren werden kann, begann schon bei der starken Nachfrage nach PV-Anlagen Mitte 2009 ein Engpass bei Wechselrichtern. SMA gab im November 2009 bekannt, dass sie für das erste Quartal 2010 bereits ausverkauft sind. Dieser Engpass zog sich auch in das Jahr 2010, wobei sich die Situation in der zweiten Jahreshälfte aufgrund der eher unter den Erwartungen liegenden Neuinstallationszahlen entspannte. Der in Deutschland ansässige Weltmarktführer bei der Herstellung von Wechselrichtern für PV-Anlagen, SMA, steht für den Großteil der 2009 und 2010 in Deutschland installierten Wechselrichter. Angaben zu den in Deutschland verbauten Wechselrichtern liegen aus der Unternehmensbefragung vor (vgl. auch Kapitel 1.5). Wie bereits im Hinblick auf die verbauten Modulmarken ersichtlich wurde, zeigt sich auch im Wechselrichtermarkt eine deutlich höhere Anzahl von Hersteller, deren Produkte auf dem deutschen Markt Absatz fanden. Analog zum Modulmarkt findet auch im Wechselrichtermarkt ein starker Aufbau von Produktionskapazitäten statt (vgl. Kapitel 2.2), wodurch zahlreiche neue Hersteller in den Markt drängen. Darüber hinaus haben vermutlich der Wechselrichterengpass 2009 und die daraus resultierende erhöhte Nachfrage dazu geführt, dass bereits etablierte Firmen im Bereich der Leistungselektronik in den Wechselrichtermarkt eingestiegen sind. Die Zahlen aus der Unternehmensbefragung zeigen für die Jahre 2009 und 2010 einen konstanten Marktanteil auf dem deutschen PV-Markt von 60% für SMA. Damit konnte SMA Schritt halten mit der annähernden Verdopplung des deutschen PV-Markts. Auf den Plätzen 2 und 3 folgen KACO (D) und Fronius (A). Deren Anteil am deutschen Wechselrichtermarkt hat sich nach den hochgerechneten Angaben aus der Unternehmensbefragung von rund 12% auf etwa 6% halbiert. Durch die größere Anbietervielfalt im Jahr 2010 kann davon 35

37 ausgegangen werden, dass die Anteile der Anbieter auf den Plätzen nach SMA leicht überzeichnet sind, da mit einem etwa gleich großen Befragungsumfang wie 2009 ein geringerer Anteil der Marktaktivitäten erfasst werden konnte (vgl. Kapitel 1.5). Die Hersteller Power One (USA) sowie Diehl AKO (D) konnten ihre Marktanteile deutlich steigern und liegen im Jahr 2010 bei rund 3%. Sie lagen damit gleichauf mit Kostal (D), dessen Marktanteil auf dem deutschen Markt von etwa 5 auf 3% zurückging. Die Befragungsergebnisse zeigen, dass sowohl 2009 als auch 2010 mit etwa 80% ein Großteil der in Deutschland installierten Wechselrichter aus heimischer Produktion stammt. Gerade die wachsenden Anforderungen der Netzbetreiber (BDEW: Fernsteuerbarkeit), die lokal sehr unterschiedlich ausfallen können, erfordern eine ständige Flexibilität und erschweren ausländischen Anbietern bislang einen Markteintritt. Mit der Entwicklung des Smart Grids werden die Anforderungen an die Wechselrichter höher, aber einheitlicher werden, so dass die Markteintrittsschwellen dann voraussichtlich geringer werden und zunehmend ausländische Wechselrichteranbieter auf den deutschen PV-Markt drängen. Dies zeigte sich tendenziell bereits im Jahr Handwerkerbefragung Jeweils im Frühjahr 2010 und 2011 wurden vom SOKO-Institut Unternehmen, die Photovoltaikanlagen installieren, zum PV-Markt 2009 und 2010 befragt. Mit der Befragung im Frühjahr 2010 wurden 627 Unternehmen zum Jahr 2009 befragt, in der Folgebefragung wurden insgesamt 562 PV-Betriebe zum Jahr 2010 befragt [18]. Die Handwerksunternehmen wurden deshalb als Befragte ausgewählt, da über deren Befragung in der Regel die Installation von mehreren Anlagen auf einmal erfasst werden kann, was bei einer Befragung von Endkunden nicht der Fall ist. Der in 2010 fast doppelt so große deutsche PV- Markt im Vergleich zum Vorjahr sowie die gegenüber 2009 etwas geringere Zahl der befragten Unternehmen führt dazu, dass ein deutlich geringerer Teil des Marktes 2010 abgebildet werden konnte. Damit ist tendenziell die Repräsentativität der Angaben zum Jahr 2010 geringer. Im Hinblick auf die Auswertungen zu den Modul- und Wechselrichterherstellern, die auf dem deutschen Markt ihre Produkte abgesetzt haben, ist durch die wachsende Herstelleranzahl eine stärkere Verzerrung der Zahlen zum Jahr 2010 zu verzeichnen. Im Mittelpunkt der Befragung standen im Jahr 2009 die verbauten Modultypen, Wechselrichter und Anlagentypen sowie Einschätzungen zur Finanzierungsstruktur, zum Eigenverbrauch sowie zur allgemeinen Marktentwicklung. Im Rahmen der Befragung zum Jahr 2010 wurde insbesondere das Thema Eigenverbrauch vertieft und es wurden Einschätzungen zur Preisentwicklung von PV-Systemen eingeholt. Die Ergebnisse aus der Befragung wurden je nach Thema in die jeweiligen Kapitel dieses Berichts integriert. Im Folgenden wird eine zusammenfassende Übersicht zu den befragten Unternehmen getrennt nach Befragungsjahren gezeigt. Die Mehrzahl der befragten Unternehmen stammt aus den Bereichen Elektro-Handwerk und Dachdecker-Handwerk. 13% der Befragten sind PV- Spezialisten. Die übrigen Befragten stammen aus der Heizungs- und Sanitärbranche bzw. sonstigen nicht näher benannten Branchen (Abb. 1-17). 36

38 Dachdecker- Handwerk 16,8% Photovoltaik- Spezialist 12,9% Heizung / Sanitär 3,0% Sonstiger Bereich 3,1% Dachdecker- Handwerk 18,8% Photovoltaik- Spezialist 10,3% Heizung / Sanitär 1,3% Sonstiger Bereich 4,1% Elektro-Handwerk 64,2% Elektro-Handwerk 65,5% Abb. 1-17: Verteilung der befragten Unternehmen nach Branche Bereits vor der EEG-Novelle 2004, die maßgeblich zum Wachstum der PV in Deutschland geführt hat, waren mehr als 40% der Unternehmen aus den Branchen Elektro-Handwerk, Heizung/Sanitär und PV-Spezialisten bereits mit der Installation von PV-Anlagen tätig. Dagegen sind über 80% der befragten Unternehmen aus der Dachdeckerbranche erst 2004 oder später in die Installation von PV-Anlagen eingestiegen. Die folgende Auflistung zeigt in übersichtlicher Form, welche Daten mit der Befragung erhoben wurden und an welcher Stelle sie in den vorliegenden Bericht eingegangen sind: - Plausibilisierung des Anteils der auf Freiflächen installierten Leistung (Kapitel 1.2) - Hochrechnung der installierten Leistung an Fassaden (Kapitel 1.3) - Investorenstruktur und deren mittlere Anlagengrößen (Kapitel 1.1) - In Deutschland verbaute Modulmarken und Modultechnologien (Kapitel 1.4) - In Deutschland verbaute Wechselrichter (Kapitel 1.4) - Einschätzungen zur Preisentwicklung bis Ende 2011 (Teilkapitel und 3.2.1) - Anteil der Investoren, die Fremdkapital aufnehmen (Teilkapitel 3.4.2) - Angaben zur Verbreitung der Eigenverbrauchskonzepte (Kapitel 4) - Einschätzung zur Errichtung von Gebäuden, die ohne PV-Vergütung nicht entstanden wären (Teilkapitel ) 37

39 2 Globale Angebots- und Nachfragemärkte sowie Marktentwicklung Dieses Kapitel beschreibt die weltweiten Angebotsmärke der Photovoltaik- Wertschöpfungskette (2.1 und 2.2) und in einem Exkurs auch bezüglich der Produktionsmittel (2.3). Dem wird die Entwicklung der weltweiten Nachfrage gegenübergestellt (2.4). Eine Zusammenfassung von Kapitel 2 findet sich als Kapitel 8.2 in der Gesamtzusammenfassung des Berichts. 2.1 Angebotsmärkte Um zu einer ganzheitlichen Bewertung der Entwicklung des Photovoltaikmarktes zu gelangen, gilt es zunächst, die Angebotsseite einer detaillierten Betrachtung zu unterziehen. Dazu ist es notwendig, die gesamte Wertschöpfungskette vom Silizium bis zum kristallinen Solarmodul unter Einbeziehung der Dünnschichttechnologien zu betrachten. Das Angebot auf allen Wertschöpfungsstufen wird durch die vorhandenen Fertigungskapazitäten und deren nachfragebedingte Auslastung bestimmt. Der Vergleich von installierter Produktionskapazität und tatsächlich produzierten Mengen gibt Aufschluss über die Auslastung der einzelnen Wertschöpfungsstufen und kann Hinweise auf bestehende oder zukünftige Engpässe oder Überkapazitäten geben. Die Entscheidung über zukünftige Produktionsstandorte für Silizium, Wafer, Solarzellen und Solarmodule unterliegt unterschiedlichsten Auswahlkriterien, wie Lohnkosten, steuerliche Aspekte, Logistik, politische Rahmenbedingungen (z.b. Investitionsbeihilfen und Vergütungsregelungen), Energiepreise etc. Da deutsche Standorte nicht in allen Bereichen konkurrenzfähige Bedingungen bieten können, gab es in den letzten Jahren mehrfach Diskussionen um eventuelle Produktionsverlagerungen nach Asien oder Osteuropa, vor allem für die im Vergleich weniger technologieintensive Herstellung von Solarzellen und insbesondere von Solarmodulen. Einen nicht zu unterschätzenden Einfluss auf die Standortwahl für die Fertigung von Solarmodulen können die Transportkosten für das Endprodukt haben, weshalb sie meist nahe am Endkundenmarkt aufgebaut werden (Teilkapitel ). Für die Produktion von Solarzellen spielt die Transportkostenfrage dagegen keine Rolle, da diese im Verhältnis nahezu vernachlässigbar sind. Gegen eine Produktionsverlagerung in Länder mit günstigeren Lohnkosten sprechen zumindest derzeit noch ein höheres Technologie-Know-how, die Verfügbarkeit von qualifiziertem Fachpersonal und Kostenvorteile durch vollintegrierte Produktionslinien ( ). Maßgeblich für die Wahl von Standorten für die Herstellung von Wafern (Teilkapitel ) ist meistens die räumliche Nähe zum Kunden, d. h. den Herstellern von Solarzellen oder zum Lieferanten, also der vorgelagerten Siliziumherstellung. Deren Fertigungskapazitäten ( ) sind bedingt durch die Eingliederung in Standorte mit Verbundproduktion oftmals historisch gewachsen und wurden bisher nicht durch die nachgelagerte Kette der Solarfertigung beeinflusst. Eine Ausnahme bilden hier lediglich die jüngsten Ausbauaktivitäten der Siliziumfertigung in China. Die Produktionsstandorte der Dünnschichttechnologie (2.1.2) als vergleichsweise junge Branche wurden bisher vorwiegend durch die Vorreiterländer in 38

40 Forschung und Entwicklung bestimmt und dadurch weniger durch die üblichen Entscheidungskriterien beeinflusst, wenngleich die starke Konzentration der Dünnschichttechnologie-Startup-Firmen in Ostdeutschland nicht zuletzt auf die dort gewährte Investitionsförderung zurückzuführen ist. Mit wachsender Marktdurchdringung und dem Eintritt in die Massenfertigung werden jedoch auch in der Dünnschichttechnologie andere Aspekte die Standortwahl beeinflussen. Da jedoch die kontinuierlich geführten und hochkomplexen Prozesse ebenso wie die benötigten Produktionsanlagen ein hohes technologisches Know-how und hochqualifiziertes Personal erfordern, sind Abwanderungstendenzen in Niedriglohnländer weniger wahrscheinlich, solange sie nicht aus Transportkostengründen erfolgt, weil die Produktion neuen Märkten folgen muss. Datengrundlage: Grundlage für die Auswertungen der Fertigungskapazitäten auf den einzelnen Wertschöpfungsstufen sind die länderspezifischen Erhebungen der Fachzeitschriften Sonne, Wind und Wärme [19], [20], [21], [22], die mit den Angaben weiterer verfügbarer Studien und Analysen (vgl. die jeweiligen Kapitel) verglichen, ergänzt und ggf. modifiziert wurden. Bei den Fertigungskapazitäten für Silizium und Wafer stellen die genannten Quellen die einzige detaillierte Datenbasis dar. Für kristalline Solarzellen und Dünnschichtmodule existiert zudem eine jährliche Erhebung der Fachzeitschrift Photon [23], [24], [25], die zusätzlich zu den Fertigungskapazitäten die jeweiligen Produktionsvolumina angibt. Spezifisch für Deutschland enthält diese Quelle auch Daten für kristalline Solarmodule [26], [27], [28] Module auf Basis von kristallinem Silizium Siliziummarkt Einige Studien zum Markt für Silizium weisen vergleichsweise hohe Werte aus, so [19], [21], [29]. Der Hauptgrund dafür ist, dass neben den Herstellern des reinen Polysiliziums auch Produzenten metallurgischen Siliziums (UMG, dirty silicon ) aufgenommen wurden, die jedoch bisher nur einen sehr geringen Anteil am Halbleiter- und Photovoltaikmarkt hatten. In den Jahren 2009 und 2010 mussten sie auf Grund der stark fallenden Siliziumpreise die Produktion für diese Märkte teilweise ganz einstellen, wie das Beispiel der Firma Timminco [30] zeigt. Zudem ist es aufgrund der unerwartet dynamischen Marktentwicklung seit 2008 und des rasanten Preisverfall für Solarsilizium naheliegend, dass einige neue angekündigte Projekte zur Produktion von Silizium nicht realisiert werden konnten oder anlaufende Produktionen wieder eingestellt wurden, die jedoch in die Erhebungen und Prognosen mancher Studien aufgenommen wurden. Nach einer Studie der Bank Sarasin [31] wird die Wahrscheinlichkeit für die Realisierung neuer Polysiliziumfabriken für die kommenden Jahre immer geringer, weil mit sinkenden Siliziumpreisen der Betrieb neuer Produktionsstätten nicht mehr mit den ursprünglich kalkulierten Rückflüssen möglich ist. Damit ist der Aufbau neuer Produktionsstätten weniger bzw. nicht mehr rentabel darstellbar. 39

41 Im Jahr 2010 sollten demnach immer noch ca. 70% des Polysiliziums von wenigen etablierten Unternehmen produziert werden. Vielversprechende Neueinsteiger wie z.b. PV Crystalox, Nitol Group, und die M.Setek sollten im Jahr 2010 für rund 20% der Polysiliziumlieferungen stehen. Die restlichen 10% würden von weiteren Neueinsteigern stammen [31]. Nach [32] und [29] deckten die sechs bis acht größten Hersteller bereits 2009 mehr als 3/4 der Nachfrage des gesamten Siliziummarktes ab. Die hier vorgenommene Auswertung der elf größten und etabliertesten Siliziumproduzenten 7 bestätigt die anhaltende Konzentration auf wenige Hersteller. Zum damit versorgten Polysiliziummarkt zählt vor allem auch die Halbleiterindustrie. Eine direkte Korrelation mit der Photovoltaik ist nur bedingt möglich, auch weil die Marktsituationen auf den unterschiedlichen Absatzmärkten sich gegenseitig stark beeinflussen. Die Siliziumproduzenten bieten jeweils vorrangig auf dem lukrativeren Markt an. Im Folgenden werden daher die Gesamtkapazität und das gesamte Produktionsvolumen als Indikator für die Photovoltaik-Industrie verwendet, wobei sie das absolute Maximum darstellen. Diese Vorgehensweise wurde gewählt, da keine konsistenten Angaben zu den im Solarsektor abgesetzten Siliziummengen verfügbar sind. Die Auswertung für 2009 und 2010 (Tab. 2-1) ergab für die elf größten Hersteller eine globale Fertigungskapazität von 16,5 GW und 23,7 GW mit einer jeweiligen Auslastung von ca. 64% (10,4 GW bzw. 15,2 GW). Die Produktionszahlen für 2010 beruhen auf Prognosezahlen von Die Prognosen weltweit für das Jahr 2011 lagen bei Berichtserstellung noch nicht vor. Globale Fertigungskapazitäten und Auslastung Trotz einer Gesamtkapazität an Solarsilizium von insgesamt knapp 10 GW bereits im Jahr 2008 konnte die schon seit 2004 vorherrschende Siliziumknappheit in der Photovoltaikbranche zunächst nicht überwunden werden. Auf Grund der Nachfragekonkurrenz insbesondere durch die Halbleiterindustrie konnte in der Vergangenheit die verfügbare Produktionskapazität von Silizium für die Solarindustrie die Nachfrage nicht decken, so dass viele Hersteller entlang der nachfolgenden Wertschöpfungskette auch 2008 ihre Produktionsanlagen nicht entsprechend auslasten konnten. Ein Indikator dafür, dass sich die Lage auf der Nachfrageseite durch neu hinzukommende Wafer-, Zell- und Modulproduzenten eher noch weiter verschärft hat, sind die stark gestiegenen Spotmarktpreise, die zeitweilig über 400 $/kg lagen ([33], vgl. auch Abb. 3-4, S. 81). Langfristige Lieferverträge, die niedrigere Siliziumpreise von ca. 70 $/kg [30], [32] garantierten, waren bisher ein wesentlicher Wettbewerbsvorteil, von dem insbesondere deutsche Hersteller profitierten. Aufgrund des andauernden Siliziummangels in Kombination mit dem permanenten Nachfragezuwachs in der Photovoltaikindustrie hatten bereits 2006 die Hersteller mit Aus- bzw. Neubauaktivitäten für zusätzliche Siliziumfertigungskapazitäten begonnen, die jedoch durch die relativ langen Bauzeiten zum Großteil erst 2009 die Produktion aufnehmen konnten. Die stark steigenden Preise 2007/2008 beflügelten deshalb insbesondere die Suche nach neuen kostengünstigeren Verfahren, wie z.b. das Recycling von Halbleiterabfällen oder die Herstellung von metallurgischem Silizium (UMG). 7 He mlock (USA), Wacker (D), REC (USA), Tokuyama (JP), MEMC (USA), OCI (Korea), GCL (China), Mitsubishi (JP), M. Setek (JP), Daqo (China), LDK Solar (China) 40

42 Anfang 2009 führten verschiedene Faktoren führten zu einem Preissturz auf teilweise unter 60 $/kg (Abb. 3-4, S. 81). Gleichwohl beschränkt sich der größte Marktanteil (>50%, bei Solarsilizum sogar >75% [19]) weiterhin auf sechs bis zehn große Hersteller, die ihre zusätzlichen Fertigungskapazitäten rechtzeitig in Betrieb nehmen und der Situation mit niedrigen Fertigungskosten zwischen $/kg begegnen konnten. Die Kostenführer Wacker Silicon und Tokuyama erzielen Herstellungskosten um die $/kg. Neueinsteiger, wie z.b. Polysilicon Technology Development (China) oder Yingli geben /kg an [34]. Neueinsteiger, deren Fertigungslinien sich noch in Planung oder im Bau befinden, sind dagegen durch die hohen Anfangsinvestitionen bei sinkenden Margen zunehmend zur Aufgabe ihrer Vorhaben gezwungen. Auch der strategische Kostenvorteil von UMG und recyceltem Material ist rapide gesunken, weshalb die meisten Kunden wieder höherwertiges Material bevorzugen. Daher rechnet Photon Consulting mit einem sinkenden Produktionsvolumen bei sinkenden Marktpreisen. Folglich wurde auch von einem sinkenden Anteil von UMG am Produktionsvolumen von 14% (2008) auf 8% (2009) ausgegangen [29]. Ohne steigende Marktpreise wird sich diese Situation für UMG auch in Zukunft nicht ändern. Eine zusätzliche Belastung stellte die globale Finanzkrise dar, die hier eine besonders kostenintensive Branche traf. Laut BNP Paribas liegt das Investitionsvolumen für 1 W Silizium bei 1,17 $ im Vergleich zu 0,6 $/W für Solarzellen und 0,2 $/W für Module. Neue Investitionen werden durch die Schwierigkeit, Investoren und Kreditgeber zu finden, sowie den schwierigen Zugang zu öffentlichen Geldern und Wagniskapital beeinflusst [19]. Dies führt dazu, dass der prognostizierte massive Ausbau der Fertigungskapazitäten nach [19] und [29] wahrscheinlich nicht erreicht wurde und auch 2011 nicht erreicht werden wird. Verschiedene Studien gehen von einer Fertigungskapazität für Solarsilizium von GW (2009) bzw GW (2010) aus, die komplett von den 11 größten Herstellern hätte bereit gestellt werden können haben diese zusammen noch so viel Polysilizium produziert wie von der Solarindustrie nachgefragt wurde. 8 Sogar wenn diese den kompletten Bedarf der Halbleiterindustrie (ca t) gedeckt hätten, konnten sie immer noch ¾ der Nachfrage decken dagegen reichte die Produktionsmenge von 15,2 GW nur noch für 70 85% aus und andere Hersteller konnten Solarsilizium liefern (Tab. 2-1). Die Gesamtauslastung der 11 größten Hersteller (63% im Jahr 2009 und 64% 2010) erscheint angesichts der Siliziumknappheit verhältnismäßig niedrig, erklärt sich aber dadurch, dass Länder mit etablierten Herstellern, wie Deutschland, die USA oder Japan zwar steigende Auslastungen von größtenteils über 70% aufweisen, neue Unternehmen mit hohen Fertigungskapazitäten diese aber nicht so stark auslasten können, wie zum Beispiel in China (ca. 40% Auslastung). Dies verdeutlicht einerseits die Entspannung der Versorgungssituation bei Solarsilizium und die damit einhergehenden sinkenden Marktpreise. Andererseits zeigt gerade die hohe Auslastung der Fertigungskapazitäten für Solarsilizium im Jahr 2010 (Tab. 2-1) einen möglichen erneuten zukünftigen Engpass auf. Für Solarsilizium geht Bernreuther Research [39] 2010 von einem ausgeglichen Angebot-Nachfrage- 8 Unter der Annahme, dass die Produktionsmenge der Nachfrage entspricht. 41

43 Verhältnis aus, 2011 könnte es dagegen bereits zu einer Verknappung im 2. Halbjahr kommen. Die aus den Quellen [19], [21] und [29] ableitbaren Bauvorhaben in Höhe von 22 bzw. 33 GW von 2008 bis 2010 zeigen, dass bei einer Realisierung auch zukünftig ausreichend Kapazität zur Deckung der Nachfrage vorhanden sein wird. Der Großteil der Vorhaben wird voraussichtlich in China realisiert, wodurch China in den nächsten Jahren seinen Marktanteil der vorgehaltenen Fertigungskapazitäten auch bei zunächst sinkender Auslastung steigern könnte. Die größten Siliziumhersteller 2009 und 2010 befinden sich in den USA, Deutschland, China, Japan, und Korea (Abb. 2-1). In Deutschland gibt es mit der Wacker AG nur einen großen Hersteller von Silizium, der 2010 stabile 16% der Fertigungskapazitäten und 20 25% der Produktionsvolumina der größten Hersteller halten könnte. Kleinere Firmen, wie die PV Crystalox GmbH tragen nur unwesentlich zum Marktvolumen bei. Sie produzieren vor allem für die eigene Waferfertigung und sind Teil des Trends hin zur vertikalen Integration der Photovoltaikunternehmen. Bei weiter sinkenden Marktpreisen wird man auch hier wieder vorwiegend zukaufen, da bei Unterschreiten einer bestimmten Preisschwelle die eigene Produktion unrentabel wird [30]. Langfristig wird Deutschland als Standort in der Siliziumfertigung eher Marktanteile an Unternehmen in China verlieren. Tab. 2-1: Produktionskapazitäten und -volumina für Polysilizium 2008 bis 2011 nach Auswertung verschiedener Studien. Fertigungskapazitäten und volumina von Polysilizium Prognose 2011 Kapazität Produktionsvolumen Kapazität Produktionsvolumen Kapazität Produktionsvolumen Kapazität Produktionsvolumen 11 größte Hersteller (Auswertung ZSW) Auswertung ZSW Deutschland [26], [27], [28], [57] Studienrecherche Polysilizium [19], [21], [29], [35] Studienrecherche Solarsilizium [19], [30], [32], [36], [37], [38], [39], [40], [41] t (9 GW) t (1,9 GW) t (8,4-31 GW) t (8,2-10 GW) t (6,1 GW) t (1,4 GW) t (6 7,5 GW) t (5 7,5 GW) t (16,5 GW) t (2,5-3 GW) t (15 35 GW) t (13 15 GW) t (10,5 GW) t (2,3-2,5 GW) t (9,5-12 GW) t (8 11 GW) t (23,7 GW) t (3,6-4,3 GW) t (42-56 GW ) t (18 22,5 GW) t (15,2 GW) ~ t (4 GW) t (24-28,5 GW) t (18-20 GW) t (25 GW) t (5,3-5,7 GW) t (46 GW) [35] t (23 28,5 GW) k.a. ~ t (4,4 GW) k.a. k.a. 42

44 8,2 8,2 6,3 5,3 2,6 4,0 5,7 5,7 4,2 6,0 2,3 3,8 4,1 3,4 0,0 N o rdamerika D eutschland 1,5 1,8 C hina 0,0 2,1 3,3 3,3 2,1 1,4 2,6 2,6 1,9 0,0 Japan 1,1 1,8 Ko rea 0,0 Si-P ro duktio nskapazitäten der grö ß ten H ersteller in 2010 Si-P ro duktio n der grö ß ten H ersteller in 2010 Deutschland 17% Korea 14% Nordamerika 34% Deutschland 25% Korea 12% Nordamerika 39% Japan 11% China 24% Japan 12% China 12% Gesamtkapazität (2010): 23,7 GW Gesamtproduktion (2010): 15,2 GW Abb. 2-1: Regionale Verteilung der Produktionskapazitäten der 11 größten Hersteller für Polysilizium mit Angabe der jeweiligen Produktionsmengen für 2009 bis Für das Jahr 2011 lagen bei Berichtserstellung nur Zahlen für Deutschland vor. 43

45 Wafermarkt Die Datengrundlage für kristalline Wafer ist sehr eingeschränkt, weshalb hier nur eine grobe Analyse und Abschätzung vorgenommen werden kann. Aus Mangel an detaillierten, länderspezifischen Daten kann für die Auswertung der Wafer-Produktion nur auf eine Prognose [29] zurückgegriffen werden. In jedem Fall liegt die Wafer-Produktion als Zwischenstufe mengenmäßig zwischen der Produktion von Solarsilizium und kristallinen Solarzellen. Viele Hersteller geben als Maßstab für Ihre Fertigungskapazität nur die möglichen Stückzahlen, nicht aber die entsprechende Leistung an. Um eine konsistente Darstellung zu gewährleisten, wurde bei der Auswertung der Daten ein Umrechnungsfaktor von 3,5 angenommen (1 Wafer = 3,5 Watt). 9 Globale Fertigungskapazitäten und Auslastung Die Auswertung ergibt für 2009 Produktionskapazitäten von ca. 21,7 GW bei einer Auslastung von 42% und für 2010 von 31 GW. Die Waferfertigung ist ein technologieintensiver Prozess, weshalb sie heute entweder direkt an die Herstellung von Solarsilizium, beispielsweise bei REC/Scan Wafer, MEMC, M.Setek, LDK Solar, GCL oder auch PV Crystalox angeschlossen ist, oder einen Unternehmensteil bei rückwärts integrierter Fertigungslinie, wie etwa Schott Solar, Solarworld, Q-Cells/Sovello, Bosch Solar oder Yingli darstellt. Im letztgenannten Fall ist die Waferfertigung als Vorstufe in den Herstellungsprozess der Solarzellen integriert. Somit ist die Standortwahl häufig durch die Integration in vor- oder nachgelagerte Prozesse bestimmt und weniger durch andere Kriterien beeinflusst. Betrachtet man die regionale Verteilung der Fertigungskapazitäten von kristallinen Wafern (Abb. 2-2) stellt man fest, dass diese vorwiegend mit der Verteilung der Standorte der Solarzellenproduktionen übereinstimmt (vgl. Abb. 2-3, S. 50) Anders als bei Solarsilizium dominiert Asien mit einem Marktanteil von 66% diesen Teil der Wertschöpfungskette. Neue Fertigungskapazitäten werden zukünftig auch weiterhin in China, USA und Deutschland aufgebaut. Nach den Ankündigungen der Hersteller war für Ende 2010 von ca. 31 GW weltweit auszugehen. Mit Produktionsverlagerungen ist nur in dem Maße zu rechnen, in dem die Standorte für Solarzellen oder Solarsilizium verlagert werden (siehe Teilkapitel und ). Mit 16,7 GW Fertigungskapazität für kristalline Wafer deckt China 50% der globalen Kapazitäten ab und bleibt mit einem Wachstum von annähernd 50% auch 2010 weiterhin der bedeutendste Produktionsstandort für kristalline Wafer. Europa hat mit Deutschland (2,3 GW), Norwegen (1,7 GW) und der Ukraine (0,75 GW) ebenfalls einen hohen Stellenwert als Produktionsstandort. Dank des Silizium- und Waferherstellers MEMC und des Standorts der deutschen Solarworld zählen auch die USA zu den größeren Waferproduzenten. Deutschland ist bedingt durch den Aufbau vieler vertikal integrierter Produktionsstätten von z.b. Solarworld, Bosch Solar, Conergy oder auch Q-Cells neben den USA, Taiwan und Japan weiterhin eines der Länder mit den größten Fertigungskapazitäten. Zudem konnten die Hersteller in Deutschland ihre Produktionsanlagen zu mehr als drei Viertel 9 Zur Festlegung des Umrechnungsfaktors von 3,5 Watt/Stück wurden mehrere Zelldatenblätter unterschiedlicher Hersteller ausgewertet. 44

46 auslasten und dadurch den weiteren Ausbau der Standorte vorantreiben (wie beispielsweise Solarworld in Freiberg). Die Bedeutung der chinesischen Hersteller wird auch durch die Prognosen der Photon Consulting aus dem Jahr 2009 ausgedrückt. Demnach kommen mehr als 50% der produzierten Wafer aus Asien, vorwiegend aus China (45%). Ein deutliches Indiz dafür, dass die Waferproduktion vorzugsweise im Rahmen vertikaler Integrationsprozesse in die Produktion kristalliner Solarzellen integriert wird. Unter der Annahme, dass die Produktion von Wafern zwischen der von Polysilizium und der von kristallinen Solarzellen liegt, ergibt sich unter Berücksichtigung der verfügbaren Studien [29], [32] eine steigende Auslastung auf mehr als 50% Diese liegt damit tendenziell auf ähnlichem Niveau anderer Stufen der Wertschöpfungskette. Laut [21] liegt die Auslastung der etablierten Produzenten, vorwiegend in den europäischen Ländern, den USA und Japan bei rund 90%. Darauf aufbauend lässt sich abschätzen, dass die Fertigungskapazitäten in China in einer Größenordnung von lediglich 30-40% ausgelastet sind. Tab. 2-2 fasst die Rechercheergebnisse zusammen. Tab. 2-2: Produktionskapazitäten und -volumina für kristalline Wafer 2008 bis 2011 nach Auswertung verschiedener Studien Produktionsvolumen Global (Auswertung ZSW) Deutschland (Auswertung ZSW) [26], [27], [28], [57] Studienrecherche Wafer [19], [21], [29], [32], [35] 10 GW 1,2 GW 11 GW Fertigungskapazitäten und volumina Wafer Prognose ,6 GW k.a. 4,8 5,6 GW 21,7 GW 1,4 GW 18,5 21,5 GW 9 GW 1,13 GW 8-9 GW 31 GW 2,3 GW 21,5 30 GW Kapazität Produktionsvolumen Kapazität Produktionsvolumen Kapazität Produktionsvolumen Kapazität k.a. k.a. k.a. 2 GW k.a. 2,8 GW GW 2,6 GW k.a. 45

47 16,7 16,7 11,3 2,8 1,8 2,3 2,3 1,5 2,3 1,7 1,7 2,0 2,2 2,2 2,0 2,6 1,1 1,0 1,1 0,0 N o rdamerika 1,1 D eutschland 0,8 1,0 0,0 N o rwegen 0,8 0,8 0,8 4,6 4,0 0,0 C hina* (*veränderter M aßstab) 2,3 2,3 0,4 0,0 Japan 2,3 0,0 2,8 0,8 0,0 0,0 P hilippinen 1,5 Glo bale Wafer-P ro duktio nskapazitäten in ,1 2,0 2,6 Norwegen 5% Philippinen 3% Korea 3% RoE Deutschland 3% 8% RoW 2% Nordamerika 7% 0, 3 0, 0 T aiwan 0, 0 1,1 Ko rea Taiwan 7% Japan 7% China 55% Gesamtkapazität (2010): 31,0 GW Abb. 2-2: Regionale Verteilung der Produktionskapazitäten für kristalline Wafer mit Angabe der jeweiligen Produktionsmengen für 2009 bis

48 Solarzellenmarkt Globale Fertigungskapazitäten und Auslastung In den letzten Jahren wurden als Reaktion auf die stetig wachsende Nachfrage nach Photovoltaikanlagen Fertigungskapazitäten für mono- und polykristalline Solarzellen in großem Umfang aufgebaut. Der abrupte Nachfrageeinbruch Ende 2008/Anfang 2009 (hauptsächlich verursacht durch die Deckelung des spanischen PV-Markts) führte zunächst zu einer wesentlich geringeren Kapazitätsauslastung und in der Folge zu zahlreichen Verschiebungen geplanter Kapazitätserweiterungen sowie zur Stilllegung bestehender Produktionslinien, die aufgrund ihres Alters dem entstehenden Preisdruck kostenseitig nicht gewachsen waren. Bestes Beispiel hierfür ist die Q-Cells AG [42]. Der Nachfrageeinbruch bewirkte einen starken Preisverfall, wodurch wiederum ein Nachfrageboom Mitte/Ende 2009 in unerwarteter Höhe ausgelöst wurde. Dies kehrte die Situation wieder um, so dass sich die Fertigungskapazitäten seit 2008 ungefähr verdoppelten bis verdreifachten (Tab. 2-3). Die Spanne der Abschätzungen ist mit GW für das Jahr 2010 relativ groß. Der Hauptgrund sind unterschiedliche Angaben zum Ausbau der Kapazitäten in China, die sich teilweise um 6 GW unterscheiden. Dies ist auch die wesentliche Ursache für den noch höheren Wert der ausgewerteten Fertigungskapazitäten von 35 GW. Dadurch wird zum einen deutlich, wie dynamisch und wechselhaft sich der chinesische Angebotsmarkt darstellt und zum anderen, wie unsicher die Ankündigungen vieler, vor allem neuer Marktteilnehmer sind. Nach Abschätzungen von Photon [25], auf denen auch wesentliche Teile der Auswertung beruhen, konnte trotz des massiven Ausbaus der Produktionskapazitäten die Auslastung der Fertigungsanlagen von 54% (2008) auf mehr als 70% (2010) gesteigert werden. Zudem gehen die Photon-Prognosen von einem weiteren starken Wachstum der Fertigungskapazitäten um 85% auf 56 GW und einer noch höheren Auslastung von über 75% im Jahr 2011 aus. Das verhältnismäßig hohe Produktionsvolumen von 24 GW (2010) und 44 GW (2011) hängt vorwiegend damit zusammen, dass auch für chinesische Hersteller mit einer sehr hohen Auslastung von über 70% gerechnet wird, obwohl ein Wachstum der Fertigungskapazitäten im Jahr 2010 um mehr als 10 GW und 2011 sogar um mehr als 15 GW angenommen wird. Vermutlich sind die angegebenen Fertigungskapazitäten jedoch zu hoch angesetzt, wenn man die aktuellen Entwicklungen auf den einst vielversprechenden europäischen Märkten Italien, Tschechien und Frankreich berücksichtigt. Es muss heute davon ausgegangen werden, dass durch die Eingriffe in die Fördersysteme der genannten drei Märkte die Nachfrage in Europa rückläufig ist und voraussichtlich von anderen Märkten nicht vor 2013 kompensiert werden kann (vgl. Kapitel 2.4). Andere Abschätzungen für 2010 [45], [46] sind deutlich zurückhaltender und geben trotz einer durchschnittlichen Produktionsauslastung eine produzierte Menge von nur ca. 17,7 GW für kristalline Solarzellen an. Demnach waren 2010 ca. 25 GW an Fertigungskapazität installiert. Hinsichtlich der regionalen Verteilung der Produktionskapazitäten zeigen alle Studien relativ vergleichbare Tendenzen. Legt man die Auswertung der verschiedenen Studien zu Grunde, befinden sich im asiatischen Raum aktuell bereits mehr als 80% der weltweiten Zellfertigungskapazitäten. In China wur- 47

49 den die Fertigungskapazitäten seit 2008 annähernd vervierfacht auf nahezu 20 GW bis Ende 2010, so dass dort allein mehr als die Hälfte der weltweit vorhandenen Produktionskapazitäten stehen (Abb. 2-3). Mit Suntech kommt zudem der Hersteller mit der weltweit größten Fertigungskapazität für kristalline Solarzellen (1,4 GW) aus China. In den Jahren 2009 und 2010 blieb Europa weiterhin ein bedeutender Standort für die Produktion von Solarzellen. Nachdem die Kapazitäten 2009 noch deutlich um 60% auf 3,2 GW ausgebaut wurden, betrug das Wachstum 2010 mit einer Steigerung der Kapazitäten auf 3,8 GW noch knapp 20%. Deutschland als Land mit der viertgrößten Fertigungskapazität weltweit (2,3 GW) stellt dabei weiterhin den wichtigsten europäischen Standort dar und trägt absolut am meisten zum Wachstum in Europa bei. Die USA mit knapp 1,5 GW nur an fünfter Stelle konnten als einer der vielversprechendsten Märkte trotzdem stark aufholen und ihre Kapazitäten (vor allem durch Standorte von Solarworld und Evergreen) gegenüber 2008 mehr als vervierfachen. Bestätigt werden diese Tendenzen beim Blick auf die Verteilung der Produktionsmengen und die Produktionsauslastung. Der größte Anteil kristalliner Solarzellen wurde in den letzten drei Jahren in China produziert; 2010 waren es nahezu 50%. Taiwan befand sich im Jahr 2009 noch auf ähnlichem Niveau wie Deutschland und Japan, hat in den letzten Jahren jedoch das stärkere Wachstum gezeigt und liegt deshalb im Jahr 2010 deutlich vor den beiden genannten Ländern. Weitere asiatische Länder holen weiter auf und konnten ihre Produktionsmengen gegenüber 2008 mehr als vervierfachen. Dies führte dazu, dass in den Jahre 2009 und 2010 mehr als 80% aller kristallinen Solarzellen in asiatischen Ländern produziert wurden. Während die im Hinblick auf die Zellherstellung etablierten Länder wie Japan oder Deutschland bereits in den letzten Jahren durchweg eine überdurchschnittliche Produktionsauslastung von mittlerweile über 80% aufwiesen, zeigten die Wachstumsländer wie Nordamerika und wenige asiatische Länder eine eher unterdurchschnittliche Auslastung. Gründe hierfür sind einerseits die mit dem Neueinstieg von Unternehmen verbundene sogenannte Ramp-Up- Phase, in der die Produktion zunächst langsam hochgefahren und optimiert werden muss, bevor die vollständige Leistungsfähigkeit der Produktionslinien erreicht wird. Andererseits ist das überdurchschnittlich starke Wachstum der Produktionskapazitäten in Asien und auch im Zukunftsmarkt Nordamerika ursächlich: Auch in diesem Fall können die neu aufgebauten Produktionslinien nicht sofort voll ausgelastet werden, sondern benötigen eine erste Anlaufphase. Auffällig ist der Einbruch der Auslastung in Spanien im Jahr 2009, die aller Wahrscheinlichkeit nach auf den dortigen Zusammenbruch des heimischen Absatzmarktes zurück zu führen ist. Im Jahr 2010 hat sich diese Situation jedoch in vielen Ländern deutlich verändert. Insbesondere der Großteil asiatischer Länder zeigt bereits Auslastungswerte in der Größenordnung von 70%. Unter dem durch den Preisverfall (vgl. Teilkapitel 3.1.2) bedingten zunehmenden Kostendruck ist zu beobachten, dass auch europäische und amerikanische Unternehmen bei der Verfolgung ihrer weiteren Wachstumsstrategien verstärkt auf den Aufbau neuer Produktionsstätten im asiatischen Raum setzen. Auch Q-Cells SE, einer der vermeintlichen deutschen Kostenführer, expandierte mittels neuer Fertigungsstätten in Malaysia, während in Deutschland Produktionslinien stillgelegt wurden [43], [19]. Der zunehmende Konkurrenzdruck der asiatischen Hersteller spielt bei diesen Entscheidungen eine 48

50 erhebliche Rolle, denn mittels einer Verlagerung der Fertigungsstätten können die standortbedingten Kostennachteile deutscher bzw. europäischer Hersteller wie Lohnniveau, Energiepreise etc. größtenteils ausgeglichen werden. Auch wenn manche Hersteller, wie das Beispiel Solarworld zeigt, in den USA Zellfertigungskapazitäten in der Nähe ihrer bestehenden Modulfertigungskapazitäten (Teilkapitel ) und damit in Nähe potenzieller Absatzmärkte aufbauen, rechnet man vorwiegend mit einer Abwanderung in Länder im asiatischen Raum, die erheblich größere Kostenvorteile erwarten lassen [20]. Transportkosten spielen auf der Wertschöpfungsstufe Zellen bislang eine eher untergeordnete Rolle, der technologie- und personalintensive Prozess steht im Vordergrund. Für die Zukunft wird deshalb erwartet, dass die Dominanz Asiens im speziellen China und auch Taiwan bei der Produktion kristalliner Solarzellen weiter zunehmen wird, während Länder wie Deutschland oder Japan zwar absolut betrachtet weiter wachsen, gleichzeitig jedoch deutlich Marktanteile abgeben werden. Tab. 2-3: Produktionskapazitäten und -volumina kristalliner Solarzellen nach Auswertung verschiedener Studien Global (Auswertung ZSW) Deutschland (Auswertung ZSW) [26], [27], [28], [57] Fertigungskapazitäten und -volumina Solarzellen Prognose 2011 Produk- Produk- Produk- Produk- Kapazitäzitäzitäzität Kapa- Kapa- Kapationsvolumevolumevolumetionstionstionsvolumen 12,6 GW 6,8 GW 1,7 GW 1,2 GW 18,7 GW 1,9 GW 10,5 GW 35,6 GW 24,1 GW 1,5 GW 2,3 GW 1,9 GW 62,5 GW 2,7 GW 45 GW 2,5 GW Studienrecherche Solarzellen [20], [22], [23], [24], [25], [29], [36], [35], [40], [41], [44], [45], [46], [47] 12 14,5 GW 5 7 GW GW 8 10,5 GW 24 32,5 GW 17,7 23,4 GW 56 GW 44 GW 49

51 3 8,3 2,3 2,7 3,5 1,9 19,5 2,5 1,5 1,5 0,9 0,7 0,7 0,2 N o rdamerika 2,5 1,9 1,5 D eutschland 8,4 12,7 2 7,0 1,9 1,4 2,1 Japan 2,8 2,0 1,5 4,6 1,2 0,5 0,2 0,7 0,4 Indien 1,1 China* *veränderter Maßstab 0,6 0,3 0,8 9,1 Ko rea 1,5 Glo bale So larzellen-p ro duktio nskapazitäten in 2010 Globale Solarzellen-P roduktion in 2010 RoE ROW 0% Deutschland 4% Nordamerika 4% RoA 7% 5% Indien 2% Korea 3% Taiwan 13% Japan 7% China 55% RoE 3% ROA Deutschland 6% 8% Indien 2% Korea 3% Taiwan 14% Japan 9% ROW 0% Nordamerika 3% China 52% 2,4 1, 4 4,6 3, 3 T aiwan 6, 5 Gesamtkapazität (2010): 29,9 GW Gesamtproduktion (2010): 17,1 GW Abb. 2-3: Regionale Verteilung der Produktionskapazitäten für kristalline Solarzellen mit Angabe der jeweiligen Produktionsmengen für 2009 bis

52 Modulmarkt Die Erfassung der Hersteller von kristallinen Solarmodulen ist auf Grund der wesentlich höheren Herstellerzahl deutlich aufwändiger als auf den anderen Wertschöpfungsstufen (Siehe [20]). Folglich existieren deutlich weniger Erhebungen oder Studien, die Angaben zur Produktion kristalliner Solarmodule enthalten. In den meisten Fällen sind die veröffentlichten Daten unvollständig oder die Summe der Fertigungskapazitäten und Produktionsmengen der Modulhersteller werden mit denen der Solarzellenhersteller gleichgesetzt. Dieser Ansatz muss für die Auswertung der Produktionsmengen und zur Einordnung der ausgewerteten Produktionskapazitäten übernommen werden, da der Detaillierungsgrad der meisten Daten keine andere Vorgehensweise zulässt. Photon Consulting [29] hat als einzige Quelle eine Aufteilung der Solarmodulproduktion auf Länder vorgenommen. Es erfolgte jedoch keine eindeutige Zuordnung der einzelnen Produktionsstätten auf die Länder, so dass die Ergebnisse nur einen Hinweis geben können, wie die regionale Verteilung möglicherweise aussieht. Zudem handelt es sich um eine Prognose aus dem Jahr 2009 und ist deshalb nur als grobe Orientierung zu verwenden. Für Deutschland dagegen gibt es eine aktuelle Erfassung der Produktionszahlen von Solarmodulen der Fachzeitschrift Photon [26], [27], [28] die eine Einordnung der deutschen Industrie erlaubt. Daher ist für kristalline Solarmodule nur eine Abschätzung der Gesamtauslastung möglich. Hierzu wurde angenommen, dass die Produktionszahlen für Solarmodule gleich den Produktionszahlen für kristalline Solarzellen sind. Länderspezifische Aussagen im Bereich der kristallinen Module sind lediglich für Deutschland möglich. Für das Jahr 2008 konnten auf Basis der verfügbaren Daten nur für wenige Länder zuverlässige Angaben ausgewertet werden. Aus diesem Grund sind die Modulfertigungskapazitäten für 2008 auch um ca. 3-5 GW niedriger als in den vergleichbaren Studien und wurden hier nicht aufgenommen. Globale Fertigungskapazitäten und Auslastung Das zumindest im Durchschnitt starke Wachstum der Endkundennachfrage bewirkte auch auf der Wertschöpfungsstufe der Modulfertigung einen erheblichen Auf- und Ausbau der Fertigungskapazitäten. Gegenüber 2008 haben sich diese bis Ende 2010 mehr als verdreifacht (Tab. 2 4). Produktionsanlagen entstanden vorwiegend an absatzmarktnahen Standorten, da bei Modulen die Transportkosten eine größere Rolle spielen, als auf den vorgelagerten Wertschöpfungsstufen. Auch wenn der Anteil Europas an der gesamten weltweiten Modulfertigungskapazität in den letzten Jahren auf 22% im Jahr 2010 gesunken ist, ist diese Entwicklung hier sehr gut zu belegen. Modulfertigungsstätten existieren vor allem in den Hauptmärkten Deutschland (ca. 2,6 GW), Spanien (1 GW), Italien (0,6 GW) und Tschechien (0,4 GW), aber auch anderen vor allem osteuropäischen Ländern. Daneben konnten auch andere Zukunftsmärkte ihre Fertigungskapazitäten in den letzten Jahren erheblich steigern. In den USA verdreifachten die Unternehmen bis zum Jahr 2010 die Kapazitäten gegenüber 2008 auf 1,5 GW. Der sich in 2008 abzeichnende Trend zur Verschiebung der Modulfertigungskapazitäten nach Asien, insbesondere nach China, der durch geringere Produktionskosten in diesen Ländern ausge- 51

53 löst wurde, verstärkte sich in 2009 und 2010 erheblich. Der Marktanteil der asiatischen Unternehmen beläuft sich seit 2009 auf ungefähr 70% (2008: ca %). Die Hauptabsatzmärkte (vgl. auch Kapitel 2.4) 2008, 2009 und auch 2010 stellen Europa (vorwiegend Deutschland und Italien) und daneben Japan und die USA dar. In diesen Ländern übersteigt die Kapazität für kristalline Modulproduktion die für kristalline Zellproduktion bzw. ist zumindest relativ ausgeglichen. Für Deutschland ergibt sich nach [28] für 2010 eine Produktionsmenge von 1,8 GW an Solarmodulen, die nur geringfügig unter der Produktionsmenge für Solarzellen und 2011 voraussichtlich darüber liegt (Tab. 2-3 und Tab. 2 4). Dagegen haben Länder ohne nennenswerten Absatzmarkt, wie z.b. Taiwan oder Korea, trotz verhältnismäßig großem Zellproduktionsvolumen keine nennenswerte Modulproduktion. Obwohl China ebenfalls keinen absehbaren Absatzmarkt darstellt, wurden auf Grund der dort herrschenden Rahmenbedingungen große Produktionskapazitäten für Solarmodule aufgebaut. Auch die Produktionsvolumina und die Auslastung belegen diesen Trend. Die Prognose der Photon Consulting [29] für 2009 liegt unter Berücksichtigung der Marktentwicklung 2009/2010 mit 7,6 GW unter dem aktuell ermittelten Wert für Es kann jedoch gezeigt werden, dass auch hier Asien (60% Marktanteil) mit China (36%) und Japan (24%) den Markt dominiert, gefolgt von Europa mit 28% und Nordamerika mit 8%. Unter dieser Annahme würde das aus ähnlichen Gründen wie bei kristallinen Solarzellen verhältnismäßig hohe Auslastungen in Japan, Europa und Nordamerika und niedrige Auslastung vor allem in China bedeuten. Zukünftig werden vor allem die asiatischen Unternehmen ihre Auslastung erheblich steigern können, so dass auch sie das in Deutschland erreichte überdurchschnittlich hohe Niveau von 70-75% Auslastungsgrad aufweisen werden sollen die genannten Trends noch weiter verstärken: In Deutschland sind lediglich Produktionsanlagen zur Modulfertigung mit rund 0,8 GW in Planung, in den USA sind es gar nur 0,2 GW. Mit 3,6 GW wird ein Großteil der geplanten Modulfertigungen in Asien entstehen, davon alleine 3 GW in China. Einen nicht unerheblichen Beitrag hierzu leisten europäische und amerikanische Unternehmen, die ihre Produktion zunehmend nach Asien verlagern. Die Auswertung der vorliegenden Informationsquellen ergibt für das Jahr 2009 zwar weltweit noch eine um 4 GW höhere Fertigungskapazität im Vergleich zu der von kristallinen Solarzellen. Dieser Unterschied ist auf Grund eines stärkeren Wachstums der Solarzellenproduktion in China im Jahr 2010 jedoch nicht mehr zu sehen. Das zeigt zudem deutlich den technologischen Fortschritt in China und die beschriebenen Tendenzen für den Angebotsmarkt kristalliner Solarzellen (Siehe auch Teilkapitel ) Auch Mexiko gewinnt als Produktionsstandort zunehmend an Bedeutung, weil über die NAFTA Freihandelszone von hier aus der US-Markt bedient werden kann (z. B. SolarPower, Sharp). Daneben ist jedoch auch zu beobachten, dass die Wahl von Modulfertigungsstandorten an potenziellen Zukunftsmärkten orientiert erfolgt. Dies trifft insbesondere auf vertikal integrierte Hersteller zu. Ein weiterer Trend ist die zunehmende Inanspruchnahme der Lohnfertigung in asiatischen Ländern oder auch z.b. Mexiko. Nach einer Studie von isuppli [48] wurden 2009 bereits ca. 370 MW der Solarmodule durch Lohnhersteller 52

54 gefertigt, 2010 sollen es bereits mehr als 1 GW sein. Diese Entwicklung kann mit einer Produktionsverlagerung auf Zeit gleichgesetzt werden. Tab. 2-4: Produktionskapazitäten kristalliner Module nach Auswertung verschiedener Studien Fertigungskapazitäten und -volumina kristalline Solarmodule Prognose 2011 Produk- Produk- Produk- Produk- Kapazitäzitäzitäzität Kapa- Kapa- Kapationsvolumevolumevolumetionstionstionsvolumen Global (Auswertung ZSW) 10,4 23 GW 6,8 GW 10 GW 10,5 GW 34 GW 24 GW 38,7 GW k.a. Deutschland (Auswertung ZSW) [26], [27], [28], [57] 1,6 GW 0,9 GW 2 GW 1,1 GW 2,6 GW 1,9 GW 3,3 GW 2,7 GW Studienrecherche Solarmodule [8], [20], [22], [23], [24], [25], [29], [31], [32], [35], [36], [40], [41], [45], [46], [47] 10,4 13,5 GW 4,8 7 GW 14,5 22 GW 7,6 9 GW 18,5 32,5 GW 17,7 23,5 GW 35,3 GW k.a. 10 Produktionsmenge wurde mit der von kristallinen Solarzellen gleichgesetzt (siehe Tab. 2 3) 53

55 2 2,1 3,3 19,0 2,6 2,0 2,7 2,7 2,6 0,9 0,9 11,6 1,8 0,9 1,5 1,6 N o rdamerika 1,9 0,3 1,1 Schweden D eutschland 1,0 1,1 1,1 0,6 0,6 0,7 Italien 0,8 1,0 1,2 Japan 0,7 0,4 1,0 Spanien Indien C hina* *veränderter M aßstab Ko rea Glo bale M o dul-p ro duktio nskapazitäten in 2010 Italien 2% Deutschland 8% Schweden 3% Spanien 3% RoA Indien 4% 3% Korea 2% Japan 8% RoE 6% RoW 1% Nordamerika 4% China 56% Gesamtkapazität (2010): 34,2 GW Abb. 2-4: Regionale Verteilung der Produktionskapazitäten für kristalline Solarmodule mit Angabe der jeweiligen Produktionsmengen für 2009 bis Auf Grund der begrenzten Datenbasis sind Länderspezifische Angaben zu den Produktionszahlen nur für Deutschland verfügbar und werden deshalb für andere Länder nicht angegeben. 54

56 2.1.2 Dünnschichtmodule Die Komplexität der Fertigungstechnologien im Dünnschichtsegment macht diese über alle Technologiepfade hinweg zu Hightech-Technologien. Daher stellt hier weniger die Nähe zu den Absatzmärkten, als vielmehr der Zugang zu Forschungs- und Entwicklungsleistungen und einem entsprechenden industriellen Umfeld den entscheidenden Faktor bei der Standortbestimmung dar. Mit fortschreitender Industrialisierung und Standardisierung der Fertigung sowie dem technologieübergreifenden Einstieg in die Massenfertigung werden andere Standortfaktoren, wie z.b. die Standortgröße und logistischen Möglichkeiten, an Bedeutung gewinnen. Die Preisentwicklung für kristalline Module könnte diesen Effekt noch verstärken, da die Dünnschichttechnologien zunehmend Kostenvorteile eingebüßt haben, wodurch vor allem die Unternehmen, die Dünnschichtprodukte mit niedrigem Wirkungsgrad (z.b. a-si mit 8% Wirkungsgrad) anbieten, unter stärksten Wettbewerbsdruck geraten. Globale Fertigungskapazitäten und Auslastung Die Auswertung verschiedener Studien ergibt für 2009 eine Fertigungskapazität von 3,8 GW und für 2010 von 5,6 GW und liegt damit innerhalb der Bandbreite vergleichbarer Studien (Tab. 2-5). Der für die globale Produktionskapazität 2010 und 2011 in Klammern angegebene Wert ist darauf zurückzuführen, dass sowohl der von Konarka (USA) als auch von Nanosolar (USA/D) angekündigte Aufbau sehr großer Fertigungskapazitäten (1 GW bzw. 0,43 GW) einbezogen wurde. Dies kann u.a. auch ein Grund für die große Bandbreite der Angaben der betrachteten Studien sein. Es ist jedoch zu beobachten, dass gerade neuere Studien im Vergleich zu den Prognosen aus dem vorherigen Jahr deutlich niedrigere Angaben zu den installierten Fertigungskapazitäten für 2010 machen und diese eher auf dem Niveau von 2009 bei 3,5 4 GW sehen. Das bedeutet, dass es entgegen der Prognosen 2010 auf Grund der beschriebenen Marktentwicklungen bei kristallinen Solarzellen nur einen sehr geringen Ausbau bei Dünnschichtmodulen gegeben hat. Deshalb liegen ältere Analysen deutlich höher, da sie vermutlich für die Dünnschichttechnologien auf Grund der guten Entwicklungen in den letzten Jahren ein stärkeres Wachstum erwartet hatten. Durch die 2009 stark gefallenen Preise für kristalline Siliziummodule hat sich die Situation jedoch maßgeblich verändert (vgl. Teilkapitel ). Daneben bestehen teilweise sehr große Unterschiede bezüglich der Angaben für die Dünnschichtkapazitäten in China. Dies führt dazu, dass anders als in den nunmehr überhöhten älteren Prognosen nun eine stabile Auslastung der Produktion von 50 55% von 2008 bis 2010 angenommen werden kann. Abschätzungen für 2011 gehen von einer Steigerung der Fertigungskapazität auf 8,4 GW und der Auslastung auf 64% aus. Die bislang starke Konzentration der Entwicklung der Dünnschichtindustrie auf die Länder, die als Treiber in Forschung und Entwicklung auftreten und bereits über eine etablierte Photovoltaikindustrie und entsprechende Absatzmärkte verfügen, lockerte sich in den letzten Jahren: Die größten Wachstumsraten bei Fertigungskapazitäten und Produktionsvolumen wurden 2009 und 2010 in asiatischen Ländern, allen voran China und Malaysia sowie je nach Studie auch Japan verzeichnet. Dadurch hat Asien im Dünnschichtsegment 55

57 einen Marktanteil von mittlerweile über 50%. Für Deutschland als Hauptabsatzmarkt und die USA waren bisher sowohl ihre starken F&E-Aktivitäten, als auch die jeweiligen Produktionsstandorte von First Solar von entscheidender Bedeutung zur Sicherung von Marktanteilen. Das weiterhin starke Wachstum des chinesischen Marktes stellt diesbezüglich eine sehr große Herausforderung dar. Trotzdem konnten beide Länder durch den Ausbau von Fertigungskapazitäten ihre starken Positionen durch den gegenüber älteren Prognosen gebremsten Ausbau in Asien behalten. Der Trend zum Produktionsaufbau in Asien erfolgt vor allem aus Kostengründen, wie das Beispiel des Weltmarkt- und Kostenführers First Solar verdeutlicht, der bereits den größten Teil seiner Produktionskapazität von 1 GW in Malaysia angesiedelt hat, jedoch seine Kapazitäten in Malaysia nicht weiter ausbaute. Da zumindest vorerst keine neuen Fertigungskapazitäten hinzukommen werden, wird die Bedeutung allein vom Erfolg First Solars abhängen. Produktionsverlagerungen europäischer und amerikanischer Hersteller sind aber auch zukünftig nicht auszuschließen, wenn auch bisher keine klaren Tendenzen in dieser Richtung zu erkennen sind. Daneben steigen zunehmend chinesische Firmen, die bisher kristalline Solarmodule produziert haben (z. B. ChintSolar, Topray Solar oder auch Suntech) oder auch neue Unternehmen (z. B. Amplesun Solar oder ENN), mit neuen Fertigungen in die Dünnschichtproduktion ein. Die im Vergleich zu kristallinen Solarzellen niedrige Auslastung von knapp 50% ist ein Indiz für den Aufbau und das Ramp-Up neuer Fertigungkapazitäten, sowie die geringere Marktreife verschiedener Dünnschicht-Technologien. Dies zeigt vor allem auch die niedrige Auslastung der Produktionsanlagen in China von 25% (2009) und 35% (2010) in den letzten beiden Jahren. Zwar stammte mehr als die Hälfte der Produktion 2009 und 2010 aus Asien, der Hauptakteur im asiatischen Raum ist jedoch Malaysia (0,94 GW) mit dem Marktführer First Solar. Außerhalb Asiens kommt Deutschland (0,7 GW) und Nordamerika (0,56 GW) die größte Bedeutung bei der Produktion von Dünnschichtmodulen zu. Die Produktionslinien der Dünnschichtunternehmen in Deutschland sind seit 2008 überdurchschnittlich ausgelastet. Für 2011 rechnet man, trotz Steigerung der Fertigungskapazitäten um 30%, mit einer Produktionsauslastung von sogar über 70%. Laut den Prognosen wird es nur wenige Länder geben, die diesen Wert übertreffen. 56

58 1,5 1,4 0,8 0,7 0,9 0,6 0,3 N o rdamerika 1,1 0,7 1,0 0,7 0,4 D eutschland 0,5 1,0 0,4 C hina 1,2 0,6 0,8 0,4 0,3 0,2 1,8 0,8 0,2 0,4 0,4 Japan 0,1 0,2 T aiwan Glo bale D ünnschicht-p ro duktio nskapazitäten in 2010 Glo bale D ünnschicht-p ro duktio n in 2010 RoE 6% RoA 20% Nordamerika 14% China 18% RoA 32% Nordamerika 18% China 12% Deutschland 21% Taiwan 6% Japan 15% Gesamtkapazität (2010): 7,3 GW RoE 4% Deutschland 22% Japan 7% Taiwan 5% Gesamtproduktion (2010): 2,7 GW Abb. 2-5: Regionale Verteilung der Produktionskapazitäten für Dünnschichtmodule mit Angabe der jeweiligen Produktionsmengen für 2009 bis 2011 (RoA entspricht zum Großteil der Produktion von First Solar in Malaysia) 57

59 Tab. 2-5: Produktionskapazitäten für Dünnschichtmodule nach Auswertung verschiedener Studien Fertigungskapazitäten und -volumina Dünnschichtmodule Prognose 2011 Produk- Produk- Produk- Produk- Kapazitäzitäzitäzität Kapa- Kapa- Kapationsvolumevolumevolumetionstionstionsvolumen Global (Auswertung ZSW) 1,9 GW 1 GW 3,8 GW 2 GW 5,6 GW (7 GW) 11 3,1 GW 8,4 GW (ca. 10 GW) 5,4 GW Deutschland (Auswertung ZSW) [23], [24], [25], [26], [27], [28], [57] 0,6 GW 0,3 GW 0,74 GW 0,43 GW 1,1 GW 0,7 GW 1,5 GW 1 GW Studienrecherche Dünnschichtmodule [20], [22], [23], [24], [25], [29], [31], [32], [36], [40], [41], [45], [46], [47] 1,8 2,6 GW 0,9 1,2 GW 3,2 6,5 GW 1,7 2,3 GW 3,5 7,4 GW (11,9 GW nach [41]) 2,8 3 GW 5-7 GW 5,4 GW Globale Kapazitäten zur Bereitstellung von Zellen bzw. Dünnschichtmodulen Die Zusammenführung der Produktionskapazitäten und -mengen von kristallinen Solarzellen und Dünnschichtmodulen wird hier zusammenfassend als Gesamtangebot des Photovoltaikmarktes dargestellt. Die gesamten Fertigungskapazitäten lagen demnach im Jahr 2009 bei 22,5 GW bei einer Gesamtauslastung von 56% und für das Jahr 2010 bei 41,2 GW bei einer Gesamtauslastung von 66% (jeweils bezogen auf die genannten Jahresendkapazitäten). Das Produktions- und somit das Angebotsvolumen ist damit seit dem Jahr 2008 im Jahresdurchschnitt um ca. 60% p.a. gestiegen. Für 2011 liegen die aktuellen Prognosen der Fachzeitschrift Photon [25] bei 66 GW aufgebauter Fertigungskapazität bei einer Steigerung der Produktionsvolumen um 150% auf 51 GW. Dies würde eine Auslastung von 77% bedeuten (Tab. 2 6). Vermutlich sind die angenommenen Fertigungskapazitäten jedoch zu hoch angesetzt, da durch die Eingriffe in die Fördersysteme wichtiger europäischer Märkte von einer zurückgehenden Nachfrage in Europa auszugehen ist, die voraussichtlich von anderen Märkten nicht vor 2013 kompensiert werden kann (vgl. Teilkapitel und 2.4). Dies wird dazu führen, dass einige Firmen ihre Expansionspläne überdenken und gegebenenfalls geplante Kapazitätserweiterungen nicht vornehmen. 11 einschl. Konarka und Nanosolar 58

60 Die kristalline Technologie hatte auch 2010 mit etwas mehr als 86% weiterhin den größten Anteil an den hier zusammengefassten Gesamtproduktionskapazitäten, wenn auch die Dünnschichtmodule ihren Marktanteil in den letzten Jahren stetig steigern konnten. Betrug er 2005 noch 5%, erhöhte er sich bis 2009 auf etwa 17%. Die Marktentwicklungen in den Jahren 2009 und 2010 haben jedoch dazu geführt, dass der Anteil der Dünnschicht an den Fertigungskapazitäten stagnierte bzw. sogar rückläufig war. Obwohl aktuelle Prognosen davon ausgehen, dass sich der Marktanteil bis 2015 auf etwa 30% erhöht [49], gehen die Prognosen der ausgewerteten Studien auch für 2011 von einem weiteren Rückgang der Anteile der Dünnschichttechnologie auf sogar nur 11% aus. Bei der tatsächlichen Produktionsmenge stellt sich die Situation ähnlich dar, nur dass der Anteil der Dünnschichttechnologie bereits im Jahr 2010 von 16% auf ca. 11% absank. Dies kann auf die verzögerte Reaktion der Hersteller zurückzuführen sein, die erst nachgelagert den weiteren Ausbau der Fertigungskapazitäten zurückfahren können. Sowohl bei Betrachtung der Fertigungskapazitäten als auch der Produktionsmengen für kristalline Solarzellen und Dünnschichtmodule, zeigt sich die deutliche Dominanz Asiens als Produktionsstandort. Der gesamte Marktanteil asiatischer Länder hat sich gegenüber 2008 bei den Fertigungskapazitäten um fast 10 Prozentpunkte und bei der Produktionsmenge um 14 Prozentpunkte auf jeweils 82% im Jahr 2010 gesteigert (Abb. 2-6). Trotz des massiven Ausbaus der Fertigungskapazitäten konnte auf Grund der Marktentwicklungen 2009/2010 in fast allen Ländern, außer z.b. Spanien, die durchschnittliche Auslastung der Produktionsanlagen erhöht werden. Besonders hohe Steigerungsraten zeigten vor allem die asiatischen Länder (Abb. 2-6). Tab. 2-6: Produktionskapazitäten und -volumina kristalliner Solarzellen und Dünnschichtmodule nach Auswertung verschiedener Studien Fertigungskapazitäten und -volumina Solarzellen und Dünnschichtmodule Prognose 2011 Produk- Produk- Produk- Produk- Kapazitäzitäzitäzität Kapa- Kapa- Kapationsvolumevolumevolumetionstionstionsvolumen Global (Auswertung ZSW) Deutschland (Auswertung ZSW) [23], [24], [25], [26], [27], [57] 14,6 GW 7,8 GW 2,2 GW 1,5 GW 22,5 GW 2,6 GW 12,6 GW 41,2 GW 27,3 GW 1,9 GW 3,5 GW 2,6 GW 70,9 GW 4,2 GW 50,6 GW 3,5 GW Studienrecherche Solarzellen [20], [22], [23], [24], [25], [29], [31], [32], [36], [35], [40], [41], [44], [45], [46], [47] 13,7-17,5 GW 5,7-7,8 GW GW 10-12,5 GW 34,5-40 GW 20,5-27,2 GW 66 GW [41] geht für 2012 von 54 GW aus! 51 GW 59

61 3 9,5 4,2 5,3 3,5 3,7 2,6 2,8 3,3 2 0,5 2,8 2,3 1,6 1,6 1,3 0,5 N o rdamerika 0,6 0,4 0,4 0,2 0,4 0,1 Spanien 1,2 1,0 0,9 0,6 0,7 0,3 RoE 1,9 0,2 2,6 3,5 D eutschland 0,4 0,5 0,1 0,3 Italien 1,8 2,3 1,2 RoA 0,8 0,6 0,2 0,5 Indien 3,5 1,6 1,1 8,9 4,7 13,1 2 7,7 C hina* *veränderter M aßstab 9,5 2,2 1, 6 3, 6 2, 3 Japan 2,1 1,2 Glo bale P V-P ro duktio nskapazitäten in 2010 Spanien 1% RoA 7% Indien 2% Korea 3% Deutschland 8% Taiwan 12% Italien 1% Japan 8% RoE 3% RoW 0% Nordamerika 6% Gesamtkapazität (2010): 41,2 GW China 49% Glo bale P V-P ro duktio nsmengen in 2010 Spanien 1% ROA 8% Korea 3% Deutschland 10% Indien 2% Italien 1% Taiwan 13% Japan 8% RoE 2% ROW 0% Nordamerika 5% Gesamtproduktion (2010): 27,3 GW China 47% 2,6 5,0 6,7 3,5 1,5 T aiwan 60 0,6 0,3 0,8 Ko rea 1,6 Abb. 2-6: Regionale Verteilung der Produktionskapazitäten für kristalline Solarzellen und Dünnschichtmodule mit Angabe der jeweiligen Produktionsmengen für 2009 bis

62 2.2 BOS Wechselrichter Die wesentlichen Trends auf dem Wechselrichtermarkt sind den beschriebenen Entwicklungen auf dem Modulmarkt sehr ähnlich: - die weltweite Produktionskapazität ist stark angestiegen und wird im Jahr 2011 weiter wachsen, - neue Hersteller drängen in den Markt und - Deutschland verliert tendenziell Marktanteile. Die Angaben zu den Produktionskapazitäten sind widersprüchlich sie reichen für das Jahr 2010 von 33 GW [50], 35 GW [51] bis hin zu 42 GW [52] bzw. 45 GW [56]. Zur tatsächlichen Produktion für den Gesamtmarkt 2010 sind 23 bis 24 GW realistisch [51, 56], wobei berücksichtigt werden muss, dass die Wechselrichter im Regelfall auf etwa 90% der Generatorleistung ausgelegt werden. Dies lässt den Schluss zu, dass der weltweite Zubau an PV-Anlagen für das Jahr 2010 möglicherweise in allen Markteinschätzungen deutlich zu gering angegeben ist (vgl. Kapitel 2.4) und dass womöglich auch ein großer Lagerbestand aufgebaut wurde. Auch die Aussagen zum Jahr 2011 lassen keine eindeutige Richtung erkennen. Während Experten für 2011 einen rückläufigen Wechselrichtermarkt vorhersagen [52], lassen die von den Unternehmen angestrebten Produktionszahlen von über 50 GW bei einer Kapazität von über 70 GW [56] ein weiteres Marktwachstum erwarten. Klar erkennbar ist die Tendenz zu einer wachsenden Herstellervielfalt auf dem Wechselrichtermarkt. Einige der vergleichsweise jungen Hersteller planen mit hohen Wachstumsraten, was die oben genannten massiven Wachstumsraten des gesamten Wechselrichtermarktes teilweise bestätigt. Stellvertretend für die neuen Hersteller mit einer steilen Wachstumskurve sei der amerikanische Hersteller Power-One genannt. Power-One hat im Jahr 2009 Wechselrichter mit einer Leistung von 450 MW produziert und damit Rang vier hinter KACO und Fronius eingenommen (2008: Rang 7) [53]. Innerhalb nur eines Jahres (2010) versechsfachte Power-One seine Produktion annähernd auf MW. Für 2011 wird eine Produktion von MW erwartet [52], womit sich Power-One weiter von KACO und Fronius absetzten wird, die jeweils mit 2 GW Absatz für 2011 planen. Im Gegensatz zum Modulmarkt ist der Anteil Deutschlands an der Wechselrichterproduktion deutlich höher. Es zeigt sich jedoch auch hier der Trend zu rückläufigen Marktanteilen verliert. Während im Jahr 2009 noch rund 60% der weltweit produzierten Wechselrichter aus Deutschland stammten [54] alleine SMA stand für 37% des Weltmarkts [55] ging der deutsche Anteil im Jahr 2010 auf etwa 45% zurück. Für das Jahr 2011 wird ein weiterer Rückgang auf gut 40% erwartet [56]. Gestelle und Montagesysteme Grundsätzlich kommen vier verschiedene Montagearten von PV-Anlagen vor: Schrägdachmontage (Aufdach), Gebäudeintegration (Indach, Fassade), Flachdachmontage und Freiflächenaufständerung. Alle Montagesysteme sowie deren Einbau sind dadurch gekennzeichnet, dass ein hoher inländischer Wertschöpfungsanteil vorliegt. Die Vorreiterrolle des 61

63 deutschen Solarmarkts ermöglichte die Entwicklung und ständige Verbesserung von Montagesystemen. Durch den hohen Kostensenkungsdruck wurden auch hier Innovationen vorangetrieben, die dazu geführt haben, dass zunehmend weniger Material benötigt wird und damit die Preisabhängigkeit von Rohstoffen verringert wird. Darüber hinaus wurden insbesondere die Montagesysteme für Aufdachanlagen sowie Freiflächenanlagen kontinuierlich in Richtung einer möglichst einfachen und schnellen Montage weiterentwickelt, womit die Kosten für die Montage vermindert werden konnten. Auf der Intersolar München 2010 waren 50 chinesische Unternehmen gemeldet, die sich als Anbieter von Montagesystemen bezeichneten. Aber auch deutsche Firmen aus verwandten Branchen steigen besonders im Flachdachbereich mit kreativen Lösungen ohne Dachdurchdringung und Ballastierung ein. Deutschland kann als Technologieführer bei Montagesystemen betrachtet werden. Dies liegt sowohl an der Größe des deutschen Marktes, als auch an der Vielzahl von vorzufindenden Dacheindeckungen, die zu Kreativität und Flexibilität bei der Montage von PV-Anlagen zwingen. Alle größeren Gestängelieferanten weisen auf ihren Webseiten Referenzen v. a. in Italien und Spanien, aber auch Tschechien, USA, usw. auf. Angaben zu den Exportvolumina sind jedoch nicht verfügbar. Im Bereich der Gestänge ist das Kopieren bzw. eigene Entwickeln am Leichtesten zu bewerkstelligen. Deshalb wird es auch hier mittelfristig zu einer wachsenden Anzahl von Anbietern insbesondere aus China kommen. Dies könnte verstärkt werden durch die Tendenz, Aluminiumprofile durch die billigeren verzinkten Stahlprofile zu ersetzen, da China inzwischen einen großen Teil der europäischen Stahlproduktion übernommen hat. Wie sich jedoch der Export von chinesischem Stahl vor dem Hintergrund der stark wachsenden chinesischen Industrieproduktion in Bezug auf PV-Anlagen entwickelt, kann derzeit nicht abgeschätzt werden. Auch hier wird werden Anbieter langfristig nur Erfolg haben, wenn die Preise durch Materialersparnis und Montagefreundlichkeit (und damit geringeren Arbeitskosten) gesenkt werden können. 2.3 Exkurs: Produktionsmittel für die Photovoltaikindustrie Als Produktionsmittel werden allgemein alle Arbeits- und Betriebsmittel bezeichnet, die zwar zur Herstellung von Produkten erforderlich sind, jedoch stofflich nicht zum Produkt selbst beitragen. Sie werden in den entsprechenden Produktionsprozessen wiederkehrend eingesetzt. Hierzu zählen für die Photovoltaik insbesondere die für die Produktion benötigten Anlagen, Maschinen und Geräte sowie deren Komponenten. Somit sind die Produktionsmittel bzw. deren Bereitstellung bislang in den Betrachtungen zur Wertschöpfungskette der Photovoltaikproduktion nicht enthalten, weil ihr Bereitstellungsprozess der eigentlichen Produktion von Photovoltaikerzeugnissen vorgelagert ist. Gleichzeitig müssen die Produktionsmittel und deren Bereitstellung als Grundvoraussetzung für die Produktion auf allen Wertschöpfungsstufen der Photovoltaik angesehen werden. Gerade Deutschland in seiner Eigenschaft als Industriestandort verfügt über ein hochentwickeltes, international führendes Maschinen- und Anlagenbausegment, das seine Expertise durchaus einzusetzen versteht. Deutschlandweit sind mehr als hundert Unternehmen auf diesem Gebiet tätig (siehe auch Abb. 2-7). 62

64 Abb. 2-7: In Deutschland ansässige Photovoltaik-Ausrüster für die kristalline Silizium-Technologie (links) und für Dünnschichttechnologien (rechts) (Stand August 2010) [57] Die Palette reicht von Anlagen für nasschemische, Beschichtungs-, Laserund Vakuum-Prozesse, Laminatoren, Robotik und Automatisierung bis zu Handlingsystemen und Maschinen zur Qualitätssicherung. Neben den Spezialmaschinen gibt es auch so genannte Turn-Key -Angebote, über die der Käufer eine vollständige Fabrik inklusive fertiger Produktionslinien erwerben kann. Hinter diesen Angeboten stehen häufig Kooperationen verschiedener Hersteller, die ihre jeweiligen Spezialmaschinen über diesen Vermarktungsweg im Verbund verkaufen. Die deutschen Photovoltaik-Produktionsmittel-Hersteller sind weltweit führend und haben (2010) über 50 Prozent Weltmarktanteil, d.h. über die Hälfte aller Produktionsstätten weltweit werden mit modernster Technik aus Deutschland ausgerüstet [58]. Somit profitiert diese Branche gerade auch vom starken Ausbau der Produktionskapazitäten der asiatischen Photovoltaikbranche: insgesamt lag die Exportquote der deutschen Produktionsmittelhersteller 2010 bei rund 90% [59]. Abb. 2-8 zeigt deutlich, zu welch einem starken Standbein sich die Photovoltaik sich in den vergangenen Jahren für den Maschinen- und Anlagenbau entwickelt hat. Allein von 2005 bis 2008 hat sich der Umsatz rechnerisch jedes Jahr verdoppelt. Selbst im Krisenjahr 2009 war der Umsatz mit rund zwei Milliarden nahezu stabil. Die Prognosen für 2011 und 2012 lassen ein weiteres Wachstum um 18% bzw. 9% erwarten. 63

65 Mio. /a (Prognose) 2012 (Prognose) Abb. 2-8: Entwicklung des Umsatzes der deutschen Photovoltaik- Produktionsmittel-Hersteller von 2005 bis 2012 (Prognose) [58, 59] Getragen wird das Wachstum jedoch vor allem vom Export und hier insbesondere von der Nachfrage aus dem asiatischen Raum. Hier profitieren die deutschen Produktionsmittelhersteller von der Expansionsstrategie insbesondere von China, die im Gegenzug aber die Photovoltaikproduzenten in Deutschland auch zukünftig stark unter Druck setzten wird, weil auch die Anwender der neuen Produktionslinien erheblich vom Innovationspotenzial des deutschen Maschinen- und Anlagenbaus profitieren. Es muss jedoch berücksichtigt werden, dass die asiatische Nachfrage 2009 dem deutschen Maschinen- und Anlagenbau die weltweite Innovations- und Technologieführerschaft sicherte, denn ohne deren Nachfrage hätten die deutschen Produktionsausrüster in 2009 kaum Aufträge erhalten, was unter Umständen mit dem Verlust der über deutschen Arbeitsplätze in diesem Bereich einhergegangen wäre. Die zunehmende Technisierung der Produktion, die einen höheren Grad der Automatisierung zur Folge hat, bietet dabei generell neue Chancen für den Standort Deutschland, weil die noch bestehenden Lohnkostenvorteile asiatischer Länder zukünftig bei der Entscheidung für Produktionsstandorte kaum mehr Bedeutung haben werden. Dies ist gerade vor dem Hintergrund der Sicherung des Technologievorsprungs über die Nutzung des vorhandenen Know-Hows aus verwandten Branchen wie Elektronik, (Flach)Displays, Spezialglas, Automobil etc. auch zwingend erforderlich. Ohne die Möglichkeit, in engen Kooperationen vor Ort Neuentwicklungen zu testen und den Lernfortschritt direkt umzusetzen, müsste der Maschinenbau mittelfristig der Produktion folgen, um konkurrenzfähig bleiben zu können. Eine Entwicklung, die für den Hochtechnologiestandort Deutschland nur schwer verkraftbar wäre. 2.4 Nachfragemärkte Nach der Deckelung des spanischen PV-Marktes war Deutschland in den Jahren 2009 und 2010 wieder mit deutlichem Abstand der größte PV-Markt. Im Folgenden wird untersucht, wie sich die weltweit installierte Leistung entwickelt hat und welche Erwartungen zur Marktentwicklung potenzieller Wachstumsmärkte vorliegen. 64

66 2.4.1 Marktentwicklung weltweit Wie bereits in den vorangegangen Kapiteln aufgezeigt, wurden in den letzten Jahren sehr große Fertigungskapazitäten für Solarzellen (2006: ca. 4 GW; 2010: ca. 36 GW) und Solarmodule (2006: ca. 3,5 GW; 2010: ca. 41 GW inkl. Dünnschicht) aufgebaut. Nach Auswertung aktueller Markteinschätzungen ist die im Jahr 2010 weltweit installierte Leistung mit rund 18,3 GW gegenüber dem Vorjahr stark angewachsen (Tab. 2-7). Gegenüber dem Zubau von 2009 mit rund 7,3 GW war der Zubau 2010 somit zweieinhalbmal so groß. Damit wächst der weltweite Anlagenbestand auf über 40 GW zum Ende des Jahres 2010 [60]. Tab. 2-7: Entwicklung der weltweit installierten PV-Leistung * Deutschland Italien Tschechien Frankreich Spanien übriges Europa Nordamerika Japan China übriges Asien Rest der Welt Summe * vorläufige Zahlen Quelle: eigene Auswertung nach [2, 8, 60, 61, 62, 63] Die Angaben zum Jahr 2010 sind mit Unsicherheiten behaftet, insbesondere zur Entwicklung in Italien liegen noch keine offiziellen Zahlen vor. Es besteht somit die Möglichkeit, dass der Markt 2010 noch größer war, als dies die zum Zeitpunkt der Berichterstellung Anfang Mai 2011 verfügbaren Zahlen erahnen lassen. Deutschland ist nach wie vor der größte Einzelmarkt mit einer kumulierten installierten Leistung von 17,3 GW Ende Übertroffen wurde der Zubau Deutschlands lediglich im Jahr 2008, als in Spanien 2,6 GW PV-Anlagen zugebaut wurden. Die Deckelung des spanischen Marktes hatte weitreichende Folgen auf die PV-Welt; darüber hinaus wurden die hohen Vergütungen, die erst eine derart hohe Nachfrage in Spanien verursacht hatten, rückwirkend abgesenkt. Sehr dynamisch hat sich der italienische PV-Markt im Jahr 2010 entwickelt. Die Angaben zur installierten Leistung gehen jedoch weit auseinander und können noch nicht mit abschließender Sicherheit bewertet werden. Die Bandbreite reicht von konservativen Schätzungen von 1,5 bis 2 GW bis hin zu 5,8 GW, die auf Angaben von der staatlichen Energieagentur GSE beruht (die 65

67 vorläufige Bestandszahl Ende 2010 belaufe sich nach GSE auf rund 7 GW; der Bestand Ende 2009 rund 1,2 GW) [64]. Vor dieser extremen Bandbreite der verfügbaren Zahlen wurde in Tab. 2-7 ein Zubau von 3,8 GW angesetzt, der sich in der Größenordnung der Angaben von isuppli und Solarbuzz aus dem März 2011 bewegt. Der drittgrößte Einzelmarkt 2010 war Tschechien mit einer installierten Leistung von 1,5 GW. Dieser Zubau war hauptsächlich von überhöhten Fördersätzen im Bereich von 48 ct/kwh getrieben. Die tschechische Regierung hat mittlerweile eingegriffen und schöpft einen Teil der Vergütung über eine nachträglich erhobene Steuer wieder ab (vgl. Teilkapitel 2.4.2). Insgesamt betrachtet wuchs die neu installierte Leistung im Vergleich zu 2009 insbesondere in Europa sehr stark: während im Jahr 2009 noch 5,6 GW installiert wurden, stehen die europäischen Länder im Jahr 2010 bereits für knapp 15 GW neu installierter Leistung. Dies entspricht einem Wachstum von rund 160%. Die restlichen Länder außerhalb Europas installierten im Jahr 2010 insgesamt rund 3,6 GW und damit mehr als doppelt so viel, wie im Jahr Der weltweit größte Wachstumstreiber im Jahr 2010 war nach wie vor Deutschland mit einem etwa doppelt so hohen Zubau als im Vorjahr. Tendenziell war der Marktanteil Deutschlands mit rund 40% rückläufig gegenüber mehr als 50% im Jahr Des Weiteren zeigten die Länder Italien, Tschechien und Japan hohe Wachstumsraten, allerdings im Vergleich zu Deutschland auf geringerem Zubauniveau. Sowohl in Italien als auch in Tschechien hat der hohe Zubau jedoch dazu geführt, dass von Seiten der Politik eingegriffen wurde. Es ist davon auszugehen, dass der Zubau dieser beiden Länder wieder rückläufig sein wird. Die Schlüsselmärkte 2010 und deren Perspektiven werden im folgenden Teilkapitel näher betrachtet. Vergleicht man das Wachstum des weltweiten Marktvolumens der installierten Leistung seit 2006 mit dem der Fertigungskapazitäten, wuchs der Gesamtmarkt (CAGR ) mit rund 84% p. a. in etwa gleich stark wie die weltweite Fertigungskapazität. Die bereits damals in geringerem Ausmaß als heute vorliegenden Überkapazitäten haben sich jedoch dadurch in den vergangenen Jahren immer weiter verstärkt. Damit ging auch die Entwicklung zwischen Nachfrage und Produktionskapazität immer weiter auseinander: Während der Produktionsüberhang 2008 nur ca. 1,5 GW betrug, ist die Differenz im Jahr 2009 auf ca. 5,3 GW angewachsen und führte zu einem starken Überangebot. Dieser Angebotsüberhang ist eine der Hauptursachen für den im Jahr 2009 beobachteten starken Preisverfall. Im Jahr 2010 betrug der Produktionsüberhang etwa 9 GW, wobei berücksichtigt werden muss, dass die Zahlen für das Jahr 2010 noch mit Unsicherheiten behaftet sind und die Nachfrage durchaus höher ausgefallen sein kann, als in Tab. 2-7 angegeben. Auf Grund hoher Transportkosten und geringerem technologischen Aufwand bevorzugen viele Hersteller (vor allem japanische, europäische und amerikanische) Produktionsstätten für Solarmodule in Marktnähe. Die vorgelagerte Wertschöpfungskette wird dagegen meistens in andere Länder exportiert. Die meisten asiatischen Länder, wie z.b. China oder Taiwan produzieren heute hauptsächlich für den Export, d. h. die gesamte Wertschöpfungskette wird 12 CAGR= Compound Annual Growth Rate. Entspricht der mittleren jährlichen Wachstumsrate über einen definierten Zeitraum. 66

68 größtenteils im Inland aufgebaut. Diese Situation lässt sich durch einen Vergleich der Produktionszahlen oder auch -kapazitäten von Solarmodulen (kristallin und Dünnschicht) mit der tatsächlich installierten Leistung für einzelne Länder darstellen. Vergleicht man die installierten Leistungen mit den aufgebauten Produktionskapazitäten und Produktionsmengen entlang der Wertschöpfungskette, wird deutlich, dass Deutschland ein Nettoimporteur von Solarmodulen ist. Der installierten Leistung von 3,8 GW im Jahr 2009 steht ein Produktionsvolumen von 1,64 GW Solarmodulen (Kristallin + Dünnschicht) und 1,35 GW kristallinen Solarzellen gegenüber. Damit stammten im Jahr 2009 mindestens 55% aller installierten Module nicht aus heimischer Produktion. Die Zahlen für 2010 zeigen einen weiter gestiegenen Import von Solarmodulen: einem Zubau von 7,4 GW stehen rund 2,6 GW produzierte Module gegenüber, womit mindestens 65% der in Deutschland installierten Module nicht in Deutschland hergestellt wurden. Die größten Exportländer befinden sich in Asien. China, Taiwan, Malaysia oder die Philippinnen haben Exportquoten von nahezu 100%, der geringe inländische Bedarf wird durch heimische Produktion mit gedeckt. Die Produktion an kristallinen Solarzellen übersteigt in den meisten Ländern die Produktionskapazität kristalliner Solarmodule, so dass davon ausgegangen werden kann, dass auch hierbei die Wertschöpfung auf dieser Stufe vorwiegend im Inland liegt. Ausgeglichener gestaltet sich die Bilanz dagegen in Japan oder auch Südkorea. Diese Länder produzieren zwar zu einem großen Teil für den Export, die inländische Nachfrage beträgt jedoch fast die Hälfte der Produktionskapazitäten an Solarmodulen. Theoretisch könnte die heimische Nachfrage also komplett bedient werden, tatsächlich sind auch bisher nur wenige ausländische Firmen (z.b. Suntech, Schott Solar) [65] auf dem japanischen Markt aktiv, so dass davon auszugehen ist, dass der Großteil der installierten Module auch aus japanischer Produktion stammt. In Nordamerika reicht das Produktionsvolumen an Solarmodulen (Kristallin und Dünnschicht) von 1,3 GW 2010 dagegen für die inländische Nachfrage von rund 1,1 GW aus, und ein Teil kann zusätzlich exportiert werden (vgl. Abb. 2-9). Insgesamt betrachtet hat sich das Verhältnis von Angebot und Nachfrage in den vergangenen Jahren mit derselben Tendenz weiterentwickelt: Europa steht seit 2007 für 70 bis 80% der weltweiten Nachfrage nach PV-Modulen. Im selben Zeitraum hat jedoch die Präsenz Chinas und Taiwans auf dem Angebotsmarkt stark zugenommen. 67

69 Abb. 2-9: Entwicklung der regionalen Verteilung von Nachfrage (Market) und Angebot (Production) seit dem Jahr 2000 [60] Eine relevante Marktgröße wurde weltweit erst ab 2004 mit einem Zubau von mehr als 1 GW erreicht. Abb. 2-9 zeigt im Jahr 2004 einen sprunghaften Anstieg der Nachfrage (Market) in Europa. Dies ist auf Deutschland zurückzuführen, wo vor dem Hintergrund des novellierten EEG die installierte Leistung sprunghaft von 140 MW in 2003 auf 670 MW (60% des Weltmarkts) angestiegen war Wachstumsmärkte Wie das vorangegange Teilkapitel gezeigt hat, wurden in vielen Ländern hohe Wachstumsraten realisiert. Dabei fand der Großteil des Wachstums in Europa statt, wo die 2010 installierte Leistung diejenige des Vorjahrs um 160% überstieg. Im Folgenden wird jedoch gezeigt werden, dass diese Wachstumsrate in Europa höchstwahrscheinlich nicht fortgesetzt werden kann und dass in den kommenden Jahren Nordamerika und Asien einen größeren Teil der PV- Produktion aufnehmen müssen. Noch Anfang 2011 galten Italien, Tschechien und Frankreich als vielversprechende Wachstumsmärkte, die in den kommenden Jahren PV-Module im GW-Bereich nachfragen werden. Der hohe Zubau im Jahr 2010 führte jedoch dazu, dass die jeweiligen Regierungen im Frühjahr 2011 rasch wachstumshemmende Eingriffe vorgenommen haben. Vor diesem Hintergrund herrscht auch im Hinblick auf andere Märkte eine hohe Unsicherheit über die zukünftige Entwicklung vor. Die Eingriffe in Italien, Tschechien und Frankreich sowie 68

70 die vorherrschende Unsicherheit über die zukünftige Entwicklung führen dazu, dass viele der 2010 angestellten Marktprognosen überholt sind. Im Folgenden wird auf die wichtigsten Märkte eingegangen zunächst die Märkte Europas, gefolgt von Nordamerika, China und Japan. Für Europa werden die Zielwerte nach den Nationalen Aktionsplänen für erneuerbare Energien vor dem Hintergrund des Zubaus 2010 untersucht. Es wird darüber hinaus eine mögliche Entwicklung des PV-Markts in Europa sowie weltweit bis zum Jahr 2015 auf Basis der aktuellen Erkenntnisse abgeleitet und den beiden Szenarien im EPIA-Outlook vom Mai 2011 [60] (moderate und policydriven) gegenübergestellt. Anschließend erfolgt eine Bewertung der möglichen Marktentwicklung vor dem Hintergrund der Ergebnisse aus Kapitel 2.1. Spanien als Wachstumsmarkt 2008 hat im Jahr 2010 gegenüber dem Vorjahr wieder einen verstärkten Zubau zu verzeichnen. Da der Zielwert der spanischen Regierung von 1,2 GW bis zum Jahr 2010 bereits nach dem Rekordjahr 2008 mit über 2,6 GW neu installierter Leistung bereits weit übertroffen war, wurde eine Deckelung und rückwirkende Kürzung der Vergütungssätze eingeführt, was zu einem Einbruch des Marktes auf eine 2009 neu installierte Leistung von 17 MW führte. Darüber hinaus wurden die Vergütungssätze rückwirkend gekürzt Mit 370 MW installierter Leistung erlebte der spanische PV-Markt 2010 etwas Belebung, die im Rahmen der Deckelung erlaubten 500 MW wurden jedoch nicht ausgeschöpft. Nach dem spanischen Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energien ist für das Jahr 2020 eine installierte PV-Leistung von rund 8,4 GW vorgesehen. Dies entspricht einem jährlich noch notwendigen Zubau von rund 460 MW und damit einer fast vollständigen Ausschöpfung der im Rahmen der Marktdeckelung erlaubten Neuinstallationen. Realistisch erscheint ein Zubau von jährlich bis zu 500 MW in den kommenden Jahren. Diese Einschätzung deckt sich mit dem moderaten Szenario der EPIA [60], das von 400 MW in 2011 und 500 MW in den folgenden Jahren ausgeht. Der unerwartet hohe Zubau 2010 in Tschechien von 1,5 GW führte zu drastischen politischen Eingriffen. So wurde noch Ende 2010 beschlossen, ab eine rückwirkende Steuer einzuführen, mit der 26 bis 28% der Einkünfte aus der Einspeisevergütung abgeschöpft werden. Sie gilt für Anlagen mit mehr als 30 kw Leistung, die in den Jahren 2009 und 2010 installiert wurden. Die Steuer soll zunächst für die drei Jahre 2011 bis 2013 gelten [66]. In Tschechien waren somit Ende 2010 knapp 2 GW Photovoltaik-Leistung installiert. Damit wurde bereits das Ziel für 2020 nach dem Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energien von rd. 1,7 GW überschritten. Es ist davon auszugehen, dass sich der Zubau in den kommenden Jahren aufgrund der abgesenkten Vergütungssätze sowie der Verunsicherung der Investoren auf sehr geringem Niveau bewegen wird. Die EPIA erwartet einen moderaten Zubau von 100 MW bis 200 MW pro Jahr bis In ihrem Policy-Driven Szenario geht sie von jährlich bis zu 500 MW bis 2015 aus [60]. Angesichts der rückwirkenden Eingriffe erscheint ein politisch gewollter Zubau in dieser Größenordnung jedoch als sehr unwahrscheinlich. Insgesamt ist die Entwicklung in Tschechien gut mit derjenigen in Spanien vergleichbar, die sich in Folge des massiven Zubaus 2008 gezeigt hatte: 69

71 überhöhte Fördersätze führten in beiden Ländern zu einem starken Wachstum des Zubaus innerhalb eines Jahres (2,6 GW im Jahr 2008 in Spanien und 1,5 GW in Tschechien im Jahr 2010). Darauf wurde von politischer Seite in beiden Fällen mit harter Hand reagiert. Die Vergütungssätze für Neuanlagen wurden so weit abgesenkt, dass der Zubau praktisch vollständig zum erliegen kam. In Spanien wurde zusätzlich eine Deckelung eingeführt. Zudem wurden die überhöhte Förderung bereits bestehender Anlagen nachträglich korrigiert in Spanien über eine rückwirkende Absenkung der Vergütung, in Tschechien über die Einführung einer rückwirkenden Steuer in Höhe von 26% für alle Anlagen ab 30 kw. Selbst wenn sich die Systempeise für Anlagen den jeweiligen Einspeisevergütungen in naher Zukunft soweit annähern sollten, dass ein rentabler Anlagenbetrieb möglich ist, haben die rückwirkenden Eingriffe das Vertrauen der Investoren stark beeinträchtigt. Letztere werden sich daher in absehbarer Zukunft zurückhalten. Italien war nach Deutschland das zubaustärkste Land im Jahr Offizielle Zahlen lagen Mitte Mai 2011 noch nicht vor, es kann jedoch von einer Größenordnung von 3,8 GW Zubau in 2010 ausgegangen werden. Dieser Zubau blieb jedoch nicht folgenlos: analog zu Spanien und Tschechien wurde von politischer Seite reagiert. Nach langen Diskussionen wurde Anfang Mai 2011 ein neues Conto Energia verabschiedet. Neu eingeführt wurde eine monatliche Degression der Einspeisevergütung, die von Juni 2011 bis Ende des Jahres gilt. Ebenso greift ab Juni 2011 eine Deckelung für Großanlagen (Dachanlagen über kw und Freiflächenanlagen über 200 kw). Anstelle eines festen Mengendeckels wurden maximale Förderbudgets in zwei Tranchen (für Großanlagen von Juni 2011 bis Ende 2012 sowie für alle Anlagen von 2013 bis 2016) festgelegt. Diese würden für 2,7 GW bzw. 9,8 GW [67] Neuinstallationen ausreichend sein. Die Degression wird ab dem zweiten Halbjahr 2012 in Halbjahresschritten fortgesetzt und soll die im vorangegangenen Halbjahr installierten Anlagen berücksichtigen. Damit wurde eine dem deutschen Fördersystem ähnliche zubauabhängige Degressionsgestaltung eingeführt. Ab 2013 werden schließlich alle über die Vergütung hinaus gehenden Anreize wie Steuervergünstigungen oder Investitionszuschüsse abgeschafft werden. Zum Ausgleich sollen die Vergütungssätze zwischen 5 und 10 ct/kwh steigen [67]. Es bleibt abzuwarten, ob sich die Änderungen der PV-Förderung als ausreichend austariertes System erweisen, um Anreize zur Ausschöpfung der gewährten Förderhöchstgrenzen zu bieten. Der Markt 2011 wird derzeit auf etwa 2 GW geschätzt [68], während Schätzungen vor der Bekanntgabe der neuen Förderbedingungen bis hin zu 4 GW reichten [56, 62]. Vor dem Hintergrund, dass sich Anfang 2011 noch zahlreiche Projekte in der Pipeline befanden, kann ein Zubau von 3 GW als realistisch angesehen werden. Auf Basis des im Rahmen der Förderhöchstgrenzen möglichen Zubaus von knapp 10 GW in den Jahren 2013 bis 2016 erscheint ein Zubau von 2,5 GW pro Jahr möglich, womit Ende 2015 über 16 GW installierte PV-Leistung erreicht wären. Die Entwicklung würde damit über dem moderaten EPIA-Szenario liegen, die bis Ende 2015 von 13 GW ausgehen (Policy-Driven-Szenario: 26,5 GW). Niedriger liegt dagegen das Ziel Italiens im Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energien mit 8 GW für 2020, das mit dem oben angesetzten Zubau bereits im Jahr 2012 erreicht werden würde. Ein Wachstum über den skizzier- 70

72 ten Ausbaupfad mit 16 GW installierter Leistung Ende 2015 hinaus erscheint somit sehr unwahrscheinlich. Nachdem in Frankreich im Jahr 2009 rund 220 MW PV-Anlagen errichtet wurden, konnten 2010 mit rund 720 MW noch deutlich mehr Anlagen installiert werden. Der Bestand stieg damit auf rund 1 GW Ende Dieser Zuwachs hatte jedoch politische Folgen. Im März 2011 wurde deshalb eine massive Absenkung der Vergütungssätze für Anlagen ab 100 kw auf 12 ct/kwh sowie eine Deckelung des Gesamtmarkts auf 500 MW durchgesetzt. Für Dachanlagen und gebäudeintegrierte Anlagen wurde die Vergütung weniger abgesenkt. Sie wird jedoch für Anlagen bis 100 kw künftig pro Quartal um 2,6% abgesenkt werden. Dies erfolgt auf Basis der von den Netzbetreibern gemeldeten Neuinstallationen. Vorgegeben ist ein Zielwert von 25 MW pro Quartal. Wird dieser überschritten, verstärkt sich die Degression [69]. Im Rahmen des Nationalen Aktionsplans für erneuerbare Energien plant Frankreich für 2020 eine installierte PV-Leistung von MW. Ausgehend vom Bestand Ende 2010 entspricht dies ab 2011 einem mittleren jährlichen Zubau von knapp 400 MW. Der Deckel von 500 MW pro Jahr erlaubt somit einen leicht höheren Zubau als der Nationale Aktionsplan. Obwohl in Griechenland nahezu 4 GW an PV-Projekten zur Genehmigung beantragt wurden, verhindern auch hier bürokratische Hürden (langfristiges Genehmigungsverfahren und hoher Aufwand) einen nennenswerten Ausbau der Photovoltaik [70],[71] wurden nur 36 MW installiert, im Jahr 2010 wuchs der Zubau immerhin auf rund 150 MW an. Im griechischen Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energien wird für das Jahr 2020 ein PV-Bestand von 2,2 GW angestrebt. Ausgehend von den Ende 2010 installierten rund 200 MW erfordert die Erfüllung des Ziels einen jährlichen Zubau von 200 MW und damit mehr als im Jahr 2010 installiert wurde. Dieser Pfad deckt sich mit dem moderaten EPIA-Szenario für Griechenland, wo von jährlich 150 bis 250 MW Neuinstallationen ausgegangen wird [60]. Durch die fortwährende Staatskrise Griechenlands ist auch hier nicht mit einer Erhöhung der Zielgröße in den nächsten Jahren zu rechnen. Das Policiy-Driven Szenario der EPIA mit bis zu 450 MW pro Jahr erscheint vor diesem Hintergrund als wenig realistisch. Belgien hingegen zeigte mit Neuinstallationen von ca. 290 MW 2009 und 420 MW 2010 zwar ein starkes Wachstum, das Potenzial ist jedoch auch hier eher eingeschränkt und die Zukunft des Förderprogramms ungewiss. Während für 2011 mit einem Rückgang der neu installierten Leistung auf 200 bis 300 MW gerechnet wird, sehen die Prognosen wieder einen Anstieg auf bis zu 400 bis 500 MW im Jahr 2015 [60]. Diese Übersicht über die wichtigsten europäischen PV-Markte zeigt, dass in einigen Ländern die derzeitigen politischen Rahmenbedingungen ein höheres Wachstum zulassen, als es die Ziele nach den Nationalen Aktionsplänen erfordern (Tab. 2-8). Die Nationalen Aktionspläne bilden somit eine untere Grenze für den Zubau der nächsten Jahre. 71

73 Tab. 2-8: Zusammenfassung der PV-Ziele nach den Nationalen Aktionsplänen für erneuerbare Energien (NREAP) für die wichtigsten EU-Märkte Bezugsraum Bestand 2010 [MW] Ziel NREAP 2020 [MW] erforderlicher Zubau 2011 bis 2020 [MW/a] Deutschland Spanien Italien Tschechien Frankreich Griechenland Portugal UK Summe Insgesamt muss festgestellt werden, dass es in den meisten europäischen Ländern, in denen die PV in den vergangenen Jahren ein signifikantes Wachstum aufweisen konnte, politische Bestrebungen gibt, den Zubau in den kommenden Jahren in Grenzen zu halten. Dazu haben einige Länder fixe Zubaubeschränkungen eingeführt (Spanien, Italien und Frankreich), während Deutschland über die zubauabhängige Degressionsgestaltung den Zubau auf eine Größenordnung von 3,5 GW zurückführen will. Für die EU kann auf Basis der oben genannten Einschätzungen zu den einzelnen Ländern für 2011 ein Zubau von rund 11 GW angenommen werden, fast 4 GW weniger als Eine wesentliche Rolle kommt dabei Italien und Tschechien zu bzw. der Akzeptanz der neuen Förderbedingungen in beiden Ländern. Für 2012 ist ein weiterer Rückgang auf rund 8 GW realistisch. Bis 2015 könnte sich der Zubau in der EU auf 10 GW erhöhen (Tab. 2-9), wobei die Unsicherheiten durch die derzeit noch hohe Abhängigkeit des Zubaus von der Politik erheblich sind. Tab. 2-9: mögliche Entwicklung der PV-Zubauraten [GW] in den EU-Ländern 2011 bis 2015 Zubau-Jahrgang eigene Auswertung EPIA moderat EPIA policy-driven ,0 8,6 13, ,4 7,0 11, ,7 7,4 15, ,9 7,9 17, ,4 8,9 19,5 Der von der EPIA vorgelegte politikgetriebene Ausbaupfad erscheint derzeit vor den gegebenen Wachstumsbegrenzungen (Spanien, Italien und Frankreich) bzw. Bestrebungen zur Zurückführung des Zubaus wie in Deutschland als sehr ambitioniert. Er geht aber auch von einem Rückgang des Zubaus in Europa in 2012 aus und bestätigt damit die geschilderten Tendenzen. Ein wesentlicher Beitrag zu einem weltweiten Wachstum muss somit in den kommenden Jahren aus anderen Ländern kommen. Im Folgenden wird deshalb ein Blick auf weitere zukünftige Schlüsselmärkte (Nordamerika, China und Japan) geworfen. 72

74 Beständiges Wachstum zeigte der aufstrebende Markt in Nordamerika in den vergangenen Jahren. Neben den USA ist vor allem die kanadische Provinz Ontario von Bedeutung für den PV-Markt. In den USA wurden im Jahr 2010 rund 880 MW PV-Leistung installiert, womit der Bestand auf über 2,5 GW wächst. In Kanada wurden im Wesentlichen getragen von der Provinz Ontario über 200 MW installiert [62] und damit ein Bestand von über 300 MW erreicht. Seit Oktober 2009 existiert in Ontario der Green Energy Act, der Einspeisetarife unter anderem für Photovoltaikanlagen vorsieht. Ein gewisser Prozentsatz der Wertschöpfung muss dabei jedoch im Inland generiert werden ( Local Manufacturing rule ), wodurch das Ausbaupotenzial eingeschränkt wird. Erste ausländische Firmen bauen deshalb bereits Modulfertigungen dort auf, auch der deutsche Wechselrichterhersteller SMA plant bis Ende 2010 den Aufbau von 500 MW Produktionskapazitäten für Wechselrichter [72]. In den USA existieren vor allem regionale Förderprogramme für Photovoltaik, Vorreiter ist dabei Kalifornien mit einem Marktanteil von über 50%. Eine Vorrangregelung für den Anschluss von PV fehlt in den meisten Bundesstaaten jedoch noch. Noramerika gilt für die kommenden Jahre als einer der bedeutenden aufstrebenden PV-Märkte. Im Jahr 2010 erreichte der Zubau die GW-Schwelle und verspricht bei weiterem Wachstum, sich bis 2015 der 10 GW-Schwelle zu nähern. Für 2011 werden für den US-amerikanischen Markt rund 2 GW erwartet [62], der bis 2015 auf 6 bis 9 GW pro Jahr anwächst [60]. Für Kanada ist auf Basis von [60] und [62] ein Zubau von 500 MW zu erwarten, der bis 2015 auf 1 GW pro Jahr ansteigt. Insgesamt kann der nordamerikanische Markt so bis zum Jahr 2015 ein jährliches Volumen von 8,5 GW erreichen. Damit wäre der nordamerikanische PV-Markt annähernd so groß wie der europäische würden Europa und Nordamerika somit zusammen für einen Markt mit 18 GW neu installierter PV-Leistung stehen. Längerfristig wird davon ausgegangen, dass auch die Volksrepublik China einen wesentlichen Anteil an dem Zubau neuer Photovoltaikanlagen haben wird. Verschiedene nationale und regionale Förderprogramme in China sollen die inländische Nachfrage (230 MW in 2009, 520 MW in 2010) ankurbeln und gemäß dem Mittel- und langfristigen Entwicklungsplan für erneuerbare Energien in China von 2007 die kumulierte installierte Leistung von 400 MW im Jahr 2009 auf 1,8 GW im Jahr 2020 ausbauen. Neuere Zielsetzungen sahen 20 GW PV-Leistung bis 2020 vor, die Anfang Mai auf 50 GW erhöht wurden. Dies entspricht der Größenordnung, die Deutschland im Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energien anstrebt. Deutschland hat Ende 2010 jedoch bereits rund ein Drittel des Zielwerts erreicht, während in China Ende 2010 erst knapp 1 GW und damit 2% des Zielwerts installiert sind. China hat sich als Zwischenziel 10 GW installierte Leistung bis 2015 gesetzt. Der jährliche Zubau müsste dann von 1,5 GW 2012 auf 3 GW 2015 steigen. Zur Erfüllung des 50 GW-Ziels für 2020 muss der Zubau in der zweiten Hälfte des Jahrzehnts noch wesentlich beschleunigt werden. Rechnerisch entspricht das 50 GW-Ziel einem Zubau von 8 GW pro Jahr. Damit würde China ab 2015 den weltweit größten Solarmarkt darstellen [60], [73]. 73

75 Auch in Japan waren die Zukunftsaussichten des PV-Marktes nach einem Einbruch des Wachstums 2007 und 2008 unsicher. Im April 2009 wurde die Förderung von Photovoltaik für Privathaushalte im so genannten Buyback- Programm mit Einspeisetarifen und Investitionszuschüssen wieder eingeführt. Die neuen attraktiven Förderbedingungen führten 2009 zu einem erneuten Wachstum, von sogar mehr als 100% der neu installierten Anlagen auf ca. 485 MW. Diese wurden zu mehr als 80% als Dachanlagen auf Wohnhäusern installiert. Japan stellte damit 2009 wieder den drittgrößten Markt dar. Ambitionierte Ziele ( Sunshine Target ) setzt sich das Land bis Ende 2011 mit einer Erhöhung der kumulierten Leistung von heute 2,6 GW auf 4,8 GW. Bis 2020 werden sogar 28 GW angesetzt. Unter diesen Bedingungen zählt Japan zu einem der Zukunftsmärkte für Photovoltaik und kann in den nächsten Jahren bis 2015 zwischen 1 und 2,5 GW jährlich installierter Leistung erreichen. [60], [65] Die vorangegangene Analyse möglicher Wachstumsmärkte lässt einige Schlussfolgerungen zu: Europa ist nach wie vor der größte Absatzmarkt für PV-Module (Anteil 2010: rd. 80%). Der europäische Absatzmarkt wird voraussichtlich in den Jahren 2011 und 2012 rückläufig sein, da 2011 wichtige Märkte wie Italien, Tschechien und Frankreich durch politische Eingriffe gebremst werden ist darüber hinaus davon auszugehen, dass sich der Zubau in Deutschland auf den politisch gewollten Wert von 3,5 GW einpendelt. Ab 2013 ist zu erwarten, dass der Zubau in Europa wieder Fahrt aufnimmt. Diese Tendenz, die sich aus den obigen Einschätzungen zur Marktentwicklung von Schlüsselmärkten speist, deckt sich mit den Einschätzungen der EPIA [60]: dort ist selbst im überaus ambitionierten policy-driven-szenario 2011 nur ein Wachstum von 3% und 2012 ein Rückgang angesetzt, bevor der europäische Markt 2013 wieder anzieht. Deutschlands Bedeutung als Nachfragemarkt wird damit 2012 voraussichtlich deutlich abnehmen, wenn der Zubau das Niveau von 3,5 GW erreicht. Der deutsche Markt stünde damit nicht mehr für 40% der Weltnachfrage (wie 2010 und voraussichtlich auch 2011), sondern nur noch für 20% mit sinkender Tendenz in den Folgejahren. Der 2012 für Deutschland zu erwartende Rückgang des Zubaus wird dazu führen, dass die zusätzliche Nachfrage anderer Länder insgesamt nicht zu einer größeren Welt-Nachfrage führen wird, sondern zunächst (2012 gegenüber 2011) zu einem konstanten Zubau. Erst wenn der Rückgang des deutschen Zubaus durch andere Länder kompensiert ist, ist ab 2013 ein weiteres Wachstum des Weltmarkts zu erwarten. Tab. 2-10: mögliche Entwicklung der PV-Zubauraten [GW] weltweit bis 2015 Zubau-Jahrgang eigene Auswertung EPIA moderat EPIA policy-driven ,5 13,3 21, ,2 15,3 23, ,6 18,2 31, ,7 20,9 36, ,0 23,9 43,9 74

76 Vor dem Hintergrund der in Kapitel 2.1 analysierten Angebotsmärkte zeigt sich eine massive Differenz zwischen den aufgebauten Produktionskapazitäten und der voraussichtlich in den Jahren 2011 und 2012 nachgefragten Modulmenge: Im Jahr 2011 erreichen die angekündigten Endjahres- Produktionskapazitäten etwa 70 GW, mit denen schätzungsweise 50 GW Module produziert werden könnten. Vermutlich sind die angenommenen Fertigungskapazitäten jedoch zu hoch angesetzt, wenn man die aktuellen Entwicklungen auf einigen einst vielversprechenden europäischen Märkten berücksichtigt. Es muss heute davon ausgegangen werden, dass durch die Eingriffe in die Fördersysteme der genannten Märkte die Nachfrage in Europa zurückgeht und dass dies voraussichtlich von anderen Märkte nicht vor 2013 kompensiert werden kann (Tab. 2-10). Dies wird dazu führen, dass einige Firmen ihre Expansionspläne überdenken und gegebenenfalls geplante Kapazitätserweiterungen nicht vornehmen. Bei den genannten Endjahres-Kapazitäten handelt es sich um Kapazitäten, die erst im Laufe des Jahres vollständig erschlossen werden (ramp-up). Anfang 2011 standen also zumindest die bis Ende 2010 angekündigten Kapazitäten zur Verfügung. Deshalb muss angenommen werden, dass im Jahr 2011 mindestens eine Menge von 41 GW produziert werden könnte. Dies entspricht der Endjahreskapazität 2010 zur Produktion von kristallinen Solarzellen sowie Dünnschichtmodulen (vgl. Tab. 2-6). Insgesamt ist also weiterhin von Überkapazitäten auszugehen, die sich zunehmend von der kurzfristigen Nachfrage 2011 und 2012 absetzen. Daraus folgt, dass der Druck auf die Modulhersteller und deren Preisgestaltung weiter steigt. 75

77 3 Kosten und wirtschaftliche Rahmenbedingungen In diesem Kapitel werden Kosten und Preise der verschiedenen Wertschöpfungsstufen analysiert (3.1). Die typischen Finanzierungsformen der Investoren werden kurz dargestellt (3.2). Darauf aufbauend werden die Stromgestehungskosten für fünf Modellfälle berechnet (3.3). Bewertet werden zudem Varianten des Vorschlags, die Vergütung regional zu differenzieren (3.4). Eine kurze Zusammenfassung der zentralen Ergebnisse und daraus abgeleiteten Empfehlungen befindet sich in Kapitel Produktionskosten und preise Im nachfolgenden Abschnitt soll ein Überblick über die derzeit zur Verfügung stehenden Aussagen und Angaben zu Kosten und Preisen entlang der Wertschöpfungskette gegeben werden. Davon ausgehend erfolgt eine Ableitung von zukünftigen Preisen (Nettopreise) und eine Darstellung der Stromgestehungskosten der definierten Modellfälle (Teilkapitel 3.3.2) Darstellung der Einflussbereiche der einzelnen Markteilnehmer Modulhersteller Die Modulhersteller in Deutschland sind unter Zugzwang, die Modulpreisen zu senken, um sich Marktanteile am deutschen Absatzmarkt zu sichern. Asiatische Hersteller werden sonst aufgrund des Preisvorteils für Installationsbetriebe die erste Wahl bleiben, damit deren Gewinnmargen bei den PV- Vergütungsabsenkungen nicht einbrechen [75]. Analysten erwarten Überkapazitäten der Modulhersteller für 2011 und damit einen Preiskampf. Dadurch können nur Unternehmen mit einer gesunden Kostenstruktur und guten Gewinnmargen im Markt mithalten [74]. Hersteller von Wechselrichtern Asiatische Hersteller stehen erst am Anfang und werden den Marktgeschehen und die Preisentwicklung beeinflussen [75]. Da neue Hersteller mit Wechselrichtern in ausreichender Qualität auf den Markt drängen, werden die Wechselrichterpreise sich ebenfalls weiter nach unten bewegen [76]. Händler Handelsunternehmen von Solarmodulen können auch 2011 mit einem stabilen bis leicht wachsenden Absatz von Modulen rechnen [75]. Entscheidend für die Gewinne der Händler werden Modulpreise ab Werk (siehe hierzu Teilkapitel )) sowie Verhandlungsgeschick sein, um die eigene Gewinnmarge trotz sinkender Vergütung in Deutschland nicht zu gefährden. Die zunehmende mittlere Anlagengröße führt dazu, dass ein wachsender Anteil der Anlagen unter Umgehung des Zwischenhandels errichtet wird. 76

78 Handwerker und Installateure Auch 2011 wird für Handwerker und Installateure eine gute Auftragslage erwartet, wesentlich für diese wird sein, inwiefern Großhändler Preissenkungen weiter geben. Zur zweiten Jahreshälfte könnten mehr Aufträge, als im ersten Halbjahr verbucht werden, da noch viele Investoren Anlagen vor der Senkung der Einspeisevergütung installieren wollen und der Zubau von neuen Anlagen bisher noch verhalten ist [77]. Investoren Sobald sich die Zinsen für Kredite auf niedrigem Niveau befinden und zusätzlich die Systempreise für PV-Anlagen schneller sinken als die Vergütungssätze nach dem EEG, nutzen Geldanleger die Chance, hohe Eigenkapitalrenditen mit PV-Anlagen zu erzielen. In Teilkapitel werden die Investoren in Gruppen gegliedert. Dieses Verhalten führt zu den bekannten Nachfrageschüben, wie sie etwa im Dezember 2009 oder im Juni 2010 auftraten Bestimmung gegenwärtiger Preise und Kosten entlang der Wertschöpfungskette Im nachfolgenden Abschnitt soll ein Überblick über die Struktur und Ausrichtung der PV-Unternehmen gegeben werden. Zu beachten ist, dass es einerseits Modulhersteller gibt, die auf die Lieferung von Wafern angewiesen sind und andererseits Unternehmen, die alle Wertschöpfungsketten von der Herstellung der Wafer bis zu den Modulen unter einem Dach vereinigen. Unternehmen, die sich auf eine Produktionsstufe spezialisiert haben (horizontal integrierte Produktion), sind wesentlich stärker von den Preisen anderer Hersteller abhängig. PV-Unternehmen mit vertikaler Integration über mehrere Wertschöpfungsstufen profitieren dagegen direkter von sinkenden Herstellungskosten. Spricht man von Preisen entlang der Wertschöpfungskette, so ist damit der Preis gemeint, den ein Unternehmen der PV-Branche für Vorleistungen bezahlen muss. Sofern Daten vorhanden sind, werden Spotmarktpreise und Vertragspreise angegeben. Genauere Informationen zur Entwicklung und dem derzeitigen Stand der Endkundenpreise sind im Teilkapitel dargestellt. Die Kosten entlang der Wertschöpfungskette beziehen sich auf die reinen Produktionskosten (ohne Gewinn). Für den Händler stellen dabei die Verkaufspreise der Modulhersteller eine zentrale Kostenposition dar. Abb. 3-1 zeigt schematisch die Wertschöpfungsketten für kristalline Module und Dünnschichtmodule. Für beide werden nachfolgend Produktionskosten und Handelspreise am Spotmarkt näher beschrieben. Die Vertragspreise der einzelnen Wertschöpfungsstufen (vertraglich festgelegte Preise über eine bestimmte regelmäßige Abnahmemenge) können aufgrund der Datenlage nicht genau angegeben werden. Als Maßstab verbleiben die Spotmarktpreise, auch wenn diese im Regelfall höher sind die Vertragspreise. 77

79 Abb. 3-1: Wertschöpfungsketten für kristalline Module und Dünnschicht-Module [78] Für die Umrechnung von Euro in Dollar wurde für 2007 der Wechselkurs von 1,50 $/, für ,40 $, für ,35 $, für ,30 $ und für ,40 $ pro Euro verwendet. Durch den seit Anfang 2011 steigenden Wert des Euro wird seitdem der Vorteil ausländischer Unternehmen, die Waren in den Euroraum importieren, gegenüber 2009 und 2010 deutlich vermindert Kristalline Module Kristalline Module werden aus Silizium gefertigt und in zwei Gruppen unterteilt. Diese unterscheiden sich aufgrund ihres Wirkungsgrades und ihrer Beschaffenheit voneinander: 1. Monokristalline Module Æ 15 bis 19% Wirkungsgrad (Maximum: 19,3% HIT-Zellen Sunpower [79]) 2. Polykristalline Module Æ 13 bis 17% Wirkungsgrad Für beide Typen haben sich unterschiedliche Herstellungsverfahren bewährt. Monokristalline Module basieren auf einkristallinen Siliziumkristallen, die im Tiegelziehprozess hergestellt werden. Dadurch entsteht die homogene Zellstruktur der einzelnen Solarzellen. Polykristalline Module entstehen durch das Schmelzen und das kontrollierte Erstarren von Polysilizium. Das Polysilizium wird zunächst in einem Quarztiegel geschmolzen und in eine Quaderform gegossen. Dort wird die Schmelze kontrolliert abgekühlt, damit sich möglichst große, in eine Richtung weisende Siliziumkristalle bilden. Anders als monokristalline Module besitzen die Solarzellen der polykristallinen Module Korngrenzen zwischen den einzelnen Kristallen, die sich optisch unterscheiden, hierzu Abb

80 Abb. 3-2: Monokristalline Solarzelle links [80] und Polykristalline Solarzelle rechts [81] Siliziumpreise Produktionskosten Im letzten Jahr produzierten die zwei größten Siliziumhersteller Hemlock (Michigan, USA) und Wacker (Bayern, Deutschland) hochreines Polysilizium zu Preisen von 25 bis 30 $/kg bzw. 19 bis 23 /kg [84]. Kleinere Hersteller, wie PV Crystalox produzierten zu Preisen von 35 bis 40 /kg, bzw. 46 bis 52 $/kg. Die durchschnittlichen Produktionskosten in China für 2011 werden mit 41 $/kg bzw. 32 /kg erwartet [85]. Das hat zur Folge, dass der Siliziummarkt weiterhin von den Global Playern bestimmt wird und dass sich selbst chinesische Firmen an dessen Kosten orientieren müssen. In der Studie von Photon Consulting The True Cost of Solar Power sind Kosten zur Siliziumherstellung veröffentlicht. Die Kostenrecherche für die Siliziumproduktion basiert auf der Datengrundlage und -auswertung von 193 Firmen [82]. In Abb. 3-3 werden die durchschnittlichen und die niedrigsten Produktionskosten für Silizium dargestellt. 79

81 $/kg ø Produktionskosten Silizium niedrigste Produktionskosten Siliziumpreis aus langfristigen Verträgen Hemlock, Wacker Produktionskosten PV Crystalox Produktionskosten Chinesische Firmen Produktionskosten ReneSola Produktionskosten Abb. 3-3: Silizium-Produktionskosten Historie: und Vorhersage sowie Preise aus langfristigen Verträgen [82;83 und IE] Die eingangs beschriebenen Kosten der Siliziumproduzenten und die in der Abbildung dargestellten Produktionskosten decken sich in etwa mit den Kostenangaben aus der Studie von Photon Consulting. Zusätzlich sind Angaben zu Siliziumpreisen aus langfristigen Verträgen vergleichend dargestellt, die Datengrundlage dafür bildet die Marktstudie von Roland Berger Licht und Schatten [83]. Im Vergleich können Rückschlüsse aus möglichen Gewinnmargen der Siliziumhersteller abgeleitet werden. Für zukünftige Entwicklungen wird davon ausgegangen, dass die Kosten und Preise für die Siliziumherstellung weiter fallen. Experten halten in fünf Jahren Produktionskosten für Polysilizium von 20 $/kg (15 /kg) für erreichbar. Andere erwarten Produktionskosten von nur 12 $/kg (9 /kg) [85]. Damit bestätigt sich die Kostensenkungstendenz bei der Siliziumproduktion. Bei dieser Kostensenkung sind durchaus Kosten in der oben genannten Größenordnung realistisch. Im dritten Quartal 2010 produzierte GCL-Poly Silizium zu 25,4 $/kg bzw. 19 /kg. Anderer Meinung ist das Marktforschungsunternehmen isuppli. Durch den rasanten Ausbau neuer Photovoltaikanlagen könnte es jedoch schon 2012 wieder zu einem Ausgleich von Angebot und Nachfrage kommen [84]. Dadurch könnte der Siliziumpreis wieder leicht steigen. Handelspreis am Spotmarkt Die Siliziumpreise waren zwischen 2008 und Ende des Jahres 2009 so hoch wie nie zuvor. Auf dem Spotmarkt kostete 2008 ein Kilogramm Solarsilizium 500 $ bzw. 330 und ein Jahr davor 200 $ bzw. 140 [84]. Entgegen den Erwartungen der PV-Branche kippte der Markt Ende 2009 und der Preis für Silizium notierte bei unter 100 $/kg. Es entwickelte sich ein Überangebot an Silizium und der Markt entwickelte sich vom Nachfragemarkt zum Angebotsmarkt. Die Ursachen dafür lagen einerseits im Aufbau von immer größeren Produktionskapazitäten der Siliziumhersteller und andererseits der reduzier- 80

82 ten Nachfrage an Silizium durch die PV-Branche, zumindest für das 1. Halbjahr 2009, v. a. bedingt durch den Markteinbruch in Spanien. Die Finanzkrise bewirkte zudem eine sinkende Nachfrage an Silizium durch den Elektroniksektor. In Abb. 3-4 ist die Entwicklung des Siliziumpreises dargestellt (Datenquelle isuppli et al.). Abb. 3-4: Entwicklung des Siliziumpreises am Spotmarkt und Vertragspreise [84] In der Graphik wird deutlich, wie rasant der Siliziumpreis am Spotmarkt aufgrund der großen Nachfrage im Jahr 2008 gestiegen ist. Für 2011 ist Silizium am Spotmarkt unterhalb der sonst günstigeren bereits verhandelten Vertragspreise zu erhalten. Dieser Effekt wird dadurch verstärkt, dass bereits viele weitere Firmen die Produktion von Silizium angekündigt haben und auf den Markt drängen. Etwa 200 dieser Firmen haben ihre Neubauentscheidung in den Jahren 2007 bis 2008, also in den Engpassjahren, getroffen [84]. Da der Ausbau und Aufbau neuer Fabriken für die Siliziumproduktion etwa drei Jahre dauert, kommen die Produkte der neuen Firmen erst jetzt auf den Markt. Am Spotmarkt ergab sich für den April 2010 ein Durchschnittspreis von 55 $/kg (42 /kg) [85]. Analysen der US-Bank Morgan Stanley schätzen den Spotmarktpreis für Silizium für das Jahr 2011 auf 40 $/kg (29 /kg). Der zukünftige Spotmarktpreis wird durch das Kostensenkungspotenzial in der Siliziumherstellung bestimmt. PVinsights 13 bildet ebenfalls den Spotmarktpreis von Polysilizium ab. In Abb. 3-5 ist der Verlauf für September 2009 bis März 2011 abgebildet. 13 PVinsights ist ein Forschungsunternehmen, welches PV Unternehmen strategisch durch die Ausarbeitung von bspw. Preisanalysen unterstützt und Preisverläufe entlang der Wertschöpfungskette von PV-Anlagen veröffentlicht. 81

83 $/kg ,9 59,4 56,9 55,1 55,0 54,8 55,4 54,4 55,1 55,6 56,3 56,6 59,163,4 75,0 75,4 68,4 71,1 78, Abb. 3-5: Handelspreise für Polysilizium am Spotmarkt [103 und IE] Zum Ende des Jahres 2009 ist ein Preisverfall des Siliziums am Spotmarkt in der Abb. 3-5 ersichtlich. Die Wirtschaftskrise induzierte ein Nachfragerückgang der Elektro-Branche an Silizium und dementsprechend fiel der Siliziumpreis am Spotmarkt von gut 62 $/kg auf rund 55 $/kg deutlich. Von Mai bis Dezember des Jahres 2010 ist ein leichter Anstieg des Spotmarktpreises zu erkennen, was sowohl auf die gestiegene Nachfrage der Elektro-Branche durch das Abklingen der Wirtschaftskrise als auch auf die gestiegene Nachfrage der PV-Branche zurückzuführen ist. Der Handelspreis für Silizium am Spotmarkt für März 2011 liegt bei rund 79 $/kg und befindet sich damit gegenüber den Erwartungen auf einem neuen Höchststand. Derzeit beträgt der Unterschied von Vertragspreisen und Handelspreisen am Spotmarkt ca. 20 $/kg Waferpreise Wafer entstehen beim Zersägen sog. Ingots bzw. Siliziumblöcke. Als Wafer werden Halbleiterscheiben (Mono- oder Polykristallin) bezeichnet, die ca. 100 bis 200 μm stark sind. Aus den Wafern werden Solarzellen und aus mehreren Solarzellen wiederum Solarmodule hergestellt. Wafer werden in zwei Arten unterschieden, in monokristalline und polykristalline Wafer. In der Praxis haben sich hierfür zwei Fertigungsverfahren durchgesetzt, siehe Abb

84 Abb. 3-6: Prozess der Herstellung polykristalliner und monokristalliner Wafer [86] Die Waferfertigung findet z. T. direkt bei den Siliziumherstellern statt oder als rückwärts integrierter Fertigungsschritt bei den Firmen, die sich auf die Herstellung von Solarzellen bzw. Solarmodulen spezialisiert haben. Ein Überblick dazu ist Teilkapitel zu entnehmen. Produktionskosten Aus einer Studie von Photon Consulting gehen Prozesskosten für die Silizium- und die Waferherstellung hervor (vgl. Abb. 3-7). Die beschriebene Firma ist auf die Herstellung von Wafern spezialisiert. Mit verschiedenen Verfahren werden dort Ingots aus Rohsilizium gewonnen. Diese Ingots werden in dünne Wafer zersägt, anschließend gereinigt und verkauft. [87]. 83

85 /Wp 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,49 0,74 0,43 0,62 0,44 0,36 0,35 0,34 0,32 0,31 Prozesskosten Silizium etablierter Waferproduzent Prozesskosten Wafer etablierter Waferproduzent Verkaufspreis etablierter Waferproduzent 0,00 Abb. 3-7: Prozesskosten für Waferherstellung und erwartete Verkaufspreise für Wafer [87 und IE] Abb. 3-7 zeigt die Entwicklung der Produktionskosten für Wafer. Die Produktionskosten sinken demnach von 2009 bis 2013 um ca. 37%. Das entspricht einer absoluten Senkung von 0,18 /Wp. Gleichzeitig werden fallende Verkaufspreise erwartet, was die Gewinnmargen der Waferhersteller noch stärker schrumpfen lässt. Bis 2013 sind demnach Produktionskosten in Höhe von 0,31 /Wp und Verkaufspreise von 0,32 /Wp zu erwarten. Zum Vergleich von [82] und realer Angaben von Firmen werden recherchierte bzw. sich aus Quartalsberichten abgeleitete Produktionskosten verschiedener Hersteller dargestellt, siehe hierzu Tab. 3-1 und Abb Tab. 3-1: Recherchierte und berechnete Produktionskosten verschiedener Waferhersteller Produktionskosten [ /Wp] Waferhersteller 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q Quellen Comtec Solar Systems Group 0,70 0,61 0,44 [88] Ltd. GCL-Poly 0,48 0,44 0,45 [89] LDK Solar Hi- Tech Co. Ltd. 1,08 1,48 0,57 0,64 0,57 0,73 0,75 [90] PV Crystalox Solar 0,78 0,63 0,55 [91] REC Solar 0,73 0,70 0,71 0,56 0,67 0,64 0,66 [92] ReneSola 0,59 0,54 0,48 0,43 0,33 [94] 84

86 /Wp 1,60 1,50 1,40 1,30 1,20 1,10 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 Pot.(LDK ) Pot.(ReneSola) Pot.(GCL-Poly) Pot.(REC Solar) Pot.(Comtec Solar Systems Group Limited ) Pot.(pv crystalox) 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q Abb. 3-8: Produktionskosten der Waferherstellung etablierter Unternehmen [IE] Mit Hilfe der ermittelten Produktionskosten aus Tab. 3-1 sind in Abb. 3-8 Trendkurven zur Orientierung dargestellt. Beim weltgrößten Waferproduzent LDK Solar Co. Ltd. (siehe hierzu Teilkapitel ), der auch die Siliziumherstellung integriert hat, wurden im 4. Quartal 2009 Wafer zu 0,64 /Wp hergestellt. Diese wurden für 0,74 /Wp wieder an Modulhersteller verkauft [93]. Der Verkaufspreis deckt sich mit den Angaben von Photon Consulting [87]. Die Waferkosten bei ReneSola, ebenfalls ein chinesisches Unternehmen, sind im 2. Quartal 2010 auf 0,56 $/Wp bzw. 0,43 /Wp gefallen. Die Senkung der Waferkosten ist auf den Preisverfall des Siliziums zurückzuführen. Bis Ende 2011 hält es die Firma ReneSola für möglich, dass die Kosten für die Waferherstellung zwischen 0,46 und 0,48 $/Wp bzw. 0,33 und 0,34 /Wp weiter fallen können [94]. Die Daten von 2010 und die Erwartungen für 2011 bei ReneSola passen in der Größenordnung zu Abb In Abb. 3-8 ist die Trendfunktion der Produktionskosten für ReneSola abgetragen. Nach dieser ergeben sich für das 4. Quartal 2012 Waferkosten von ca. 0,32 /Wp. Bei dieser Entwicklung werden wahrscheinlich Firmen wie Comtec Solar Systems Group ltd., GCL-Poly und Renesola die niedrigsten Produktionskosten für Wafer erreichen. ReneSola gehört zu den führenden Unternehmen, die eine vertikal integrierte Produktion von PV-Modulen besitzen wurden Wafer mit einer Gesamtleistung von 1,2 GW produziert, für 2011 sind 1,8 GW geplant [95]. Abb. 3-9 zeigt die Kostenzusammensetzung von ReneSola für die Waferherstellung. 85

87 $/Wp Abschreibungen Sonstiges 0,8 Strombezug Polysilizium 0,73 Rohstoffe 0,62 0,56 0,41 0,39 0,31 0,28 0,23 0,19 0,16 0,15 3. Q Q Q Q 2010 Abb. 3-9: Entwicklung und Zusammensetzung der Produktionskosten für Wafer bei ReneSola [94 und IE] Die Beschaffung der Rohstoffe und des Polysiliziums trug bei ReneSola am stärksten zur Kostensenkung bei. Die Rohstoffe verbilligten sich vom 3. Quartal 2009 bis zum 2. Quartal 2010 um 35% auf 0,15 $/Wp. Die Kosten für das Polysilizium (3. Quartal 2009) sanken im gleichen Zeitraum um ca. 32%. Neue Prozesse und Verfahren in der Herstellung der Wafer bzw. im Zerteilen der Ingots werden die Kosten weiter senken. Durch das kerf-loss -Verfahren lassen sich Wafer mit einer Stärke von 20 μm herstellen [96]. Das erhöht den Wirkungsgrad der Solarzelle und senkt zugleich die Produktionskosten um 30%. Auch die Herstellung ultradünner Wafer mit Hilfe der Ionenimplantation könnte zusätzlich die Kosten senken [97]. Handelspreis am Spotmarkt Der Preis für Siliziumwafer lag 2008 noch über 13 $ (8,70 ) [98] bzw. ca. 3,7 $/Wp (2,5 /Wp, bei 3,5 Wp pro Wafer), 2009 sank er auf rund ein Viertel dieses Preises. Abb zeigt Handelspreise am Spotmarkt für mono- und polykristalline Wafer ab September 2009 gemäß PVinsights. USD/Wp 1,20 1,15 1,10 1,05 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 1,14 1,12 1,11 1,11 1,06 1,04 1,00 1,061,04 1,05 1,05 1,061,07 1,08 1,07 1,09 1,05 1,06 1,05 0,98 1,00 0,99 1,01 0,93 0,98 0,97 1,00 1,00 1,01 1,03 0,970,99 0,92 0,91 0,93 0,91 6inMonoWafer 6inPolyWafer Abb. 3-10: Handelspreise für polykristalline und monokristalline Wafer am Spotmarkt [103 und IE] 86

88 In der Graphik ist zu sehen, dass die Handelspreise für Wafer am Spotmarkt, aufgrund der weltweiten PV-Nachfrage im Jahreslauf 2010 anstiegen. Das deckt sich auch mit anderen Aussagen aus der Branche. Aufgrund der gestiegenen Nachfrage 2010 hatten asiatische Waferhersteller ihre Preise von 3,80 $ auf 4,00 $ angehoben [99] Dieser Trend ist bis zum November 2010 nachweisbar, danach zeigt Abb wieder fallende Handelspreise für beide Wafertypen an. Im März 2011 wurden polykristalline Wafer für ca. 3,66 $/St. bzw. für rund 1,05 $/Wp (0,75 /Wp) am Spotmarkt verkauft. Die in Abb. 3-7 dargestellten Verkaufspreise sind als Vertragspreise mit 0,44 /Wp für 2011 um rund 41% niedriger Solarzellenpreise Produktionskosten Der größte deutsche Solarzellenhersteller, die Q-Cells SE, produzierte Solarzellen im 2. Quartal 2009 zu ca. 0,44 $/Wp (0,33 /Wp) [100]. Die Kosten beziehen sich nur auf die Wertschöpfungsstufe der Zellproduktion. Werden die Waferpreise von durchschnittlich ca. 1,0 $/Wp (0,74 /Wp) addiert (siehe hierzu Teilkapitel , Abb. 3-10) ergeben sich etwa die Gesamtkosten für Solarzellen. Die Waferpreise variieren jedoch je nach Vertragspreis erheblich. Abb gibt einen Überblick über die direkten Produktionskosten ausgewählter Zellhersteller für das 2. Quartal /Wp 0,60 0,55 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 0,54 direkte Produktionskosten für Solarzellen 0,33 0,27 0,24 0,24 0,23 0,23 0,22 0,21 0,21 0,20 0,15 Abb. 3-11: Produktionskosten ausgewählter Zellhersteller 2. Quartal 2009 [IE und 100] Damit lag das genannte deutsche Unternehmen im 2. Quartal 2009 mit seinen Produktionskosten im oberen Bereich. Für einen aktuelleren Zeitpunkt war ein solcher Kostenvergleich (Stand April 2011) nicht verfügbar. In Tab. 3-2 und Abb wird die Kostenstruktur des größten Solarzellenproduzenten Ja Solar analysiert. 87

89 Tab. 3-2: Prozess- und Gesamtkosten der Zellfertigung am Beispiel Ja Solar Ja Solar 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q Prozesskosten [ /Wp] 0,23 0,23 0,19 0,19 0,20 0,21 0,23 0,20 Gesamte Produktionskosten Solarzelle [ /Wp] 2,60 2,08 1,49 2,55 1,21 1,26 0,95 0, Ja Solar 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q Quellen Prozesskosten [ /Wp] Geschäftsberichte von JA Solar [101] Gesamte Produktionskosten Solarzelle [ /Wp] 0,83 0,94 1,04 IE-Berechnungen aus Angaben in der Bilanz v. JA Solar [101] /Wp 3,20 3,00 2,80 2,60 2,40 2,20 2,00 1,80 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 gesamte Produktionskosten Solarzellen Pot.(gesamte Produktionskosten Solarzellen) 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q 1.Q 2.Q 3.Q 4.Q Abb. 3-12: gesamte Produktionskosten für Solarzellen JA Solar [101und IE] In der Graphik Abb sind die Gesamtkosten aus Tab. 3-2 als Punkte dargestellt. Zur Ableitung zukünftiger Kosten unter derzeitigen Marktbedingungen ist die Trendfunktion (rot) dargestellt. Danach lassen sich Produktionskosten für den reinen Prozess der Zellherstellung von weniger als 0,14 /Wp und 88

90 Gesamtkosten der Zelle von unter 0,80 /Wp bei JA Solar für das 4. Quartal 2011 erwarten. Taiwanesische und chinesische Unternehmen produzierten 2010 Solarzellen zu Prozesskosten zwischen 0,15 und 0,27 /Wp bzw. zwischen 0,20 und 0,35 $/Wp. Die Q-Cells SE produzierte für rund 0,32 /Wp (ca. 0,42 $/Wp) [102]. Entscheidend ist hier, wie hoch die Einkaufs- bzw. Produktionskosten für die Vorstufe der Wafer sind. Handelspreise am Spotmarkt Abb zeigt die Entwicklung der Spotmarktpreise für monokristalline und polykristalline 6-inch-Solarzellen nach PVinsights. USD/Wp 1,70 1,65 1,60 1,55 1,50 1,45 1,40 1,35 1,30 1,25 1,20 1,45 1,45 1,44 1,35 1,34 1,33 Monozelle PV Insights.com/IE (3,5Wp/St) Polyzelle PV Insights.com/IE (3,5Wp/St) 1,65 1,671,69 1,59 1,58 1,56 1,56 1,56 1,551,52 1,53 1,54 1,51 1,48 1,44 1,44 1,47 1,46 1,43 1,47 1,43 1,45 1,411,42 1,37 1,36 1,33 1,36 1,32 1,33 Abb. 3-13: Handelspreise für polykristalline und monokristalline Solarzellen am Spotmarkt [103 und IE] Dargestellt ist der Preisverlauf für poly- und monokristalline Solarzellen von September 2009 bis März lagen die Handelspreise am Spotmarkt höher als Im November 2010 waren die Preise am Spotmarkt für polykristalline (und monokristalline) Zellen mit 1,58 $/Wp (und 1,69 $/Wp) am höchsten. Im Dezember 2010 und Januar 2011 sanken die Preise für Solarzellen dann deutlich. Danach stiegen die Preise wieder leicht und lagen im März 2011 bei 1,36 $/Wp (und 1,51 $/Wp). Zum Preisniveau der zwischen Zellherstellern und Modulherstellern vertraglich festgelegten Preise liegen keine Angaben vor. Lediglich der Spotmarktpreisverlauf aus Abb liefert hierzu Anhaltspunkte Modulpreise Produktionskosten In einer Studie von Photon Consulting sind derzeitige und erwartete Produktionskosten eines chinesischen Beispielunternehmens für die Herstellung kristalliner Module dargestellt [87]. Die dort ermittelten bzw. erwarteten Verkaufspreise und Produktionskosten für Module sind in Abb für die Zeit von 2009 bis 2013 gegenübergestellt. 89

91 /Wp 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 1,50 1,32 1,03 1,00 0,75 0,76 0,78 1,31 1,05 0,86 0,81 0,71 Modulkosten vertikal integrierter chines. Hersteller Verkaufspreis vertikal integrierter chines. Hersteller Suntech Modulkosten Trina Modulkosten Abb. 3-14: Produktionskosten und Verkaufspreise für kristalline Module eines chinesischen Herstellers [87 und IE] Demnach rechnet Photon Consulting von 2011 bis 2013 mit einer weiteren Kostenreduzierung um ca. 17%. Für die Prognose, dass 2012 die Produktionskosten höher als die Verkaufserlöse der Module liegen werden, sind zum einen die Verringerung des Marktes in Deutschland und zum anderen der Kampf um niedrigste Modulpreise zur Gewinnung neuer Absatzmärkte verantwortlich [87]. Für 2012 werden Verkaufspreise von deutlich unter 1 /Wp für kristalline Module erwartet. Laut [104] produzierte die Trina Solar Ltd. bereits Ende 2010 Module zu Kosten von 0,75 /Wp. Die Suntech Power Holdings Co. Ltd. hält es für möglich, 2012 Module zu Kosten von 1,00 /Wp herzustellen [105]. Die unterschiedlichen Produktionskosten sind überwiegend Folge unterschiedlicher Produktionstechnologien. pvxchange-preisindizes pvxchange ist eine Onlinebörse für Photovoltaikmodule, die auf Basis von Handelsdaten monatlich aktualisiert wird. Die Grafiken zu den Daten werden monatlich in der Fachzeitschrift Photovoltaik veröffentlicht und anschließend auf der Homepage von pvxchange [106]. Die Graphiken zum Verlauf der mittleren Modulpreise werden aus rund Eintragungen bzw. einem Handelsvolumen von 250 MWp zusammengetragen [107]. Preisvorteile aufgrund langfristiger Lieferverträge werden beim Monitoring der spezifischen Modulpreise auf der Seite von pvxchange jedoch nicht erfasst. Somit kann die Handelsplattform als Spotmarkt mit sehr aktuellen Kaufpreisen für Module betrachtet werden. Die dortigen Preise unterscheiden sich aber von den vertraglich vereinbarten Großhandelspreisen. Die Autoren stellen Preiskurven von kristallinen Modulen aus Deutschland, Europa (inkl. Deutschland), Japan und China dar, jeweils als Wochenwerte (grün) und 4-Wochentrends (orange), vgl. Abb [IE und 106]. 90

92 Δ1,00 /Wp 2,15 /Wp 1,80 /Wp Δ0,35 /Wp Δ1,10 /Wp 2,05 /Wp 1,80 /Wp Δ0,25 /Wp Δ1,00 /Wp 2,05 /Wp 1,75 /Wp Δ0,30 /Wp 1,65 /Wp 1,55 /Wp Δ1,20 /Wp Δ0,10 /Wp Abb. 3-15: Modulpreisindices der pvxchange für kristalline Siliziummodule aus Deutschland, Europa, Japan und China (von oben) für den Zeitraum von Januar 2009 bis Dezember 2010 [108] Abb zeigt einen anhaltenden Abwärtstrend der Modulpreise von Januar 2009 bis Dezember 2010, unabhängig von der Herkunft der Module. Der Preisrückgang 2009 ist allerdings stärker als 2010 [107]. Die Modulpreise deutscher Hersteller waren im Januar 2010 um 32% günstiger als im Januar Von Dezember 2009 bis Dezember 2010 sanken die Preise für deutsche PV-Module von 2,15 /Wp auf 1,80 /Wp, d. h. um ca. 16%. Chinesische Module waren schon 2009 günstiger als deutsche, verbilligten sich 2010 jedoch nur noch um ca. 6%, so dass Ende 2010 noch eine Preisdifferenz zu deutschen Modulen von 0,25 /Wp verblieb. Angebotspreise verschiedener Hersteller Eine detaillierte nach Herstellern und Modultechnologien gegliederte Übersicht zu aktuellen Angebotspreisen liefert z. B. das Photon Profi Magazin [109]. Im Dezember 2010 wurden die günstigsten monokristalline Module für ca. 1,42 /Wp und polykristalline Module für 1,32 /Wp angeboten. 91

93 Auswertung der Handwerkerbefragung Im Februar 2011 wurden 562 Installationsbetriebe durch den Projektpartner SOKO (Bielefeld) befragt, wie diese die absehbare Preissenkung für kristalline Module zwischen Ende 2010 und Ende 2011 einschätzen (vgl. Kap. 1.5). Eine Auswertung ist in Abb dargestellt. Demnach erwarten die meisten Installateure für das erste Halbjahr 2011 Preissenkungen von bis zu 10%, während bezogen auf das Gesamtjahr die Mehrheit der Installateure mit höheren Preissenkungen rechnet. Anzahl der Nennung der Befragten Erwartete Preissenkung für kristalline Module Preissenkung von max. 10 % 121 Preissenkung von über 10 bis max. 15 % Preissenkung von über 15 bis max. 20 % Vergleich Dez zu Juni 2011 Vergleich Dez zu Dez Preissenkung von über 20 % 102 k.a. 158 Abb. 3-16: Auswertung der Handwerkerbefragung zur erwarteten Preissenkung kristalliner Module Dünnschichtmodule Im Vergleich zur kristallinen Technologie umfasst die Wertschöpfungskette von Dünnschichtmodulen weniger Produktionsstufen. Bei Dünnschichtmodulen werden in folgende Technologien unterschieden [110]: 1. Mikrokristallines und mikromorphes Silizium Æ 8 11% Wirkungsgrad (derzeit in d. Produktion erreicht) 2. CIS bzw. CIGS (enthalten Kupfer, Indium, Gallium und Selen) Æ 11 14% Wirkungsgrad 3. Amorphes Silizium (a-si) Æ 6-7% Wirkungsgrad 4. Cadmiumtellurid (CdTe) Æ 9 11% Wirkungsgrad [111] Die Modultypen unterscheiden sich aufgrund ihrer stofflichen Zusammensetzung und in Hinblick auf ihren zu erreichenden Wirkungsgrad. Für die folgende Kosten- und Preisbetrachtung werden Modulkosten und - preise (je nach Quelle auch technologiespezifisch) dargestellt. In Teilkapitel folgt für beide Modultypen (kristalline- und Dünnschichtmodule) gemeinsam die Kostenbetrachtung der BOS-Komponenten (vgl. Kapitel 2.2). 92

94 Modulpreise Produktionskosten CdTe-Module Der größte Dünnschichthersteller (CdTe) First Solar sieht sich in der Lage, die Produktionskosten für Module bis zum Jahr 2014 auf 0,52 $/Wp (0,37 /Wp) zu reduzieren. Im 2. Quartal 2010 konnte First Solar die Produktionskosten um 3 $ct auf 0,81 $/Wp (0,62 /Wp) senken [112]. Der Marktführer veröffentlicht für seine Produktionslinie am Hauptsitz in Arizona die in Tab. 3-3 dargestellte Produktionskostenentwicklung. Tab. 3-3: Mittlere Produktionskosten für Dünnschichtmodule der Firma First Solar Produktionszeitraum Durchschnittliche Produktionskosten in $/Wp bzw. /Wp ,40 0, ,23 0, ,08 0, ,87 0,64 2.Quartal ,76 0,58 3.Quartal ,77 0,57 In Tab. 3-3 sind reine Herstellkosten (COGS, Cost of Goods Sold) dargestellt. Zusätzlich müssen jeweils Aufwendungen für Forschung und Entwicklung, die Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten, sowie die Kosten für den Produktionsanlauf neuer Linien addiert werden. Demnach beliefen sich die Produktionskosten im 2.Quartal 2010 auf etwa 1,06 $/Wp (ca. 0,82 /Wp) [114]. Photon Consulting analysierte die Produktionskosten mehrerer Dünnschichtmodulhersteller [82] (vgl. Abb. 3-17). Zusätzlich enthalten sind die mittleren und die niedrigsten Produktionskosten von 2009 bis /Wp 3,0 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1,50 0,87 0,87 1,37 1,08 0,94 0,82 0,87 0,67 0,57 0,60 0,57 0,54 0, Astronergy Sharp Kaneka ECD Bosch Trony QS Solar First Solar niedrigste Produkionskosten Modul ø Produktionskosten Modul 0,37 Abb. 3-17: Produktionskosten verschiedener Hersteller und Verlauf der Produktionskosten [82 und IE] Demnach wird erwartet, dass die durchschnittlichen Produktionskosten für Dünnschichtmodule von 1,50 /Wp 2009 auf 0,87 /Wp 2013 sinken. Das entspricht einer Kostensenkung von 42%. In der Graphik sind zudem die derzeitigen Kostenführer First Solar, Trony und QS Solar zu erkennen. Bei Trony und QS Solar werden für 2012 Produktionskosten von 0,70 /Wp erwartet, First Solar erreichte dies schon vor

95 CIGS-Module Q-Cells SE gab 2009 für CIGS-Module Produktionskosten für Ende 2009 von 1,55 /Wp und für Ende 2010 von 1,07 /Wp an. Für eine neue Produktionslinie wurden 0,78 /Wp für Ende 2010 vorkalkuliert. Für Ende 2011 wurden Produktionskosten von 0,69 /Wp erwartet [113]. Die Manz Automation AG hat sich auf die Herstellung von Anlagen zu schlüsselfertigen CIGS-Modulen spezialisiert. Das Unternehmen verspricht Produktionskosten von 0,85 bis 0,87 /Wp an einem Produktionsstandort in Deutschland und 0,65 bis 0,75 /Wp an einem Produktionsstandort in Asien [114]. Mikrokristalline Module Die Oerlikon Solar AG stellt Anlagen zur Produktion von Solarmodulen her. Die Thinfab ist eine schlüsselfertige 120-MW-Linie für die Herstellung von Dünnschicht-Tandemmodulen aus amorphem und mikrokristallinem (mikromorphem) Silizium, die einen Wirkungsgrad von rund 10,0% besitzen sollen damit laut Hersteller Produktionskosten von 0,50 /Wp erreicht werden [114]. Handelspreise am Spotmarkt In Abb ist der Preisverfall am Spotmarkt auch für Module aus amorphem Silizium und CdTe-Modulen von Januar 2009 bis Dezember 2010 deutlich erkennbar. Abgebildet ist hier der gleitende durchschnittliche Spotmarktpreis von jeweils 5 Wochen. Für amorphe Siliziummodule wurde im Februar 2009 mit 2,87 /Wp der höchste und im November 2010 mit 0,87 /Wp der niedrigste Preis erreicht. Der Spotmarktpreis ist im Verlauf der zwei zurückliegenden Jahre somit um ca. 70% gefallen. Für CdTe Modulen wurde im Februar 2009 mit 2,18 /Wp der höchste und im Dezember 2010 mit 1,13 /Wp der niedrigste Preis bezahlt. Dies entspricht einem Preisverfall von 48% für CdTe Module am Spotmarkt. /Wp 3,00 2,90 2,80 2,70 2,60 2,50 2,40 2,30 2,20 2,10 2,00 1,90 1,80 1,70 1,60 1,50 1,40 1,30 1,20 1,10 1,00 5 Periode gleit. Mittelw. (Spotmarktpreise für Module aus monokristallinem Silizium) 5 Periode gleit. Mittelw. (Spotmarktpreise für Module aus polykristallinem Silizium) 5 Periode gleit. Mittelw. (Spotmarktpreise für Module aus amorphem Silizium) 5 Periode gleit. Mittelw. (Spotmarktpreise für Module aus Cadmiumtellurid) 5 Periode gleit. Mittelw. (Preise ab Werk für Module aus kristallinem Silizium) Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul AugSep Okt NovDez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul AugSep Okt NovDez Abb. 3-18: Spotmarktpreise aller Modultechnologien im Vergleich [109 und IE] 94

96 Angebotspreise verschiedener Hersteller Auch für Dünnschichtmodule erhob Photon Profi die Preise verschiedener Anbieter (vgl. Abb. 3-19). Abb. 3-19: Angebotspreise für Dünnschichtmodule Stand Dezember 2010 [109] Die günstigsten amorphen Silizium-Module bot im Dezember 2010 die Signet Solar für 0,69 /Wp an. Die CdTe-Module von First Solar waren zu diesem Zeitpunkt die teuersten Angebote Spotmarkt-Preisvergleich verschiedener Modultechnologien Abb enthält Spotmarktpreise von Photon Profi mit insgesamt fünf Trendlinien für die verschiedenen Technologien, die den gleitenden Mittelwert für jeweils fünf Wochenwerte zusammenfassen, um einen geglätteten Preisverlauf über den Zeitraum von 2009 bis 2010 zu erhalten. Es werden Preisverläufe am Spotmarkt von mono- bzw. polykristallinen, amorphen und CdTe-Modulen, sowie Preise ab Werk für kristalline Module, dargestellt waren CdTe-Module fast durchgängig die preisgünstigste Modultechnologie, bis im Herbst amorphe Module noch günstiger zu erhalten waren. Bis Ende 2010 haben amorphe Module ihren Preisvorteil gegenüber den CdTe- Modulen und gegenüber allen anderen Modultechnologien weiter ausgebaut. Im Dezember 2010 erreichten amorphe Module mit 0,87 /Wp ihren bisherigen Preistiefststand. Bei CdTe-Modulen gab es bis September 2009 einen Preisverfall, danach bis November 2009 einen leichten Anstieg. Von April bis Juni 2010 waren CdTe Module sogar teurer als kristalline Module. Ab Juli stieg der Preis zwar weiter, blieb jedoch unterhalb des Preises für kristalline Module. Ab August 2010 sanken die Preise für CdTe-Module deutlich bis zum Tiefpunkt von 1,13 /Wp im Dezember 2010 (vgl. auch Kap ). Die Preise für polykristalline Module waren in der Regel durchweg etwas höher als die für monokristalline. Photon Profi begründet dies damit, dass überproportional viele Angebote für monokristalline Zellen von weniger bekannten Herstellern aus Asien den Preisindex nach unten beeinflussen [115]. Die Preise beider Technologien unterlagen nach der starken Abwärtsbewegung bis Herbst 2009 einer parallel verlaufenden Wellenbewegung. Polykristalline und monokristalline Module wurden Ende 2010 auf dem Spotmarkt für weniger als 1,60 /Wp verkauft. 95

97 Der Abstand zwischen den Spotmarktpreisen beider kristalliner Technologien von den Preisen kristalliner Module ab Werk lässt eine Beurteilung von möglichen Gewinnmargen der Händler zu. Zum Ende des Jahres 2010 öffnet sich die Schere von Werkspreisen und kristallinen Spotmarktpreisen wieder deutlich. Offenbar wurden die sinkenden Produktionskosten der gesamten Wertschöpfungskette, die an Großabnehmer ab Werk weitergegeben werden, wegen ausreichender Nachfrage nicht vollständig weitergegeben. Dennoch gab es im letzten Quartal 2010 für die Preise alle Modultypen einen Abwärtstrend BOS-Kosten Unter dem Begriff BOS-Kosten (BOS: Balance of System) werden alle Komponenten zusammengefasst, die außer den Modulen noch notwendig sind, um den erzeugten Strom einzuspeisen. Dazu zählen insbesondere Wechselrichter, Kabel, Gestelle und sämtliche Montagearbeiten Preise für Wechselrichter Ein Überblick über etablierte Wechselrichterhersteller und deren Produktionskapazitäten ist dem Kapitel 2.2 zu entnehmen. Produktionskosten Die SMA Solar Technology AG ist derzeit Marktführer unter den Wechselrichterherstellern. SMA stellt Wechselrichter für Materialkosten von rund 11 ct/wp her [116]. Die zeitweise Knappheit bei Wechselrichtern und die guten Produkteigenschaften (Wirkungsgrade von durchschnittlich 98%) haben SMA eine hervorragende Marktposition verschafft. Nach einer Analyse des Photon Labors könnte ein koreanischer Hersteller namens Dasstech Co Ltd. SMA die Marktführerschaft streitig machen, da die Kostenanalyse durch Photon für einen 3,3 kwp Wechselrichter von Dasstech zu Materialkosten von 5,23 ct/wp führte. Durch Erhöhung der Produktivität und Großabnahmen der Bauteile erscheint es sogar möglich, Materialkosten von unter 3 ct/wp zu erreichen. Hinzu kommen noch Skaleneffekte bei größeren Wechselrichtern [116]. Entscheidend für den Kauf der Wechselrichter werden aber Garantievereinbarungen zwischen Käufern und Herstellern sein, da Firmen, die neu auf den Markt kommen noch die Erfahrung im Langzeitbetrieb fehlt. Daher ist nicht mit einer raschen Verdrängung der gegenwärtigen Marktführer von dieser Position zu rechnen. Neben den Materialkosten spielen auch weitere Kosten (Personal, Vertrieb usw.) eine Rolle, zu deren Höhe jedoch keine Angaben vorliegen. Handelspreise Zur Bestimmung der Verkaufspreise von Wechselrichtern wurde die Internetseite von Solarbuzz.com genutzt. Auf dieser Seite wird monatlich ein Preisindex für Wechselrichter ausgewiesen (Abb. 3-20). Von Mai 2009 bis September 2010 wurde auf Angaben von durchschnittlich 29 Firmen, die Wechselrichter vertreiben, zugegriffen. Im Mittel des dargestellten Zeitraums wurden rund 950 Preisangaben der Hersteller oder Vertriebsunternehmen und rund 280 Wechselrichter-Modelle pro Monat erfasst. 96

98 /Wp 0,59 0,58 0,57 0,56 0,55 0,54 0,53 0,52 0,51 0,50 0,49 0,48 0,47 0,46 0,45 0,55 0,52 0,51 0,50 0,50 0,49 0,49 0,47 0,54 0,52 0,53 0,50 0,51 0,58 0,57 0,54 0,56 0,52 0,51 0,54 0,54 0,52 0,52 Abb. 3-20: Inverter Price Index Solarbuzz Spotmarktpreis [117 und IE] In Abb ist der Anstieg der Wechselrichterpreise von Januar bis September 2010 zu sehen, nachdem diese im Vorjahr noch gefallen waren. Das Preismaximum im dargestellten Zeitraum wurde im Juni 2010 erreicht, als Wechselrichter durchschnittlich 0,58 /Wp kosteten. Nach weiteren Wellenbewegungen mit einem insgesamt fallenden Trend wurden Wechselrichter im März 2011 für ca. 0,52 /Wp am Spotmarkt verkauft. Angebotspreise Angebotspreise von Wechselrichtern der Größenklassen bis 5 kw, von 5 kw bis 10 kw und von 10 kw bis 100 kw werden von der Fachzeitschrift Photon Profi monatlich veröffentlicht. Abb zeigt die Preise für /Wp 0,69 0,66 0,63 0,60 0,57 0,54 0,51 0,48 0,45 0,42 0,39 0,36 0,33 0,30 0,27 0,24 0,21 0,18 5 Periode gleit. Mittelw. (Angebotspreise für Wechselrichter bis 5 kw) 5 Periode gleit. Mittelw. (Angebotspreise für Wechselrichter 5 bis 10 kw) 5 Periode gleit. Mittelw. (Angebotspreise für Wechselrichter von 10 bis 100 kw) Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Abb. 3-21: Angebotspreise für Wechselrichter verschiedener Leistungsklassen für2010 [118 und IE] Nach einer fast stetigen Preissteigerung aufgrund der hohen Nachfrage in Deutschland bis Juli 2010 fielen danach bis Dezember 2010 die Preise in allen drei dargestellten Größenklassen [119]. Die Angebotspreise werden auch von Aussagen Dritter (Projektierer und Solarteure) bestätigt, die mit etwa ct/wp für den WR kalkulieren. Die Preise für einen kleineren Wechselrichter für eine 5 kwp Dachanlage (Modellfall 1) dürften somit in etwa bei bis liegen. 97

99 Die Differenz der dargestellten Angebotspreise zum dokumentierten Spotmarktpreis von Solarbuzz (Abb. 3-20), beruht neben der Tatsache der kurzfristigen Verfügbarkeit am Spotmarkt vermutlich teilweise auch auf Wechselkursschwankungen, da 90% der Preise für den Solarbuzz-Index in Dollar notiert werden Preise des Montagesystems In der Vergangenheit fand der Posten der Montagesysteme in der Kostenkalkulation wenig Berücksichtigung. Das lag daran, dass die Kosten für die Unterkonstruktion mit 200 bis 400 /kwp bei hohen Modulpreisen einen geringen Anteil am Systempreis hatten [120]. Aktuell sind PV-Anlagen weitaus günstiger am Markt zu erhalten. Somit steigt der relative Kostenanteil der Montagesysteme und das Interesse an den Kostensenkungspotenzialen für diese Systeme wächst. Die Kosten der Montagesysteme für PV-Anlagen unterscheiden sich deutlich, da es verschiedene Montageorte, wie z. B. Schrägdächer, Flachdächer oder Freiflächen gibt. Hinzu kommen Kostenfaktoren wie Schneelast oder Windhöffigkeit. Die Kosten für das Montagesystem liegen zwischen 10 und 30 ct/wp [121]. Für kleine Dachanlagen (Modellfall 1) dürften die Kosten für das Montagegestell somit etwa bei 500 bis liegen. Für eine Freiflächenanlage sind eher 30 ct/kwp für das Montagegestell anzusetzen, da in jedem Fall eine Aufständerung notwendig wird. In der Literatur sind auch Preisangaben in Euro je Quadratmeter installierter Fläche zu finden z. B. 50 /m² gemäß Photon [122]. Neue Montagesysteme liegen inzwischen niedriger. Zahlreiche Neuheiten sollen 10 bis 20 /m² kosten. Für neue günstige Montagegestelle können Kosten von rund 750 (bei 15 /m² und 10 m² Fläche pro kwp) veranschlagt werden Montagekosten Die Montagekosten umfassen die nötigen Personalkosten, um die Module mit dem dazugehörigen Montagesystem am Standort der Anlage (Dach oder Feld) zu montieren. Hierfür sind ca. 20 ct/wp zu kalkulieren [123/121]. Nach anderen Aussagen aus der Branche kann auch mit 15 ct/wp, als unterer Richtwert gerechnet werden [124]. Somit fallen ca. 750 bis für Montagekosten bei einer 5 kwp-anlage an. Einspareffekte bei Montagekosten lassen sich nur realisieren, wenn Entwicklungen der Modullayouts und Untergestelle eine beschleunigte und damit preiswertere Montage ermöglichen [75], da die Lohnkosten für Fachkräfte in Deutschland eher ansteigen als sinken Gerüstkosten Besonders für Aufdachanlagen können Gerüste zur Montage der Module notwendig werden. Die Kosten können von Dachtyp zu Dachtyp (Schräg- oder Flachdach) zwischen 5 und 10 ct/wp variieren [126]. 98

100 Frachtkosten Für die Anlieferung der verschiedenen Komponenten fallen Frachtkosten an. Diese sind in einer Höhe von 3 ct/wp zu kalkulieren [126] Netzanschlusskosten Da es in der Vergangenheit Missverständnisse zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber in Hinblick auf die Netzanschlusskosten gab, sollen im Vorfeld die gesetzlichen Hintergründe etwas genauer betrachtet werden. Gesetzlicher Hintergrund 13 EEG regelt die Verantwortung für die Netzanschlusskosten von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Die anfallenden Kosten zum Anschluss an einen Stromnetzverknüpfungspunkt trägt der Anlagenbetreiber. Nach 14 EEG trägt der Netzbetreiber die Kosten für den Netzausbau nach dem Verknüpfungspunkt. Der Verknüpfungspunkt muss in der Luftlinie die kürzeste Entfernung aufweisen und im Hinblick auf die Spannungsebene für die jeweilige Anlage geeignet sein. Lösungen zu Detailfragen zur Beschaffenheit des Verknüpfungspunktes gibt 5 Abs. 1 bis 5 EEG. Entscheidend ist dabei, welcher Punkt der technisch und wirtschaftlich günstigste Verknüpfungspunkt ist. Hierzu ist nach Urteilen des Bundesgerichtshofes ein gesamtwirtschaftlicher Kostenvergleich durchzuführen [125]. Kosten Die Netzanschlusskosten setzen sich zusammen aus Kosten, die auf die Beschaffung von Kabeln und Verlegearbeiten (Grabarbeiten), sowie auf deren fachgerechten Anschluss zurückzuführen sind. Bei kleineren Anlagen bis 5 kwp liegen die Netzanschlusskosten zwischen 11 und 24 ct/wp, bei Anlagen bis 30 kwp in einer Größenordnung von ca. 60 ct/kwp [126]. Für größere Anlagen steigen diese Kosten und variieren stark. Zur Stromeinspeisung in eine höhere Spannungsebene kann es notwendig werden, eine Trafostation mit Kosten von ca zu errichten [124]. Bei Freiflächenanlagen kann der Stromnetzverknüpfungspunkt in größerer Entfernung liegen vor allem in ländlichen Regionen. Dies hat zur Folge, dass die für die Verlegung der Kabel und der notwendigen Grabarbeiten anfallenden Kosten ebenfalls vom Anlagenbetreiber zu tragen sind. Für die zusätzlichen Arbeiten und Leitungen bis zum Netzanschlusspunkt kann mit ca. 30 ct/wp gerechnet werden [124] Kosten für Versicherungen, Pacht und Verwaltung Für diese Kosten werden in der Regel 0,5% der Investitionskosten der PV- Anlage jährlich kalkuliert. Im konkreten Fall einer 5 kwp-anlage würden jährlich ca. 70 bzw. 1,4 ct/wp [124] auf Versicherung, Pacht und Verwaltung entfallen. 99

101 Instandhaltungskosten Für Instandhaltungskosten werden in der Regel 1,0% der Investitionskosten der PV-Anlage jährlich kalkuliert. Im konkreten Fall einer 5 kwp-anlage sollten ca. 140 bzw. 2,8 ct/wp [124] für Instandhaltungsmaßnahmen berücksichtigt werden. Kosten für die Instandhaltung können durch den Austausch defekter Teile (Solarkabel, Montagesysteme etc.) oder Anlagenkomponenten anfallen und sollten in den ersten Betriebsjahren eher als Rückstellungen gesehen werden Sonstige Kosten Besonders für Freiflächenanlagen fallen Kosten für die Umzäunung und Überwachungstechnik an. Zusätzlich kann davon ausgegangen werden, dass das Gelände vorbereitet werden muss. Das ist besonders bei Konversionsflächen der Fall, die durch die neuen Vergütungsregelungen hauptsächlich für PV-Freiflächenanlagen genutzt werden. Außerdem sollte insbesondere für größere Freiflächenanlagen ab 1 MW mit Personalaufwand gerechnet werden. In der Regel wird mit 0,2 bis 0,5 MA für das Jahr gerechnet. Das entspricht Personalkosten von bzw. 0,8 ct/wp bei einer 1-MW-Anlage Einschätzung zukünftiger Preise und Kosten entlang der Wertschöpfungskette Nach der Analyse aktueller Herstellungskosten und Handelspreise entlang der Wertschöpfungskette sowohl der kristallinen Technologie als auch der Dünnschichttechnologie soll eine Einschätzung der zukünftigen Entwicklungen dieser Kosten und Preise erfolgen Erwartete Kostenverteilung kristalline Technologie und Dünnschichttechnologie Die PV-Systeme setzten sich aus den beiden Hauptbestandteilen Module und BOS-Komponenten zusammen. Bei der kristallinen Technologie geht der Kostenanteil der Module mit ca. 60% und der der BOS-Bestandteile mit 40% ins Gesamtsystem ein. Bei der Dünnschichttechnologie kann man von einer Verteilung von je 50% ausgehen. In Abb und Abb sind die Kostenverteilungen der beiden Technologien dargestellt. 14 Es ist mit einem spezifischen Personalaufwand von je Mitarbeiter gerechnet worden. 100

102 2010 Kristalline Technologie ,7% 7,8% 2,5% 10,2% 7,8% 3,2% 65,7% 10,7% 63,5% 13,4% 0,8% 0,8% 1,0% 1,0% Wechselrichter Kabel Planung Modul Unterkonstruktion Montage Sonstiges Wechselrichter Kabel Planung Modul Unterkonstruktion Montage Sonstiges Abb. 3-22: Erwartung der Kostenverteilung kristalline Technologie (2010 bis 2012) [IE] Aus Abb ist zu entnehmen, wie sich der Kostenanteil der Module verkleinern (von 65,7% auf 63,5%) und der Kostenanteil der BOS-Komponenten (von 34,3% auf 36,5%) zunehmen wird. Die Montage- und Kabelkosten werden an Bedeutung gewinnen, während die Wechselrichterkosten und die Kosten für Unterkonstruktionen, relativ gesehen, an Gewicht verlieren, da sie etwas schneller sinken. Dünnschichttechnologie ,6% 12,4% 11,3% 3,6% 11,6% 4,5% 55,7% 15,4% 52,3% 18,9% Wechselrichter Kabel Planung Modul 0,8% 0,8% Unterkonstruktion Montage Sonstiges 1,0% Wechselrichter Kabel Planung Modul 1,0% Unterkonstruktion Montage Sonstiges Abb. 3-23: Erwartung der Kostenverteilung Dünnschichttechnoloie (2010 bis 2012) [IE] Aus Abb ist ersichtlich, dass die Modulkosten einen kleineren Kostenanteil (ca. 55%) ausmachen als bei der kristallinen Technologie. Dementsprechend höher ist der Kostenanteil der BOS-Komponenten. Die Kostenanteile für die Montage der Anlagen und Verkabelung werden in Zukunft an Bedeutung gewinnen. Für Wechselrichter ist ebenso wie bei der kristallinen Technologie von einem Kostenrückgang auszugehen. Der absolute Anteil für die Planung und für sonstige Kosten (Versicherung, Frachtkosten, Wartung und Instandhaltung der Anlagen) bleibt unverändert, nimmt aber relativ leicht zu. Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass sich der Kostenschwerpunkt bei beiden Technologien von den Modulen weg auf die Seite der BOS- Komponenten hin verlagern wird. 101

103 Ableitungen von Tendenzen der Kostenreduzierung innerhalb der Wertschöpfungsstufen Kristalline Technologie Silizium Wafer Zellen Module BOS Dünnschichttechnologie Halbleiter Der Aufbau von weiteren Produktionsstätten (siehe hierzu Kapitel 2.1) und der technische Fortschritt in der Fertigung von Solaranlagen haben unterschiedlich starke Reduzierungspotenziale zur Folge, diese sind in Abb veranschaulicht. Dünnschichtproduktion BOS Abb. 3-24: Tendenzen der Kostenreduzierungen in den Wertschöpfungsketten für die kristalline Technologie und Dünnschichttechnologie Die Pfeile stellen das unterschiedlich starke Kostensenkungspotenzial der einzelnen Wertschöpfungsstufen dar. Kostensenkungspotenziale bestehen somit in allen Wertschöpfungsstufen sowohl bei der kristallinen wie auch bei der Dünnschichttechnologie (alle Pfeile weisen nach unten). Die stärksten Einsparpotenziale ergeben sich bei der Siliziumherstellung aufgrund der Überproduktion durch den Aufbau von neuen Fabriken (siehe hierzu Teilkapitel ) und in der Dünnschichtproduktion durch die Massenfertigung in neuen Produktionslinien. Bei der Wafer-, Zell- und Modulherstellung ist das Einsparpotenzial etwas geringer. Reduzierungen bei den Wechselrichter- und Gestellkosten werden Haupttreiber zur Verminderung der BOS- Kosten sein, während andere BOS-Komponenten (Montage, Kabel, Planung und sonstige-bestandteile) als feste Kostenbestandteile bestehen bleiben und so die Preissenkungstendenzen dämpfen Preisentwicklung für kristalline und Dünnschichttechnologie 2011 und 2012 Für die Darstellung künftiger Preisentwicklungen des Gesamtsystems wird mit Hilfe des Bottom-up-Ansatzes gezeigt, wo sich Kosten- bzw. Preisreduzierungen mit besonders hoher Wahrscheinlichkeit realisieren lassen. Die Preise und Kosten entlang der Wertschöpfungsstufen beider Technologien aus Teilkapitel sowie die Ergebnisse der Handwerkerbefragung (Teilkapitel und ) bilden für diese Prognose die Datengrundlage. 102

104 Dabei kann hier lediglich eine Aussage zu durchschnittlichen Systempreisen gemacht werden, Aussagen über spezifische Preise je Anlagensegment sind nicht möglich. Gerade durch bestehende Einkaufsverträge mit Lieferanten kann es zu großen Schwankungen der Systempreise bei gleichen Anlagengrößen kommen, bei unterschiedlich großen Anlagen werden noch größere Unterschiede erwartet. Zusätzlich wird die Einschätzung der Preisentwicklung entlang der Wertschöpfungskette dadurch erschwert, dass der PV-Markt ein sehr von Dynamik geprägter und junger Markt ist. Eine Einschätzung zur Preisentwicklung für 2011 und 2012 ist in Abb und in Abb dargestellt. Die Preisentwicklung wurde nach Technologielinien unterschieden, da verschiedene Kostenentwicklungen erwartet werden. /Wp 3,2 3,0 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 Preisentwicklung kristalline Technologie 3,10 0,22 2,57 0,28 0,35 0,20 2,23 0,28 2,06 0,30 0,28 0,18 0,16 0,28 0,23 0,21 2,15 1,69 1,44 1, Sonstiges Planung Kabel Unterkonstruktion Montage Wechselrichter Kristalline Module Abb. 3-25: Preisentwicklung kristalline Technologie für das Jahr 2011 und 2012 /Wp 3,2 3,0 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 Preisentwicklung Dünnschichttechnologie 2,75 2,43 0,30 2,16 0,37 0,35 0,27 0,37 0,30 1,97 0,25 0,23 0,37 0,37 0,23 0,21 1,60 1,35 1,17 1,03 Sonstiges Planung Kabel Unterkonstruktion Montage Wechselrichter Dünnschichtmodule Abb. 3-26: Preisentwicklung Dünnschichttechnologie für das Jahr 2011 und

105 Die Preise für Montage, Kabel, Planung und sonstige Bestandteile bilden den fixen Bestandteil einer PV-Anlage. Die Preise für Module, Wechselrichter und Unterkonstruktionen sind variabel. Es wird davon ausgegangen, dass diese Preiskomponenten weiter fallen werden. Bei der kristallinen Technologie wird für 2011 eine Preisreduzierung von ca. 13% im Vergleich zu 2010 erwartet. Für 2012 wird eine weitere Kostenreduzierung um weitere ca. 8% erwartet. Bei der Dünnschichttechnologie werden 2011 die durchschnittlichen Systempreise um ca. 11% im Vergleich zu 2010 nachgeben. Für 2012 ist mit weiteren Preissenkungen von ca. 9% im Vergleich zu 2011 zu rechnen. Für die darauffolgenden Jahre sind die Balken im Diagramm grau dargestellt, da die Preisentwicklung noch nicht so deutlich absehbar ist. Für das Jahr 2011 wird, unabhängig der Anlagengröße, mit durchschnittlichen Systempreisen für die kristalline Technologie mit 2,23 /Wp und für die Dünnschichttechnologie mit 2,16 /Wp gerechnet. Für das Jahr 2012 wird mit durchschnittlichen Systempreisen für die kristalline Technologie von knapp über 2 /Wp und für die Dünnschichttechnologie von unter 2 /Wp gerechnet. Im Wesentlichen sind fallende Modul- und Wechselrichterpreise dafür verantwortlich, dass die Preise weiter fallen werden. Zusätzlich wird die geplante Absenkung der Einspeisevergütung in den meisten europäischen Märkten zum Kostendruck beitragen. 3.2 Finanzierungsformen Investorengruppen Die Investoren von photovoltaischen Anlagen lassen sich grundsätzlich in zwei Gruppen gliedern, private und institutionelle Investoren. Zu den beiden Gruppen zählen, die in Abb dargestellten Investorentypen. Private Investoren Freie Investoren Institutionelle Investoren Landwirtschaftliche Investoren Kleinanleger Gewerbliche und industrielle Investoren Retailanleger Öffentliche Investoren (Bund, Länder, Gemeinden) Unternehmen, wie Anlagegesellschaften (Fondgesellschaften) Abb. 3-27: Schaubild Investorengruppen für PV-Anlagen 104

106 Wie sich die installierte Leistung auf die verschiedenen Investorengruppen verteilt und wie sich der Zubau von 2009 auf 2010 bezüglich der Investorengruppen auf Größenklassen der Anlagen verteilt, ist dem Kapitel 1.5 zu entnehmen. Als Quelle diente die SOKO-Befragung von Handwerkerbetrieben vom Februar 2011 [18] Strukturen der Finanzierung Zur Frage, welcher Anteil der Investoren Fremdkapital zur Finanzierung von PV-Anlagen aufnimmt, wurden vier Fragen der SOKO-Handwerkerbefragung ausgewertet. Die Auswertung der Fragen zur Finanzierung und Fremdkapitalaufnahme ist in Tab. 3-4 dargestellt. Tab. 3-4: Auswertung der Antworten zur Befragung der Unternehmen hinsichtlich der Finanzierung von PV-Anlagen mit Fremdkapital Finanzierung ohne Aufnahme von Fremdkapital (FK) Landwirtschaftliche Investoren Private Investoren Gewerbliche Investoren Anzahl ohne FK Anzahl der Antworten insgesamt Anzahl der möglichen Antworten 562 Anteil der Befragten mit Antworten 65% 90% 59% Anteil der Investoren ohne Fremdkapitalaufnahme 3% 6% 2% Die Befragungsergebnisse sind in Abb nach Investorengruppen und Neigung zur Fremdkapitalaufnahme zusammengefasst. 300 landwirtschaftliche Investoren Anzahl der Nennung der Befragten private Investoren gewerbliche oder industrielle Investoren Abb. 3-28: Anzahl der Investorengruppen mit Fremdkapital in % 105

107 Für landwirtschaftliche Investoren gaben rund 65% der Befragten an, dass fast alle Fremdkapital zur Finanzierung ihrer PV-Anlagen einsetzen. Nur ca. 3% der Befragten antworten, dass landwirtschaftliche Investoren ohne die Aufnahme von Fremdkapital auskommen. Für private Investoren antworten ca. 50% der befragten Installationsbetriebe, dass fast alle Fremdkapital zur Finanzierung einsetzten. Keinen Fremdkapitaleinsatz sehen ca. 6% der Befragten für private Investoren. Für gewerbliche oder industrielle Investoren halten auch rund 60% der Befragten den Einsatz von Fremdkapital für die Finanzierung von PV-Anlagen für üblich. Nur 2% geben an, dass auch ohne die Aufnahme von Fremdkapital finanziert wird. Insgesamt kann festgehalten werden, dass der Einsatz von Fremdkapital bei allen Investorengruppen normal ist. Die Höhe des Eigenkapitalanteils war jedoch nicht erfragt worden. 3.3 Stromgestehungskosten Im nachfolgenden Kapitel werden die Stromgestehungskosten für fünf Modellanlagen berechnet. Die fünf Modellanlagen wurden einerseits nach der Häufigkeit, der im Jahr 2009/2010 installierten Anlagenleistung der an die Bundesnetzagentur gemeldeten PV-Anlagen (vgl. Kap. 1.1) ausgewählt und andererseits mit dem Auftraggeber der vorliegenden Studie abgestimmt. Tab. 3-5 beschreibt die fünf Modellfälle, anhand derer die Stromgestehungskosten für repräsentative PV-Anlagen berechnet und ausgewiesen werden. Tab. 3-5: Modellfälle 1 bis 5 der repräsentativen PV-Anlagen Modellfall 1 Modellfall 2 Modellfall 3 Modelfall 4 Modellfall 5 Typ Dachanlage Dachanlage Dachanlage Freiflächenanlage Freiflächenanlage Leistung [kwp] spezifischer Ertrag [kwh/kwp] Technologie Monokristalline Siliziumzellen Polykristalline Siliziumzellen Dünnschichtzellen CdTe Dünnschichtzellen CdTe Anlagenbetreiber Privat Privat Gewerbe (als Pächter von Industriedach) Dünnschichtzellen CdTe Gewerbe (Pächter von Landwirtschaftsfläche) Fondsgesellschaft Modellfall 1 - Dachanlage 5 kwp Diese Anlage ist repräsentativ für eine kleine Dachanlage, wie sie typischerweise auf Ein- und Zweifamilienhäusern gebaut wird. Auswahlkriterium war u. a. die Größenverteilung der bei der BNetzA in den ersten drei Quartalen 2009 registrierten Anlagen (siehe hierzu Kapitel 1.1). Dieses System weist die höchsten spezifischen Kosten pro kwp auf, weil der individuelle Aufwand für Installation, Planung usw. vergleichsweise am höchsten ist. Es kommen kristalline Module zur Anwendung. 106

108 Modellfall 2 - Dachanlage 30 kwp Diese Anlagengröße repräsentiert eine mittelgroße Anlage, die typischerweise auf Scheunendächern oder größeren Wohnblocks installiert werden kann. Auswahlkriterium war wiederum die BNetzA-Statistik, die für diese Anlagengröße ebenfalls eine Häufung aufweist. Dies lässt sich auf die Lage an der Obergrenze der ersten Vergütungsklasse zurückführen, was zugleich für die Wahl dieses Modellfalls spricht. Die Größe erlaubt gegenüber der 5-kW- Anlage Einsparungen bei den spezifischen Kosten (Planung, Montage, evtl. Mengenrabatte), woraus ein etwas niedrigerer Systempreis resultiert. Es kommen kristalline Module zur Anwendung. Modellfall 3 Dachanlage kwp Diese Anlagengröße stellt eine große Dachanlage dar, die sich aus mehreren Teilgeneratoren bzw. Teilsystemen auf verschieden Dächern eines Objektes zusammensetzt. Diese Modellanlage soll mit Dünnschichtmodulen (CdTe) ausgelegt werden. Die Einsparung der spezifischen Kosten im Vergleich zu den Modellfällen 1 und 2 ist aufgrund der großen Mengenabnahmen von Modulen und Dachmontagematerial besonders deutlich. Modellfall 4 Freiflächenanlage kwp Bei dieser Anlagengröße handelt es sich um eine kleinere Freiflächenanlage, die mit Dünnschichtmodulen (CdTe) ausgeführt wird. Die geringeren Systemkosten im Vergleich zu den Dachanlagen resultieren aus den Mengenrabatten, der Installationsart und der verwendeten Modultechnologie. Modellfall 5 Freiflächenanlage kwp Bei einer Freiflächenanlage dieser Größenordnung setzten Standardisierungseffekte ein. Das bedeutet sowohl bei der Herstellung verschiedener Komponenten wie auch bei der Montage der Modultische, Wechselrichter und Verkabelung lassen sich erhebliche Einsparungseffekte eben durch die Standardisierung erzielen Einflussfaktoren auf die Stromgestehungskosten Neben den modellspezifischen Annahmen, die Einfluss auf die Stromgestehungskosten haben, werden nachfolgend die Preisentwicklung der PV-Module und die Systempreise analysiert und beschrieben Spezifische Systempreise für PV-Anlagen Die Darstellung der spezifischen Preisentwicklung ganzer PV-Systeme wird von verschiedenen Quellen dokumentiert. Diese Quellen sollen nachfolgend kurz dargestellt werden. Ein, auf den Endkundenpreis für vollständig installierte Dachanlagen bis zu einer Leistung von 100 kwp bezogener Preisindex, der auf den Ergebnissen einer regelmäßig durchgeführten Befragung von Installateuren basiert und die Preisentwicklung quartalsweise darstellt, ist der Preisindex des Bundesverbands Solarwirtschaft [127] (Siehe hierzu Abb. 3-29) Der Preisindex beruht auf einer Befragung von 100 repräsentativ ausgewählten Installateuren. 107

109 Abb. 3-29: Preisindex des Bundesverband Solarwirtschaft von 2006 bis 1. Quartal 2011 [132] Im Durchschnitt waren im Jahr 2006 noch rund /kwp als Systempreis (Modulpreise plus BOS-Kosten) zu bezahlen. Nach dem rapiden Preisverfall seit Ende 2008 ist Anfang 2011 ein Preis von ca /kwp als Systempreis für PV-Anlagen bis 100 kwp zu veranschlagen, d. h. rund 50% weniger. Der Modulpreis macht nach den Erkenntnissen aus Teilkapitel ca. 65% der Gesamtkosten der PV-Anlage aus. In Tab. 3-6 sind die Systempreise für Ende 2010 im Ländervergleich dargestellt. Grundlage für die Modulpreise bildet der in Teilkapitel dargestellte Modulpreisindex von pvxchange. Tab. 3-6: Durchschnittliche Modulpreise am Spotmarkt und Systempreise aus Deutschland, Europa, Japan und China Modulpreise in /kwp Systempreis in /kwp (35% BOS- Kosten und 65% Modulkosten) Verhältnis zum deutschen Systempreis Vergleichsmonat 12/ / / /2010 Module aus Deutschland % Module aus Europa % Module aus Japan % Module aus China % 108

110 Nach der Auswertung des pvxchange-index zählen deutsche PV-Anlagen zu den teuersten PV-Anlagen, die derzeit auf dem Markt zu erhalten sind. Chinesische PV-Anlagen sind demnach ca. 14% günstiger als deutsche Systeme. Vergleicht man den BSW-Preisindex (Abb. 3-29) mit den Werten aus Tab. 3-6, so bestätigt sich ein hoher Marktanteil ausländischer Module, die preisgünstiger zu erhalten sind, in Deutschland. Einschätzung der Installateure zur Entwicklung der Systempreise Bestandteil der SOKO-Handwerkerbefragung vom Februar 2011 [18] waren Fragen zur geschätzten Höhe der durchschnittlichen Systempreise für Ende 2010, aktuell (Februar 2011) und Ende 2011 (erwartet), in Abb sind die Ergebnisse grafisch dargestellt. Anzahl der Nennung der Befragten Systempreise für Dachanlagen unter 30 kwp mit kristallinen Modulen 102 Feb 11 Ende 2010 Ende Abb. 3-30: durchschnittlicher Systempreis in /kwp Einschätzung zu Systempreisen für Dachanlagen unter 30 kwp mit kristallinen Modulen Die meisten Befragten gaben für Ende 2010 für Anlagen bis 30 kwp einen Systempreis von /kwp an. Im Februar 2011 konnten die meisten Betriebe Komplettanlagen zu einem Preis von /kwp anbieten. Zum Jahresende erwartet die Mehrzahl der Handwerkerbetriebe bereits einen Systempreis zwischen und /kwp. Wenn diese Erwartungen eintreffen, könnten die mittleren Systempreise bis Ende 2011 um ca. 20% fallen Darstellung der Stromgestehungskosten der repräsentativen Modellfälle für das Betrachtungsjahr 2011 Im Vorhaben I des EEG-Erfahrungsberichtes wurde das zugrunde gelegte Berechnungsmodell zur Ausweisung der Stromgestehungskosten näher beschrieben. Mit diesem Modell werden die Stromgestehungskosten nach der auf der Kapitalwertmethode basierenden Annuitätenmethode errechnet, wobei das Modell auch die Vorgaben der VDI-Richtlinie 2067 ( Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen. Grundlagen- und Kostenberechnung ) erfüllt. Die Eingangsparameter werden in Tab. 3-7 dargestellt. 109

111 Tab. 3-7: Basisdaten zur Berechnung der Stromgestehungskosten der Modelfälle Modellfall Einheit I II III IV V Anlagentyp Dach Dach Dach Freifläche Freifläche Leistung kwp Kapitalaufteilung EK/FK 10/90 10/90 30/70 30/70 70/30 Fremdkapitalzins %/a 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 kalkulatorischer Mischzins %/a 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 Inflationsrate %/a 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 Instandhaltungskosten Spezif. Kosten Versicherung, Sonstige Verwaltung, Kosten Pacht % der Investitionskosten 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 % der Investitionskosten 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Personalaufwand Mitarbeiter 0,0 0,0 0,2 0,2 0,5 Finanzierung der Modellanlagen Für die Ausweisung der Stromgestehungskosten wird von einer realistischen, in der Praxis derzeit üblichen, Verteilung des Eigen- und Fremdkapitals ausgegangen. Derzeit (2010/ 2011) sind Finanzierungen von PV-Anlagen auch ohne Eigenkapital möglich. Für die Nachbildung möglichst praxisnaher Finanzierungsfälle, werden Kapitalverteilungen, nach der für die Anlagenbetreiber typischen Kapitalstruktur aus Tab. 3-5 gewählt. Bei Modellanlage V ist im Gegensatz zu allen anderen Modellfällen der Eigenkapitalanteil höher, da im Modell eine Fondsgesellschaft angenommen wird. Diese bezieht das benötigte Kapital überwiegend aus den Anlagen der Investoren, die Fondsanteile erwerben. Es handelt sich dennoch um eine Mischfinanzierung, da zu den 70% Eigenkapital der Investoren 30% Fremdkapital aufgenommen werden. Der Fremdkapitalzins wird für alle Modellfälle mit 4% angenommen. Zwar sind derzeit auch günstigere Fremdkapitalzinssätze möglich, bei tendenziell steigenden Zinsen bleiben jedoch 4% realistisch. Im KfW-Standard-Programm zur Finanzierung von Umweltinvestitionen hängt der Zins von der Bonität ab. So wird dort in der Bonitätsklasse A ein Nominalzins von 3,15% gewährt (Stand April 2011) [128]. Betriebskosten Als Betriebskosten werden Kosten für Wartung und Instandhaltung von PV- Anlagen bezeichnet. In der Regel entfallen auf Wartung und Instandhaltungsmaßnahmen 1% der Investitionskosten der PV-Anlage. Zur Berechnung der Instandhaltungskosten der Modellanlagen wurde ebenfalls 1% der Investitionskosten angesetzt. Für Versicherung, Verwaltung und Pacht wurden 0,5% der Investitionskosten pro Jahr für alle Modellfälle angesetzt. 110

112 Zusätzlich kann davon ausgegangen werden, dass mit wachsender Größe der Anlage auch der spezifische Personalaufwand anwächst. Für die Modellfälle I und II wird auf bezahltes Personal verzichtet. Für die Modellfälle III und IV wird mit einem Personalaufwand von 0,2 Mitarbeitern gerechnet, d. h. bei jährlichen Lohnkosten von je Mitarbeiter ergeben sich jährlich. Für den Modellfall V wird mit einem Personalaufwand von 0,5 Mitarbeitern gerechnet ( jährlich). Zusätzlich wird eine jährliche Preissteigerung (Inflation) von 2% berücksichtigt. Dabei werden die Instandhaltungskosten und die sonstigen Kosten zusätzlich mit einem preisdynamischen Annuitätsfaktor multipliziert, d. h. die Multiplikation des Annuitätsfaktors mit dem Barwertfaktor ergibt einen über alle Jahre konstanten preisdynamischen Annuitätsfaktor von 1,18, der die Preisänderungen für die Betriebskosten im Verlauf des Betrachtungszeitraumes berücksichtigt. Damit decken sie auch den im Laufe der 20 Jahre ggf. einmal notwendigen Austausch des Wechselrichters mit ab [129]. Stromerträge Als spezifische Erträge der drei Dachanlagen (Modelfall I und III) werden 900 kwh/kwp jährlich für die gesamte Laufzeit der Anlagen (20 Jahre Vergütungszeitraum nach EEG) angesetzt. Mit dieser Annahme wird einerseits berücksichtigt, dass diese Modellanlagen nicht nur in den starken Strahlungszonen in Süddeutschland liegen, wo in den vergangen Jahren durchschnittliche Stromerträge um 950 kwh/kwp auftraten. Andererseits kann auf diese Weise die Degradation der Module für den Zeitraum der Zahlung der EEG-Vergütung unberücksichtigt bleiben. Zudem wird damit die nicht immer exakte Südausrichtung oder suboptimale Neigung von kleinen Anlagen berücksichtigt. Dagegen erreichen Freiflächenanlagen durch ihre optimierte Standortwahl und Ausrichtung höhere Erträge. Die angesetzten spezifischen Stromerträge aller Modellfälle sind in Tab. 3-8 dargestellt. Tab. 3-8: Spezifische Erträge der fünf Modellanlagen Dachanlage Dachanlage Dachanlage Freiflächenanlage Freiflächenanlage 5 kwp 30 kwp kwp kwp kwp spezifischer Ertrag [kwh/kwp]

113 Systempreise der Modellanlagen Für alle Modellfälle werden in den folgenden Abschnitten die Stromgestehungskosten für das Jahr 2011 dargestellt. Als aktuellste Quellen wurden die angegebenen Preisspannen der Roadmap des Bundesverbandes Solarwirtschaft [130] die aktuellen Studien von Photon Consulting [131] und für die Modellfälle I und II die Ergebnisse aus der Handwerkerbefragung vom Februar 2011 (siehe Teilkapitel ) bezüglich der Systempreise herangezogen. Zudem wurden Recherchen weiterer Quellen für die Zusammenstellung der Systempreise verwendet. Für die Modellfälle I bis V gelten die Systempreise aus Tab Tab. 3-9: Systempreise der Modellfälle I bis V Modellfall I II III IV V Anlagentyp Dach Dach Dach Freifläche Freifläche Leistung [kwp] Systempreis [ /kwp] oberer Grenzfall Basisfall unterer Grenzfall Modellfall 1 5 kwp-dachanlage Der Systempreis des Basisfalls von 2.490,-, wie er in Tab. 3-9 dargestellt ist, geht vom Mittelfeld der herangezogenen Quellen für die Preise des Jahres 2010 aus und berücksichtigt davon ausgehend eine erwartete Preissenkung für 2011 von ca. 12%. Der kleinste Anlagentyp hat dabei erwartungsgemäß die höchsten spezifischen Systempreise. Bestätigt wird diese Annahme z. B. durch den vom Bundesverband Solarwirtschaft veröffentlichte Preisindex für Dachanlagen bis 100 kwp: Dieser zeigt für das erste Quartal 2011 einen Systempreis von /kwp [132]. Auch aus Teilkapitel und Abb ist zu entnehmen, dass Module im Dezember 2010 für einen Preis von 1,80 /Wp bis 1,55 /Wp am Spotmarkt zu erhalten waren. Da der Anteil der Module am Gesamtpreis des Systems bei kristallinen Systemen derzeit bei rund 65% liegt und die restlichen 35% auf die BOS-Kosten entfallen (siehe hierzu Teilkapitel ) ergibt sich rechnerisch ein Systempreis von ca /kwp, was dem Systempreis des BSW für das erste Quartal 2011 sehr nahe kommt. Für den oberen und unteren Grenzfall werden um 5% höhere und niedrigere Systempreise angesetzt. Der Systempreis des oberen Grenzfalls entspricht somit /kwp, der des unteren Grenzfalls /kwp. Die daraus berechneten Stromgestehungskosten für die 5-kWp-Dachanlage sind in Abb dargestellt. 112

114 35 30 Stromerzeugungskosten nominal [Cent/kWh] ,78 27,08 5 kwp Dachanlage verschiedene Systempreise Vergütungssatz EEG ,74 ct/kwh Vergütungssatz EEG ,88 ct/kwh (- 3%) Vergütungssatz EEG ,02 ct/kwh (- 6%) 28, /kwp /kwp /kwp Abb. 3-31: unterer Grenzfall 100% Basisfall oberer Grenzfall Stromgestehungskosten für eine 5 kwp Dachanlage mit drei verschiedenen Systempreisen Betrachtungsjahr 2011 Abb zeigt, dass für alle drei angesetzten Systempreise ein wirtschaftlicher Betrieb beim derzeitigen Vergütungssatz möglich ist. Bei einem Eigenkapitalanteil von 10% und einer Eigenkapitalverzinsung von 14% ist für den ab Januar 2011 gültigen Vergütungssatz zusätzlicher Spielraum der Systempreise nach oben vorhanden. Bis zu einem Systempreis von ca /kwp ist unter Voraussetzung der zugrundegelegten Parameter (vgl. Tab. 3-7) ein wirtschaftlicher Betrieb der 5 kwp-dachanlage möglich. Bei einer unterjährigen Absenkung der Vergütung zur Jahresmitte um 3% oder 6% ist ein wirtschaftlicher Betrieb weiterhin gegeben, jedoch vermindert sich der Projektzinssatz dementsprechend (vgl. Teilkapitel 6.3.2). Die Darstellung beschränkt sich auf diese beiden Varianten der Vergütungsabsenkung zur Jahresmitte, da eine stärkere Vergütungsabsenkung nur eintritt, wenn in den Monaten März bis Mai 2011 mehr als MW neue Kapazität zugebaut werden. Ein höherer Zubau in diesen Monaten wird als sehr unwahrscheinlich angesehen und wurde auch im Rekordjahr 2010 in diesen drei Kalendermonaten nicht erreicht trotz der durch intensive öffentliche Diskussionen in diesem Zeitraum verstärkten Vorzieheffekte. 113

115 Modellfall 2 30 kwp-dachanlage Der Systempreis des Basisfalls von 2.440,-, wie er in Tab. 3-9 dargestellt ist, wurde mit den gleichen Methoden hergeleitet wie bei derjenige der 5-kWp- Dachanlage. Für den Basisfall wird von /kwp ausgegangen. Der obere und untere Grenzfall weicht vom Basisfall um 5% nach oben bzw. unten ab. In Abb sind die berechneten Stromgestehungskosten für die 30 kwp- Dachanlage dargestellt Stromerzeugungskosten nominal [Cent/kWh] ,24 26,54 30 kwp Dachanlage verschiedene Systempreise Vergütungssatz EEG ,74 ct/kwh Vergütungssatz EEG ,88 ct/kwh (- 3%) Vergütungssatz EEG ,02 ct/kwh (- 6%) 27, /kwp /kwp /kwp Abb. 3-32: unterer Grenzfall 100% Basisfall oberer Grenzfall Stromgestehungskosten für eine 30 kwp Dachanlage mit drei verschiedenen Systempreisen Betrachtungsjahr 2011 Für alle drei Systempreise in diesem Segment, ist für den seit gültigen Vergütungssatz ein wirtschaftlicher Betrieb möglich. Aufgrund der kostenspezifischen Vorteile gegenüber der kleineren Dachanlage ist für den unteren Grenzfall ein etwas größerer Spielraum des Systempreises nach oben möglich. Bei einem Systempreis von /kwp sind der Wirtschaftlichkeit, wie sie in dieser Berechnung vorgegeben ist, Grenzen gesetzt. Bei einer unterjährigen Absenkung zur Jahresmitte von 3% oder 6% ist für den unteren Grenzfall und für den Basisfall Spielraum für den Systempreis vorhanden. Beim oberen Grenzfall würde sich die Eigenkapitalrendite entsprechend vermindern. Ein wirtschaftlicher Betrieb ist aber weiterhin gegeben. 114

116 Modellfall kwp-dachanlage Für die 1 MWp-Dachanlage lassen sich aufgrund der großen Abnahmemenge von Modulen und der Reduzierung der übrigen Kosten weitere Einsparungseffekte gegenüber der 30 kwp-dachanlage erzielen. Für den Basisfall wird von einem Systempreis von /kwp ausgegangen. Bei großen Dachanlagen ist das ein derzeit gängiger Systempreis. Somit ergibt sich im Vergleich zur die 30 kwp-dachanlage ein um rund 18% niedrigerer Basispreis. Für den oberen Grenzfall errechnet sich über die Abweichung von 5% ein Systempreis von /kwp und für den unteren Grenzfall von /kwp. In Abb sind die berechneten Stromgestehungskosten für die kwp- Dachanlage dargestellt Stromerzeugungskosten nominal [Cent/kWh] ,71 22, kwp Dachanlage verschiedene Systempreise Vergütungssatz EEG ,05 ct/kwh Vergütungssatz EEG ,27 ct/kwh (- 3%) Vergütungssatz EEG ,49 ct/kwh (- 6%) 23, /kwp /kwp /kwp Abb. 3-33: unterer Grenzfall 100% Basisfall oberer Grenzfall Stromgestehungskosten für eine kwp Dachanlage mit drei verschiedenen Systempreisen Betrachtungsjahr 2011 Die 1 MWp große Dachanlage hat die niedrigsten Stromgestehungskosten aller Dachanlagen. Somit ergibt sich ein größerer Spielraum, was die Höhe der Systempreise in diesem Anlagensegment anbelangt. Für eine unterjährige Absenkung von 6% zur Jahresmitte ist ebenfalls noch Spielraum gegeben. 115

117 Modellfall kwp Freiflächenanlage Durch vereinfachte Logistikabläufe bei der Anlieferung und bei der Montage lassen sich bei einer Freiflächenanlage Preissenkungen gegenüber der 1 MWp-Dachanlage erzielen. Zugleich kommen dieselben Preisnachlässe durch die großen Abnahmen von Modulen und BOS-Komponenten zum Tragen wie bei der entsprechend großen Dachanlage. Für den Basisfall wird von einem Systempreis von /kwp ausgegangen (vgl. Tab. 3-9). Für die beiden Grenzfälle ergeben sich /kwp und /kwp. Die berechneten Stromgestehungskosten der kwp- Freiflächenanlage sind in Abb dargestellt Stromerzeugungskosten nominal [Cent/kWh] ,72 19,85 21, kwp Freiflächenanlage (keine Konversionsfläche) verschiedene Systempreise Vergütungssatz EEG ,11 ct/kwh 5 Vergütungssatz EEG ,48 ct/kwh (- 3%) Vergütungssatz EEG ,84 ct/kwh (- 6%) /kwp /kwp /kwp Abb. 3-34: unterer Grenzfall 100% Basisfall oberer Grenzfall Stromgestehungskosten für eine kwp Freiflächenanlage mit drei verschiedenen Systempreisen Betrachtungsjahr 2011 Für alle drei Preisvarianten ist ein wirtschaftlicher Betrieb beim derzeitigen Vergütungssatz möglich. Bei einem Systempreis von mehr als /kwp wäre jedoch keine Wirtschaftlichkeit mehr gegeben. Für den unteren Grenzfall ist auch bei einer Absenkung zur Jahresmitte Spielraum für den Systempreis vorhanden. Bei den beiden anderen Fällen wird es zu Einschränkungen der Wirtschaftlichkeit kommen, sollten die Systemkomponenten nicht noch günstiger werden. 116

118 Modellfall kwp-freiflächenanlage Bei der 20 MWp-Freiflächenanlage ergibt sich aus der Datenlage eine Preisreduzierung im Durchschnitt von rund 80 /kwp im Vergleich zur 1-MWp- Freiflächenanlage. Für den Basisfall wird eine Systempreis von /kwp angenommen. Der obere Grenzfall wird mit /kwp und der untere Grenzfall mit /kwp festgelegt. In Abb sind die berechneten Stromgestehungskosten für die kwp-freiflächenanlage dargestellt Stromerzeugungskosten nominal [Cent/kWh] ,23 18, kwp Freiflächenanlage (keine Konversionsfläche) verschiedene Systempreise Vergütungssatz EEG ,11 ct/kwh Vergütungssatz EEG ,48 ct/kwh (- 3%) Vergütungssatz EEG ,84 ct/kwh (- 6%) 19, /kwp /kwp /kwp Abb. 3-35: unterer Grenzfall 100% Basisfall oberer Grenzfall Stromgestehungskosten für eine kwp Freiflächenanlage mit drei verschiedenen Systempreisen Betrachtungsjahr 2011 Bis auf den oberen Grenzfall bietet die 20 MWp-Freiflächenanlage aufgrund ihres Einsparpotenzials im Einkauf der Komponenten den größten Spielraum der Systempreise. Dies gilt auch für eine unterjährige Absenkung der Einspeisevergütung um bis zu 6%. Eine Wirtschaftlichkeit für die Installation mit CdTe-Modulen ist in jedem Fall gegeben. 117

119 Zusammenfassende Darstellung der Stromgestehungskosten für das Betrachtungsjahr 2011 Werden alle Modellfälle gegenübergestellt, so zeigt sich die in Abb erkennbare Tendenz niedrigerer Kosten bei wachsenden Größen. Stromerzeugungskosten nominal [Cent/kWh] ,39 27,85 27,08 26,54 25,78 25,24 21,71 22,80 23,89 unterer Grenzfall 100 % Basisfall oberer Grenzfall EEG Vergütung ab EEG Vergütung ab (- 3 %) EEG Vergütung ab (- 6 %) 21,09 19,08 19,85 18,16 18,72 17,23 0 5kWp 30 kwp kwp kwp kwp Dachanlage Dachanlage Dachanlage Freiflächenanlage Freiflächenanlage Abb. 3-36: Stromgestehungskosten der fünf Modellfälle 2011 im Überblick Skaleneffekte für Anlagenbetreiber Die spezifische Vergütung für Photovoltaikanlagen war im ersten EEG aus dem Jahr 2000 einheitlich geregelt. Der Einspeisetarif war lediglich auf Anlagen bis zu einer Größe von 100 kw auf Freiflächen und bis zu 5 MW auf Gebäuden begrenzt. Seit Anfang 2004 wurde differenziert zwischen Freiflächenanlagen (niedrigster Tarif), Anlagen an oder auf Gebäuden und Lärmschutzwänden bis 30 kw (höchster Tarif), bis 100 kw (zweithöchster Tarif) und über 100 kw (dritthöchster Tarif). Für Fassadenanlagen gab es zudem einen Bonus. In der EEG-Novelle 2009, wurde der Bonus für Fassadenanlagen abgeschafft und eine zusätzliche Größenklasse für Gebäudeanlagen ab 1 MW Leistung eingeführt, deren Vergütung noch deutlich unter dem Niveau der Anlagen mit 100 kw bis 1000 kw liegt. Da die in Teilkapitel beschriebenen Modellfälle nur Marktausschnitte abbilden können, stellt sich die Frage, ob die Grenzwerte der Größenklassen grundsätzlich richtig gesetzt sind, und welche Argumente dafür sprechen, dass Skaleneffekte an diesen Grenzen zu einer Verbilligung größerer Anlagen führen. So wurden im Ausland die Grenzen der Größenklassen häufig anders gesetzt, z. B. in Italien bei 3 kw, 20 kw, 200 kw, 1 MW und 5 MW [133] oder im französischsprachigen Teil Belgiens bei 5 kw und bei 10 kw [134]. 118

120 Hierzu wurde im Sommer 2010 eine Expertenbefragung [135] durchgeführt, aus der sich hinsichtlich bestehender sowie öfter diskutierter potenzieller Größenklassengrenzen die in Tab aufgeführten Aussagen ableiten lassen: Tab. 3-10: Argumente für und gegen die Abgrenzung der Größenklassen bei Photovoltaik Abgrenzung Argumente dafür Argumente dagegen Unterhalb von 30 kwp, bei ca. 5 kwp Laut VDEW-Richtlinien darf ein Erzeuger mit einer Leistung von weniger als 4,7 kw einphasig an das Netz angeschlossen werden Fixkosten der Montage (Anfahrt, Gerüstaufbau etc.) fallen bei kleineren Anlagen stärker ins Gewicht Der Anteil der Kleinanlagen bis 5 kw war in den letzten Jahren stark rückläufig Kategorie für kleinere Anlagen würde das Segment der Ein- und Zweifamilienhäuser stärken Ergebnisse der Modellrechnungen aus Teilkapitel Die spezifischen Kostenunterschiede sind minimal, auch der Unterschied vom einphasigen zum dreiphasigen Anschluss wirkt sich kaum kostenseitig aus. Die Anzahl der Größenklassen soll nicht erhöht werden, um das EEG nicht noch unübersichtlicher zu machen. Anstelle neuer Größenklassen können Einund Zweifamilienhäuser besser durch andere Instrumente wie Eigenverbrauchsregel begünstigt werden. 30 kwp Technische Richtlinien erlauben bis 30 kw die Nutzung des vorhandenen Hausanschlusses Abgrenzung hat sich seit 2004 bewährt Die meisten Befragten plädieren für eine Beibehaltung 100 kwp Ab ca. 100 kw sind die Modulmengen so groß, dass der Zwischenhändler eingespart werden kann, v. a. bei Importware, die containerweise geliefert wird Abgrenzung hat sich seit 2004 bewährt Die spezifischen Kostenunterschiede sind in diesem Bereich nur gering. Sofern eine niedrigere Grenze (z. B. 5 kwp oder 10 kwp) gezogen wird, kann die 30 kwp- Grenze wegfallen. Die Marktstruktur kommt zunehmend von Zwischenhändlern weg, was dieses Argument entkräftet Die spezifischen Kostenunterschiede sind in dieser Größenklasse minimal 119

121 1000 kwp Abgrenzung wurde 2009 eingeführt, weil Dachanlagen dieser Größe in der Kostenstruktur eher den Freiflächenanlagen ähneln. Übertragungsnetzbetreiber müssen bei Prognosen statistisch zwischen Dachanlagen unter 1 MWp und ab 1 MWp trennen Abgrenzung zwischen größeren und kleineren Freiflächenanlagen, bei ca. 10 MWp Bei ca. 10 MWp treten merkliche Skaleneffekte auf, indem ganze Produktionslinien (z. B. bei Gestellen) auf die Großanlage ausgerichtet werden können (siehe auch Modellrechnung in Teilkapitel 3.2.2) Die spezifischen Kostenunterschiede sind in dieser Größenklasse minimal Die deutlich niedrigere Vergütung dieser Größenklasse benachteiligt speziell die Industrie mit großen Produktionsstätten und Lagerhallen Die Abgrenzung für Eigenverbrauchsanlagen wurde bei 500 kwp gesetzt, diese Abgrenzung liegt zwischen den aktuellen Klassengrenzen Für die Kosten der Freiflächenanlagen ist weniger deren Größe als deren Flächenkategorie entscheidend. Dies wurde mit der Besserstellung von Konversionsflächen bereits berücksichtigt. Nach dem Wegfall der Anlagen auf Ackerflächen verlieren sehr große Freiflächenanlagen ohnehin schon an Relevanz. Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass die Frage der Abgrenzung zwischen verschiedenen Größenklassen nicht allein die Unterschiede der Gestehungskosten betrifft, bei denen die Skaleneffekte oft nicht eindeutig an einer bestimmten Schwelle wirksam werden, sondern auch die Frage, welche Zielgruppe besonders profitieren sollte: Da die Ein- und Zweifamilienhäuser, die Mehrfamilienhäuser, die landwirtschaftlichen Betriebe und die Industrie über unterschiedlich große Dächer verfügen, profitieren sie je nach der Staffelung der Vergütung und der Größenklassen auch in unterschiedlichem Maß von den festgesetzten Vergütungen. Unabhängig davon ist zu berücksichtigen, dass durch andere Instrumente wie die Differenzierung nach Flächenkategorien bei Freiflächenanlagen oder die Förderung des Eigenverbrauchs bereits Regelungen eingeführt wurden, die parallel zu den Größenklassen Kostenunterschiede abbilden oder durch Unterschiede bei den Strombezugskosten verschiedene Zielgruppen unterschiedlich gut stellen. Um die Komplexität des EEG zu begrenzen, erscheint es daher nicht sinnvoll, die Zahl der Größenklassen zu erhöhen, sondern eher, diese zu senken. Unter den befragten Experten konnten nur wenige eine einsichtige Begründung 120

122 für die Abgrenzung einer Größenklasse bei genau 100 kwp bzw. bei genau 1 MWp erkennen. Es wird daher vorgeschlagen, im Bereich der Freiflächenanlagen keine Größendifferenzierung einzuführen und im Bereich der Dachanlagen die Abgrenzungen von 100 kwp und 1 MWp aufzuheben und stattdessen eine Abgrenzung von 500 kwp einzuführen. Die Relationen zwischen den Größenklassen stellen sich aktuell folgendermaßen dar: Setzt man die Vergütung für Dachanlagen bis 30 kwp als 100% an, so erhalten Dachanlagen bis 100 kwp 95,1%, bis 1 MWp 90% und über 1 MWp 75% dieses Wertes. Freiflächenanlagen erhielten 2009 und im ersten Halbjahr ,6% dieses Wertes, seit der Novelle vom Sommer 2010 wird zwischen Konversionsflächen und übrigen Flächen differenziert, wobei versiegelte Flächen und Konversionsflächen seit dem noch 25,37 ct/kwh (76,8% des Wertes kleiner Dachanlagen) und sonstige Freiflächen noch 24,27 ct/kwh (73,5% des Wertes kleiner Dachanlagen) erhalten. Tatsächlich sind die Grenzen gleitend, weil bei Dachanlagen für den jeweils kleineren Leistungsanteil noch die Vergütung erhalten, die für die entsprechende Leistungsklasse gilt. Die Tatsache, dass die Vergütung in den Größenklassen bis 1 MWp nur geringen Unterschieden unterliegt, darüber aber einen deutlichen Sprung aufweist, entspricht dabei nicht den beobachteten Kostenverläufen, die bei den oberen Größenklassen nur noch geringe Unterschiede aufweisen. Im Zuge der Vereinfachung des Systems wird vorgeschlagen, Dachanlagen der Größe 30 kwp bis 500 kwp 90% der höchsten Vergütung und Dachanlagen der Größe über 500 kwp 80% der höchsten Vergütung zu gewähren. Für Freiflächenanlagen sollte die Relation etwa wie bisher auf Konversionsflächen 77% und auf sonstigen Flächen 74% der höchsten Vergütung betragen Entwicklung der Stromgestehungskosten für 2012 Für die Entwicklung der Stromgestehungskosten im Betrachtungsjahr 2012 wird auf die erwarteten Preissenkungspotenziale entlang der Wertschöpfungsstufen aus Teilkapitel zurückgegriffen. Für die Systempreise des Jahres 2012 der Modelfälle I bis III wurde gegenüber 2011 mit einem Preisnachlass von ca. 9,8% für kristalline Systeme bzw. von 10,2% für Systeme mit Dünnschichtmodulen (Modelfälle IV und V) gerechnet. Als Bandbreiten der Grenzfälle wurden wieder ± 5% zum Basisfall angesetzt. Aus diesen Annahmen ergeben sich die in Abb dargestellten erwarteten Systempreise für

123 /kwp oberer Grenzfall Basisfall unterer Grenzfall kwp 30 kwp kwp kwp kwp Dachanlage Dachanlage Dachanlage Freiflächenanlage Freiflächenanlage Monokristalline Siliziumzelle Polykristalline Siliziumzelle CdTe CdTe CdTe Abb. 3-37: Erwartete Systempreise der fünf Modellfälle für das Jahr 2012 Für die Preisentwicklung der Module und damit auch der Systempreise kommt dem laufenden Jahr 2011 eine entscheidende Bedeutung zu. Da zum Zeitpunkt der Berichterstellung erst das erste Quartal 2011 abgelaufen war, unterliegen alle Einschätzungen noch zahlreichen Unsicherheiten mit Blick auf Angebot und Nachfrage am Weltmarkt noch einer hohen Unsicherheit. Aus den erwarteten Systempreisen für das Jahr 2012 wurden die Stromgestehungskosten der fünf Modellfälle analog wie für 2011 berechnet. Ein Überblick über die erwarteten Stromgestehungskosten der Modellfälle I bis V ist in Abb dargestellt. Stromerzeugungskosten nominal [Cent/kWh] ,67 25,13 24,47 23,93 23,28 22,73 unterer Grenzfall 100 % Basisfall oberer Grenzfall EEG Vergütung ab (-21 % bei Zubau MW) EEG Vergütung ab (-18 % bei Zubau MW) 21,60 20,62 18,72 19,65 17,13 17,89 17,07 16,30 15,48 0 5kWp 30 kwp kwp kwp kwp Dachanlage Dachanlage Dachanlage Freiflächenanlage Freiflächenanlage Abb. 3-38: Stromgestehungskosten der fünf Modellfälle 2012 im Überblick 122

124 Zusätzlich zu den Stromgestehungskosten 2012 sind die zu erwartenden EEG-Vergütungen für zwei unterschiedliche Zubauszenarien dargestellt. Sollten sich die Systempreissenkungen wie dargestellt einstellen, werden sich die Renditen je Anlagensegment verkleinern. Ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlagen wird aber dennoch möglich sein. 3.4 Modelle regional differenzierter Vergütung Der Ausbau der Photovoltaik in Deutschland hat im letzten Jahrzehnt zu auffälligen regionalen Unterschieden geführt. Während in einigen Regionen Bayerns und Baden-Württembergs die Bestandsdichte von PV-Anlagen mittlerweile die Ortsbilder prägt und zu Engpässen im Verteilnetz führt, befinden sich in den nördlicheren Bundesländern noch große unerschlossene Potenziale. Dieses Teilkapitel geht der Frage nach, ob durch eine regional differenzierte (ertrags- oder globalstrahlungsabhängige) Vergütung dieses Ungleichgewicht verringert werden kann und wie drei Modelle für eine solche strahlungs- bzw. ertragsabhängige Vergütung aussehen können Pro und contra regional differenzierte Vergütung Argumente für eine regionale Differenzierung Da es bisher noch keine regionale Differenzierung gibt, ergeben sich die Argumente aus den Zielen, die von den Befürwortern bisher vorgetragen wurden. Insgesamt lassen sich in der bisherigen Diskussion drei Ziele identifizieren: 1.) Stromnetze: Erhebliche Kosten für eine Integration des Stroms aus Photovoltaikanlagen in das Energieversorgungssystem entstehen insbesondere dann, wenn die Erzeugungsleistung den Lastbedarf regional übersteigt. Eine Vergleichmäßigung des Zubaus und eine Verringerung der Ballung können erheblich zu einer Kostensenkung beitragen. Dieses Ziel soll aus Sicht des BMU vorrangig erreicht werden. 2.) Kostengerechtigkeit: An strahlungsreichen Standorten können Anlagenbetreiber mit der gleichen Anlage höhere Einnahmen erzielen als an anderen Standorten. Diese zusätzlichen Gewinne werden in gleicher Weise auf alle Stromkunden umgelegt wie die für den wirtschaftlichen Betrieb mindestens notwendige Vergütung an anderen Standorten. Um die Summe der Vergütungszahlungen zu dämpfen und mehr Gerechtigkeit zwischen Anlagenbetreibern und Stromverbrauchern herzustellen, ist eine regionale ertragsabhängige Differenzierung angemessen, Mitnahmeeffekte würden verhindert. 3.) Neue Märkte: Nachdem der Markt für Photovoltaikanlagen in einigen Regionen erste Sättigungserscheinungen hat, könnte der noch kaum erschlossene Markt in weiter nördlich liegenden Regionen leichter bedient werden, wenn diese nicht naturbedingt (durch geringere Globalstrahlung) schlechter gestellt wären. Durch einen Ausgleich bei der Vergütungshöhe ließe sich diese Schlechterstellung kompensieren. 123

125 Argumente gegen eine regionale Differenzierung Die Argumente gegen eine regionale Differenzierung lassen sich zu folgenden Punkten zusammenfassen: 1.) EEG wird verkompliziert: Das EEG sollte überschaubarer werden, wird durch diese Regelung jedoch komplexer und unübersichtlicher, allein dadurch, dass regional differenziert wird unabhängig davon, nach welchem Verfahren die Differenzierung erfolgt. 2.) Globalstrahlung ist nicht primär entscheidend: Neben der Globalstrahlung wirken noch zahlreiche andere Faktoren auf die regionale Verteilung der Anlagen ein: Darunter sind insbesondere zu erkennen: Flächenverfügbarkeit: In Großstäden, in denen mehrstöckige Bauwerke dominieren, stehen gemessen am Engiebedarf weniger Dachflächen pro Einwohner zur Verfügung; flächenbezogen (pro km²) sind es dagegen mehr. Auch die Flächenverfügbarkeit von Konversionsflächen ist regional sehr unterschiedlich (ehem. Bergbaugebiete, ehem. Militärgelände usw. sind in Deutschland sehr ungleich verteilt). Siedlungsdichte: In den Randzonen der Ballungsräume ist das Potenzial der Dachflächen pro Kopf durch zahlreiche Einfamilienhäuser am höchsten, bei hoher Siedlungsdichte auch absolut. Fachkräfte: In Regionen, in denen Solar-Installateure flächenhaft präsent sind und Werbung machen, kann mehr installiert werden als fernab dieser Regionen. Marketingeffekte: Die Anlage der Nachbarn wirkt als Vorbild für die eigene Anlage, insbesondere im ländlichen Raum, wo der soziale Zusammenhalt größer ist als in den Städten. Dorffeste und Feiern in Gebäuden mit PV-Anlage führen nach der Erfahrung einiger Verteilnetzbetreiber regelmäßig zu Nachahmern. Einkommensunterschiede: Der Kauf einer Anlage setzt freies Kapital oder einen entsprechenden Kredit voraus. In Regionen mit geringem Einkommen und geringem Vermögen kann daher von Privatinvestoren deutlich weniger in PV-Anlagen investiert werden als in Regionen mit hohem mittleren Einkommen. Einstellungsunterschiede: In Regionen, in denen die öffentliche Meinung zum Umweltschutz und zu neuen Technologien überwiegend positiv ist, werden Entscheidungen zum Bau einer PV-Anlage leichter getroffen als in Regionen, in denen solche Investitionen eher argwöhnisch aufgenommen werden. Demographische Unterschiede: In stark überalterten Regionen ist die Neigung niedriger, in Zukunftstechnologien zu investieren, die sich erst über eine längere Lebenszeit (bei EEG-Anlagen: 20 Jahre) amortisieren. Bei der Bewertung dieser Faktoren muss berücksichtigt werden, dass große Freiflächenanlagen nicht an das Verteilnetz, sondern in der Regel an das Mittelspannungsnetz angeschlossen werden. Für die Notwendigkeit des Verteilnetzausbaus spielen solche Anlagen somit keine 124

126 3.) Volkswirtschaftliche Ineffektivität: Die unterschiedlichen Fördersysteme, mit denen in Europa Anreize zur Entwicklung der Erneuerbaren Energien geschaffen werden, sind teilweise dadurch in der Kritik, dass die Technologien nicht in den Regionen zum Einsatz kommen, in denen sie ihre Stärken haben (höchster Ertrag pro Anlage), sondern in den Regionen, in denen die Förderung am besten funktioniert. Aufgabenteilung: Volkswirtschaftlich gesehen, ist es auch innerhalb Deutschlands effektiver, Windstrom in Küstennähe und Solarstrom in sonnenreichen Gegenden zu produzieren. Durch die angedachte regionale Differenzierung würde einer solchen sinnvollen Aufgabenteilung entgegengewirkt, so dass Anreize geschaffen werden, weniger sinnvolle Standorte für die Photovoltaik zu nutzen. Netzentlastung: Bereits heute wird im Norden und Nordosten Deutschlands mehr Strom produziert als verbraucht, weshalb das Hochspannungsnetz erweitert werden muss. In die sonnenreichen Gegenden des Südens und Südwestens hingegen wird Strom noch immer importiert, daher wäre es nicht sinnvoll, gerade hier den Ausbau neuer Kapazitäten abzubremsen. 4.) Gerechtigkeit wird nicht erreicht: Selbst wenn die Globalstrahlung als Maßstab für die Vergütung gilt, kann damit noch keine völlig gerechte Lösung erreicht werden, denn der Energieertrag einer PV- Anlage ist nicht nur von der Strahlungsintensität sondern zugleich von Temperatur und Windverhältnissen abhängig. Bei einer Verwendung der Globalstrahlung würden zum Beispiel Küstenstandorte bevorzugt, da dort höhere Erträge zu erwarten sind als an Standorten mit gleicher Strahlung aber geringerem Wind und höheren Temperaturen im Sommer. Wird dagegen allein der Stromertrag zum Maßstab genommen, geht der Anreiz verloren, die Anlagen optimal auszurichten, sofern sie an strahlungsreichen Standorten stehen. Zu Punkt 2 lässt sich zeigen, dass die Globalstrahlung nicht als alleiniger Bestimmungsfaktor in Betracht kommt, wenn man eine Einstrahlungskarte (Datenbasis: Deutscher Wetterdienst, langjähriges Mittel der Globalstrahlung auf die Horizontale, , siehe Abb. 3-39:) von Deutschland mit einer Zubaukarte (Datenbasis: EEG-Stammdaten der BNetzA, Stand 30. September 2010 [136], Gliederung nach PLZ-Gebieten, siehe Abb. 3-40) vergleicht. Es wird deutlich, dass sich der Zubau keinesfalls auf die Regionen mit besonders hoher Strahlungsintensität beschränkt. Stattdessen ist in Bayern in der Region zwischen Regensburg und Passau eine sehr hohe installierte Kapazität zu verzeichnen während die höchste Strahlungsintensität südwestlich von 125

127 München vorliegt. Auch in Nordrhein-Westfalen, im westlichen Niedersachen und an der Nordseeküste Schleswig-Holsteins sind in einigen Postleitzahlengebieten sehr hohe installierte Kapazitäten festzustellen, obwohl die Einstrahlung dort vergleichsweise gering ist. Zur Frage, inwiefern eine hohe räumliche Konzentration auch zu einem erhöhten Netzausbaubedarf führt, wird ergänzend die installierte PV-Leistung mit Bezug auf die Einwohnerzahl dargestellt: In Räumen hoher Einwohnerdichte kann erwartet werden, dass auch das Verteilnetz pro Flächeneinheit entsprechend besser ausgebaut ist. Damit kann Abb als Grundlage für eine Bewertung der Regionen mit möglichen Netzengpässen dienen. Abb. 3-39: Globalstrahlung im langjährigen Mittel der Jahre [137] 126

128 Abb. 3-40: Installierte PV-Kapazität 2009 und 2010 pro km² Territorium [138] Abb. 3-41: Installierte PV-Kapazität 2009 und 2010 pro Kopf der Bevölkerung [138] 127

129 Gesamtbewertung: Ein sinnvolles Instrument? Inwiefern eine regionale ertrags- oder strahlungsabhängige Vergütung generell sinnvoll ist, kann nur an den Zielen gemessen werden, die damit verfolgt werden sollen: 1.) Stromnetze: Die Konzentration der Anlagen folgt nicht allein der Globalstrahlung. Insbesondere bei Kleininvestoren, die nicht frei zwischen unterschiedlichen Standorten wählen, spielen zahlreiche weitere Parameter eine große Rolle. Da gerade die Kleininvestoren ihren Strom in die Verteilnetze einspeisen, würde eine strahlungs- oder ertragsabhängige Vergütung keine Gewähr dafür bieten, dass solche Engpässe in den Verteilnetzen zukünftig vermieden werden. Wie die Gegenüberstellung der Karten zeigt, können sich Anlagen auch heute schon in strahlungsärmeren Regionen kumulieren und mittelfristig auch dort zu Netzengpässen führen. Die entsprechende Regelung würde daran wenig ändern. 2.) Kostengerechtigkeit: Grundsätzlich kann dieser Gesichtspunkt durch eine entsprechend differenzierte Vergütung deutlich verbessert werden, wenn auch nur in grober Annäherung. Der verfolgte Ansatz verbessert die Aspekte der Kostengerechtigkeit also, ohne ganz zum Ziel zu gelangen. 3.) Neue Märkte: Wie die Gegenüberstellung der Karten zeigt, können neue Märkte auch in strahlungsärmeren Teilregionen Deutschlands erschlossen werden, sofern die übrigen Rahmenbedingungen (z. B. Flächenverfügbarkeit, Einkommen der potenziellen Investoren) stimmen. Auch innerhalb Bayerns wurden die Märkte in besonders strahlungsreichen Regionen noch nicht erschlossen, während die Potenziale in Regionen mittlerer Strahlungsintensität teilweise schon stärker ausgeschöpft wurden. Zum Erreichen dieses Zieles kann eine ertrags- oder strahlungsabhängige Vergütung zwar in begrenztem Maße beitragen, die Regelung wäre aber keine notwendige Voraussetzung dafür Modelle für eine regional differenzierte Vergütung Vergütung nach Globalstrahlung des Standorts Grundgedanke Der Grundgedanke besteht darin, die Vergütung an Standorten mit überdurchschnittlicher Globalstrahlung zu vermindern und an Standorten mit sehr schwacher Globalstrahlung etwas anzuheben. Anhand eines Einstrahlungsgutachtens bzw. meteorologischer Daten für den geplanten Anlagenstandort wird die jeweils absehbare mittlere Globalstrahlung prognostiziert. Die Höhe der Vergütung richtet sich dann nach dieser prognostizierten Globalstrahlung, wobei diese bei höherer Strahlung niedriger ausfällt. Um sonnenarme Regionen nicht zu stark zu begünstigen, kann die Berechnung der Vergütung so erfolgen, dass die über 20 Jahre summierte 128

130 erwartete Vergütung in strahlungsreichen Regionen noch geringfügig über derjenigen von strahlungsarmen Regionen liegt. Die Berechnung der Vergütung soll über eine hinreichend gerechte Funktion aus der Globalstrahlung abgeleitet werden, diese Funktion geht dann in die Vergütungsregelung ein Rechnerische Herleitung Zur Ermittlung einer geeigneten Funktion wurden für Modellanlagen Ertragsprognosen mit einer geeigneten Software [139] erstellt. Die Ertragsprognose ergibt sich aus: 1. Den Globalstrahlungsdaten auf die horizontale Fläche 2. Der Umrechnung der Einstrahlung in die geneigte Generatorebene 3. Der Umwandlungseffizienz (Performance Ratio). Damit sich die Funktion allein auf die Globalstrahlung bezieht, wurde eine für mittlere deutsche Breitenkreise optimal ausgerichtete Muster- Freiflächenanlage definiert, deren Erträge für 14 unterschiedliche Standorte in Deutschland ermittelt wurden (vgl. Tab. 3-11). Damit wirken sich die Effekte unterschiedlicher Ausrichtung (relevant bei Punkt 2) oder unterschiedlicher Auswahl der Module und Wechselrichter (relevant für Punkt 3) auf die Funktion (fast) nicht aus. Im konkreten Fall bleiben Ertragsunterschiede zwischen unterschiedlichen Modulen und Anlagen-Ausrichtungen damit ebenso wirksam wie heute, der Anreiz zur optimalen Technik und zur optimalen Ausrichtung bleibt somit erhalten. Tab. 3-11: Modellpunkte zur Ertragsberechnung einer Muster-PV-Freiflächenanlage Region Geogr. Lage (Grad, Minute) Höhe über NN Modellpunkt Globalstrahlung Jahresmittel- Temperatur spezifischer Jahresertrag Breite Länge in m in (kwh/m²*a) in C in kwh/kwp 1 Lechfeld ,5 7, bei München ,5 7, Hohenlohe ,1 7, Pfälzer Wald ,1 9, Rhein-Main ,4 8, Vogtland ,8 8, bei Mönchengladbach ,0 10, Lausitz ,7 9, Münsterland ,0 9, Weserbergland ,7 9, bei Verden ,8 9, Lüneburger Heide ,8 9, Ostfriesland , Rügen ,1 9, zu Grunde liegende technische Daten: Anlagenleistung: 1.126,1 kwp, Modultyp: polykristallin, 230 Wp, insgesamt Module, davon je 24 in Reihe, Wechselrichter: 68 Danfoss TLX 15K, Neigung gegen Horizontale: 25, Verschattungswinkel: 15,5 Ertragsberechnung mit PVSyst Die Korrelation der Globalstrahlung mit dem Stromertrag kann in dem für Deutschland relevanten Bereich durch eine lineare Funktion mit dem Bestimmtheitsmaß R²=0,9817 gut abgebildet werden, wie in Abb veranschaulicht wird. 129

131 Korrelation zwischen Globalstrahlung und Jahresstromertrag y = 1,07x 120 spezifischer Jahresertrag in kwh/kwp Globalstrahlung in kwh/m²*a R² = 0,9817 Abb. 3-42: Korrelation zwischen Globalstrahlung und Jahresstromertrag für eine Modell-PV-Freiflächenanlage Die Trendlinie kann mit der Funktion: Jahresstromertrag (in kwh/kwp) = 1,07 * Jahresglobalstrahlung (in kwh/m²) 120 beschrieben werden. Die Abweichungen von der Trendlinie lassen sich in erster Linie durch unterschiedliche Temperaturen an den Standorten begründen, die wiederum maßgeblich durch die unterschiedlichen Höhenlagen der Standorte beeinflusst werden. Niedrigere Temperaturen oder mehr Wind sorgen bei gleicher Globalstrahlung für bessere Erträge. Diese Einflüsse werden an dieser Stelle jedoch vernachlässigt, um eine leicht nachvollziehbare Funktion zu erhalten, in die lediglich die Globalstrahlung als Korrekturfaktor eingeht. Für die Berechnung des Korrekturfaktors wurden 1000 kwh/(m²*a) als Grundwert der Globalstrahlung angesetzt, nach der Formel entspricht dem ein Ertrag von 950 kwh/kwp. Dieser Wert wurde auch bei den bisherigen Berechnungen des IE Leipzig als typischer Wert verwendet (z. B. in [140]). Bei höheren Erträgen soll die Formel für eine entsprechend niedrigere, bei niedrigeren Erträgen für eine entsprechend höhere Vergütung sorgen. Ein Korrekturfaktor für die örtliche Vergütung, der die Ertragsunterschiede vollständig ausgleicht, ergibt sich damit durch die Funktion: Ortsvergütung = (EEG-Vergütung * 950) / (1,07 * Jahresglobalstrahlung 120) 130

132 wobei die Ortsvergütung und die EEG-Vergütung in ct/kwh und die Jahresglobalstrahlung in kwh/(m²*a) anzugeben sind. In den gewählten Beispielen aus Tab führt dies zu Korrekturfaktoren für die Anlagen zwischen 0,85 und 1,03. Die Vergütung beträgt so z. B. für Freiflächenanlagen auf Konversionsflächen nicht mehr 22,07 ct/kwh (Tarif 2011), sondern an den Standorten aus Tab zwischen 18,85 und 22,69 ct/kwh. Soll erreicht werden, dass der Ertragsunterschied zwischen den Standorten, der im Beispiel (ohne Korrekturfaktor) bei 20% liegt, nicht völlig, sondern lediglich weitgehend nivelliert werden soll, kann zur Korrektur etwa folgende Funktion gewählt werden: Ortsvergütung = (EEG-Vergütg. * 950) / (1,14 * Jahresglobalstrahlung 120) + 1,515 Mit einem solchen Korrekturfaktor liegen die finanziellen Jahreserträge der Anlage am günstigsten Standort noch um 1,5% (statt 20%) höher als am ungünstigsten Standort. Der Korrekturfaktor schwankt in diesem Fall zwischen 0,865 und 1,026 zwischen den im Beispiel gewählten Standorten. Der Summand am Ende muss allerdings in Abhängigkeit der typischen Bandbreite der geltenden Vergütungen jeweils angepasst werden, damit der Korrekturfaktor im Fall einer Globalstrahlung von 1000 kwh/(km²*a) auch 1 ergibt. Bei der zuvor dargestellten Funktion zur vollständigen Kompensation ist eine solche Anpassung nicht erforderlich Regelungsinhalte Es wird vorgeschlagen, die Globalstrahlungsdaten vom Deutschen Wetterdienst (DWD) zu beziehen. Als Anstalt des öffentlichen Rechts bietet der DWD die Gewähr für eine ausreichende Neutralität. Der erforderliche Strahlungsdatensatz für einen beliebigen Standort beinhaltet die Monatsmittelwerte für die Globalstrahlung auf die horizontale Fläche der dreißigjährigen Messperiode Für eine solche dreißigjährige Zeitreihe beträgt der Preis nach aktueller Auskunft des DWD 135,- Euro netto. Aus dieser Zeitreihe ist das Jahresmittel zu bilden. Die Strahlungsdaten bilden die Grundlage für die Ertragsprognose bzw. für den Korrekturfaktor, durch den sich die üblicherweise zu zahlende Vergütung verändert. Der Anlagenbetreiber legt die Strahlungsdaten und den daraus resultierenden Jahresmittelwert der Globalstrahlung seinem Versorgungsnetzbetreiber sowie nachrichtlich auch der Bundesnetzagentur bei der Anmeldung der Anlage vor. Der Versorgungsnetzbetreiber errechnet anhand der vorgelegten Jahresglobalstrahlung den örtlichen Korrekturfaktor, der für die betreffende Anlage mit demjenigen EEG-Vergütungspreis zu multiplizieren ist, der sich aus den übrigen Bestimmungen des EEG ergibt (abhängig von Größe, Inbetriebnahmejahr und Kategorie, d.h. Gebäude- oder Freiflächenanlage, etc.). Dieser Korrekturfaktor bleibt über die 20-jährige Vergütungslaufzeit gleich und wird bei der Auszahlung der Einspeisevergütung für die betreffende Anlage dauerhaft zu Grunde gelegt. Bei Anlagen, bei denen die Eigenverbrauchsoption genutzt wird, müssen sich die in 33 Abs. 2 definierten Abzugsbeträge von 16,38 ct/kwh bzw. 12 ct/kwh dann auf den bereits um den Korrekturfaktor bereinigten örtlich geltenden Vergütungssatz beziehen. 131

133 Vorteile Die Vorteile einer entsprechenden Regelung sind: Benachteiligungen der Anlagenbetreiber durch die natürlichen Globalstrahlungsunterschiede können weitestgehend oder völlig ausgeglichen werden. Dadurch sinkt der Anreiz in strahlungsreichen Regionen zum Neubau von Anlagen, während er in strahlungsärmeren Regionen ansteigt. Es kann daher ein etwas gleichmäßigerer Zubau von PV-Anlagen in allen deutschen Regionen erwartet werden, so dass die regionale Überlastung der Netze und damit der Netzausbaubedarf unwahrscheinlicher werden (vgl. Ziel 1 in Teilkapitel ). Der Anreiz zum Einsatz optimaler Technik am Standort bleibt bestehen. Der Anreiz zur optimalen Ausrichtung der Anlage bleibt bestehen. Die Datengrundlagen einer amtlichen Stelle (DWD) gelten für alle Anlagenbetreiber gleichermaßen, wodurch das Missbrauchsrisiko sinkt. Durch den Faktor 1 bei einer Globalstrahlung von 1000 kwh/(m²*a) fällt der größere Teil Deutschlands in Regionen mit einem Abschlagsfaktor, damit vermindert sich insgesamt der Einfluss des weiteren Ausbaus der Solarenergie auf die EEG-Umlage (sowohl kurz- als auch langfristig) Nachteile Dem stehen folgende Nachteile gegenüber: Die generellen Nachteile aus Teilkapitel bleiben bestehen: Das EEG wird komplizierter, volkswirtschaftlich wird die Solarenergie nicht an den effizientesten Standorten eingesetzt und zahlreiche weitere Faktoren, die auf die Investoren einwirken, machen eine völlige Gleichverteilung weiterhin unwahrscheinlich. Zusatzaufwand der Anlagenbetreiber zum Kauf von Strahlungsdaten (135,- ). Zusatzaufwand der individuellen Berechnung der Vergütung und damit Mehrkosten beim Netzbetreiber. Zusatzaufwand und damit Mehrkosten einer Kontrolle durch die Bundesnetzagentur Variable Vergütungsdauer nach Stromertrag Grundgedanke Der Vergütungsanspruch bleibt in seiner Höhe unverändert, allerdings endet er, wenn eine Anlage einen bestimmten Referenzertrag erreicht hat (z. B Vollbenutzungsstunden). Das Ende des Vergütungsanspruchs kommt dadurch in sonnigen Regionen schneller und in strahlungsärmeren Regionen später. Um den Bau von PV-Anlagen in extrem ungünstigen Lagen und Ausrichtungen nicht zu begünstigen, sollte dieses System eine Maximaldauer der Vergütung festlegen (z. B. 20 oder 21 Jahre). 132

134 Da die bisherigen Vergütungsregeln bereits Unterschiede zwischen optimal ausgerichteten Anlagen (große Dachanlagen, Freiflächenanlagen) und kleineren Dachanlagen implizieren, müsste hier ein Ausgleich geschaffen werden, indem der Referenzertrag für sehr große Dachanlagen und für Freiflächenanlagen höher angesetzt wird als für die häufig ungünstiger ausgerichteten kleinen Dachanlagen. Alternativ dazu könnte bei gleichem Referenzertrag auch der Unterschied in den Vergütungssätzen verringert werden. Für nachgeführte Anlagen müsste der Referenzertrag in jedem Fall höher liegen als für fest installierte, da sich deren technischer Mehraufwand nur durch den höheren Ertrag amortisiert. Bei der aktuell in Spanien geplanten Regelung ist für nachgeführte Anlagen beispielsweise eine andere Referenzstrommenge vorgesehen als für fest installierte Regelungsinhalte Festgelegt werden drei Referenzerträge, für die die im EEG festgelegte Vergütung gezahlt wird, solange der Vergütungszeitraum (20 Kalenderjahre plus Rest des Inbetriebnahmejahres ab Inbetriebnahmedatum) nicht überschritten wird. Vorgeschlagen werden für die Gesamtlebensdauer der Anlage: Vollbenutzungsstunden für Anlagen an oder auf Gebäuden mit einer Größe von maximal 500 kw (sofern die empfohlene neue Grenzziehung der Größenklassen bei 500 kw umgesetzt wird, ansonsten bis 100 oder kw) Vollbenutzungsstunden für größere Gebäudeanlagen und für Freiflächenanlagen (weil deren Einspeisetarif niedriger liegt und deren wirtschaftlicher Betrieb mehr Vollbenutzungsstunden erfordert) Vollbenutzungsstunden für nachgeführte Anlagen. Je nach Nachführsystem können zwischen 11% und 27% höhere Erträge als bei aufgeständerten Anlagen erwartet werden [141], bezogen auf die beiden Referenzerträge für fest installierte Anlagen liegt dieser Wert im oberen Bereich dieses Spektrums, wobei die ca. 21% Mehrertrag gegenüber den Vollbenutzungsstunden starrer Freiflächenanlagen auch durch gute einachsige Nachführsysteme erreicht werden können. Nach Erreichen des Referenzertrages erlischt der Anspruch auf EEG- Vergütung. Da die Anschluss- und Abnahmepflicht der Netzbetreiber zu diesem Zeitpunkt jedoch nicht endet, muss eine Anschlussregelung für alle Anlagen getroffen werden, deren Vergütungsanspruch ausgelaufen ist. In Betracht kommen Direktvermarktung, Eigenverbrauch (zu geeigneten Tageszeiten) oder kostenlose Überlassung des Reststroms an die Netzbetreiber. Alternativ dazu wäre auch eine Endvergütung ähnlich wie in der Windenergie denkbar, die sich am Börsenpreis orientiert (ca. 5 ct/kwh), aber auch die Kosten der Verteilnetzbetreiber berücksichtigt. Im Unterschied zu den Betreibern von Windenergieanlagen sind die Betreiber der Solaranlagen überwiegend privat und sehr zahlreich und dezentral verteilt, so dass eine eigenständige Direktvermarktung für die meisten einen unverhältnismäßig hohen organisatorischen Aufwand darstellt, zumal auch die in Frage stehenden Strommengen bei kleineren Anlagen entsprechend gering sind. 133

135 Der Vorteil der Einführung einer Endvergütung wäre insbesondere die organisatorische Klarheit, die dafür sorgt, dass die Netzbetreiber nach Einspeisung des Referenzertrags zunächst weiterhin die Abnehmer des Stroms bleiben. Sofern sich Anlagenbetreiber zu einer anschließenden Direktvermarktung entschließen, können Sie das zu jedem Monatsbeginn tun nicht aber zu genau dem zufälligen Zeitpunkt, an dem die Referenzstrommenge erreicht wird. Es wird daher vorgeschlagen, eine Endvergütung einzuführen, die so weit unterhalb des Strom-Großhandelspreises liegt, dass die Verteilnetzbetreiber damit bei einem Weiterverkauf des Stroms an der Börse noch alle eigenen Netzkosten decken können und keine Kosten mehr beim EEG-Wälzungsmechanismus anfallen. Stromerträge aus Zeiten, in denen die Eigenverbrauchsregelung des 33 Abs. 2 EEG genutzt wird, müssen als Teilmenge des Referenzertrags zählen. Eine Vergütung von selbst verbrauchtem Strom nach Einspeisung der gesamten Referenzstrommenge scheidet aus. Dagegen kann nicht verhindert werden, dass Stromerträge, die nach Erreichen des Referenzertrags produziert werden, selbst verbraucht werden und damit einen Teil des Haushaltsstromes zu dessen Bezugspreis ersetzen Vorteile Die Vorteile einer entsprechenden Regelung sind: Benachteiligungen der Anlagenbetreiber durch die natürlichen Globalstrahlungsunterschiede können weitestgehend oder völlig ausgeglichen werden. Dadurch sinkt der Anreiz in strahlungsreichen Regionen zum Neubau von Anlagen, während er in strahlungsärmeren Regionen ansteigt. Es kann daher ein etwas gleichmäßigerer Zubau von PV-Anlagen in allen deutschen Regionen erwartet werden, so dass die regionale Überlastung der Netze und damit der Netzausbaubedarf unwahrscheinlicher werden (vgl. Ziel 1 in Teilkapitel ). Die Regelung bleibt in der Umsetzung überschaubar und orientiert sich in ihrer Logik an den aus der Windenergie bekannten Referenzerträgen Nachteile Dem stehen folgende Nachteile gegenüber: Die generellen Nachteile aus Teilkapitel bleiben bestehen: Das EEG wird komplizierter, volkswirtschaftlich gesehen wird die Solarenergie nicht an den effizientesten Standorten eingesetzt, und zahlreiche weitere Faktoren, die auf die Investoren einwirken, machen eine völlige Gleichverteilung weiterhin unwahrscheinlich. Die EEG-Umlage wird erst nach Erreichen der Referenzerträge, d. h. im zweiten Jahrzehnt nach der Errichtung, entlastet und noch nicht kurzfristig. Der Netzbetreiber muss die eingespeisten Strommengen zeitlich genau registrieren und ab dem Zeitpunkt des Erreichens der Referenzstrom- 134

136 menge einen anderen Tarif anwenden (Mehraufwand für den Netzbetreiber). Der Anreiz zur optimalen Technologie und zur optimalen Ausrichtung wird in ertragsreichen Regionen sehr abgeschwächt, da die finanziellen Erträge weitestgehend gleich ausfallen sofern nicht ein wesentlicher Teil des Stromes danach Haushaltsstrom zum Tarifpreis ersetzt. Die Unterscheidung zwischen gefördertem Eigenverbrauch innerhalb der Referenzstrommenge und nicht gefördertem Eigenverbrauch nach Erreichen der Referenzstrommenge kann bei Anlagenbetreibern zu Verwirrung führen Jährlicher Vergütungsanspruch für Referenzstrommenge Grundgedanke Der Grundgedanke entspricht dem Prinzip bei der variablen Vergütungsdauer (Punkt 3.2). Er wird jedoch in jedem Kalenderjahr einzeln angewendet, so dass es in jedem Jahr eine Referenzstrommenge gibt und in jedem Jahr eine Entlastung des EEG erfolgt. Somit wird den Anlagen jährlich eine Referenzstrommenge zugebilligt, nach deren Erreichen durch den Netzbetreiber nur noch ein Minimalpreis gezahlt wird, der aus Sicht des Netzbetreibers rentierlich ist. Differenziert wird nach Gebäudeanlagen bis 500 kw, Freiflächen- und Großanlagen ab 500 kw sowie nachgeführten Anlagen. Eine ähnliche Regelung soll derzeit in Spanien eingeführt werden [142], wobei die Regelung umstritten ist, da sie anders als in Deutschland rückwirkend gelten soll Regelungsinhalte Festgelegt werden drei jährliche Referenzerträge, für die die im EEG festgelegte Vergütung in 20 Kalenderjahren gezahlt wird. Vorgeschlagen werden dafür: 900 Vollbenutzungsstunden pro Kalenderjahr für Anlagen an oder auf Gebäuden mit einer Größe von maximal 500 kw (sofern die empfohlene neue Grenzziehung der Größenklassen bei 500 kw umgesetzt wird, ansonsten bis 100 oder kw) 950 Vollbenutzungsstunden pro Kalenderjahr für größere Gebäudeanlagen und für Freiflächenanlagen (weil deren Einspeisetarif niedriger liegt und deren wirtschaftlicher Betrieb mehr Vollbenutzungsstunden erfordert) Vollbenutzungsstunden pro Kalenderjahr für nachgeführte Anlagen. Je nach Nachführsystem können zwischen 11% und 27% höhere Erträge als bei aufgeständerten Anlagen erwartet werden (vgl. auch Teilkapitel 3.2.2). Nach Erreichen des Referenzertrages erlischt der Anspruch auf EEG- Vergütung jeweils im Spätjahr. Da die Anschluss- und Abnahmepflicht der Netzbetreiber jedoch fortbesteht und eine Direktvermarktung für nur wenige Wochen im Jahr nicht in Betracht kommt, muss für die jährliche Restmenge eine Endvergütung wie in der Windenergie eingeführt werden, die sich am Börsenpreis orientiert (ca. 5 ct/kwh). 135

137 Der Vorteil der Einführung einer Endvergütung wäre insbesondere die organisatorische Überschaubarkeit, die bei jährlich wiederkehrenden Reststrommengen noch wichtiger ist als im Modell aus Kapitel 3.2. Die Endvergütung sollte auch hier so weit unterhalb des Strom-Großhandelspreises liegen, dass die Verteilnetzbetreiber damit bei einem Weiterverkauf des Stroms an der Börse noch alle eigenen Netzkosten decken können und keine Kosten mehr beim EEG-Wälzungsmechanismus anfallen. Stromerträge aus Zeiten, in denen die Eigenverbrauchsregelung des 33 Abs. 2 EEG genutzt wird, müssen als Teilmenge des jährlichen Referenzertrags zählen. Eine Vergütung von selbst verbrauchtem Strom im Spätjahr scheidet aus. Dagegen kann nicht verhindert werden, dass Stromerträge, die nach Erreichen des Referenzertrags produziert werden, selbst verbraucht werden und damit einen Teil des Haushaltsstromes zu dessen Bezugspreis ersetzen Vorteile Die Vorteile einer entsprechenden Regelung sind: Benachteiligungen der Anlagenbetreiber durch die natürlichen Globalstrahlungsunterschiede können weitestgehend oder völlig ausgeglichen werden. Dadurch sinkt der Anreiz in strahlungsreichen Regionen zum Neubau von Anlagen, während er in strahlungsärmeren Regionen ansteigt. Es kann daher ein etwas gleichmäßigerer Zubau von PV-Anlagen in allen deutschen Regionen erwartet werden, so dass die regionale Überlastung der Netze und damit der Netzausbaubedarf unwahrscheinlicher werden (vgl. Ziel 1 in Teilkapitel ). Die Regelung bleibt in der Umsetzung überschaubar und orientiert sich in ihrer Logik an den aus der Windenergie bekannten Referenzerträgen. Die Regelung vermindert den Einfluss des weiteren Ausbaus der Solarenergie auf die EEG-Umlage in jedem Kalenderjahr Nachteile Dem stehen folgende Nachteile gegenüber: Die generellen Nachteile aus Teilkapitel bleiben bestehen: Das EEG wird komplizierter, volkswirtschaftlich wird die Solarenergie nicht an den effizientesten Standorten eingesetzt und zahlreiche weitere Faktoren, die auf die Investoren einwirken, machen eine völlige Gleichverteilung weiterhin unwahrscheinlich. Der Netzbetreiber muss die eingespeisten Strommengen zeitlich genau registrieren und in jedem Kalenderjahr ab dem Zeitpunkt des Erreichens der Referenzstrommenge einen anderen Tarif anwenden (deutlicher Mehraufwand für den Netzbetreiber). Der Anreiz zur optimalen Technologie und zur optimalen Ausrichtung wird in ertragsreichen Regionen sehr abgeschwächt, da die finanziellen Erträge weitestgehend gleich ausfallen sofern nicht ein wesentlicher Teil des Stromes im Spätjahr Haushaltsstrom zum Tarifpreis ersetzt. 136

138 Die Unterscheidung zwischen gefördertem Eigenverbrauch innerhalb der Referenzstrommenge und nicht gefördertem Eigenverbrauch nach Erreichen der Referenzstrommenge kann bei Anlagenbetreibern zu Verwirrung führen Zusammenfassung Das Teilkapitel diskutiert Möglichkeiten, mit denen eine gleichmäßigere Verteilung des Photovoltaik-Zubaus auf Deutschland erreicht werden kann, was insbesondere mit Blick auf den zukünftigen Netzausbau von Bedeutung ist. Allen Regelungen ist gemein, dass sie das EEG komplizierter machen und nur bei einem Faktor ansetzen, der (als Globalstrahlung bzw. Ertragsprognose) für viele Investoren zwar wichtig aber nicht allein entscheidend ist. Sofern eine solche Regelung dennoch eingeführt werden sollte, kommen dafür drei Varianten in Betracht, die näher ausgeführt wurden: 1.) Eine Vergütung, die von der Globalstrahlung abhängt. Beim Bau jeder Anlage wird die örtlich typische Jahresglobalstrahlung erfragt und registriert. In Abhängigkeit von dieser Globalstrahlung wird für jeden Standort über eine entsprechende Formel ein Korrekturfaktor ermittelt, um den die ansonsten laut EEG übliche Vergütung verringert bzw. erhöht wird. Für jede Anlage ergibt sich somit eine Ortsvergütung, mit der Einstrahlungsunterschiede vollständig oder teilweise (je nach Intention des Gesetzgebers) kompensiert werden. 2.) Eine Regelung, nach der die EEG-Vergütung nur bis zum Erreichen einer Referenzstrommenge bezahlt wird. Anschließend zahlt der Netzbetreiber noch eine geringe Endvergütung, sofern der Strom nicht selbst genutzt oder direkt vermarktet wird. Ab dem Zeitpunkt des Erreichens der Referenzstrommenge müssen keine Kosten mehr mit dem EEG- Wälzungsmechanismus umgelegt werden. 3.) Eine Abwandlung der zweiten Regelung, nach der die EEG-Vergütung in 20 Jahresscheiben jeweils bis zum Erreichen einer jährlichen Referenzstrommenge gezahlt wird. In Regionen, in denen diese Referenzstrommenge überschritten wird, soll in den verbleibenden Wochen des Spätjahres der Netzbetreiber eine geringe Endvergütung zahlen (wie im 2. Modell). Die Vor- und Nachteile aller Varianten werden in Teilkapitel jeweils erläutert. Inwiefern eine entsprechend differenzierte Regelung angesichts sinkender Preise und sinkender Einspeisevergütungen zukünftig noch sinnvoll erscheint, wird mit diesem Teilkapitel nicht abschließend geklärt. In Betracht kommen somit grundsätzlich alle vier Varianten: Die drei beschriebenen Mechanismen oder der Verzicht auf eine solche Regelung, für den auch zahlreiche in Teilkapitel aufgeführte Argumente sprechen. 137

139 4 Eigenverbrauch Dieses Kapitel beschreibt die neuen Rahmenbedingungen, die sich seit 2009 beim Eigenverbrauch von erzeugtem Solarstrom ergeben haben (4.1) und beschreibt deren Auswirkungen, auch bei Einsatz zusätzlicher Technik (4.2 bis 4.5). Für fünf Modellfälle werden Wirtschaftlichkeitsberechnungen angestellt (4.6). Abschließend wird überprüft, inwieweit die geltende Regelung die erwünschten Ziele erreicht hat, oder ob andere Handlungsalternativen dazu effektiver in der Lage wären (4.7 und 4.8). Eine Zusammenfassung wesentlicher Ergebnisse und Handlungsempfehlungen befindet sich in Kapitel Rahmenbedingungen Ziele und Hintergrund Ein Ziel der Eigenverbrauchsregelung ist es, die Aufmerksamkeit auf das eigene Verbrauchsverhalten zu lenken und mit der Bewusstmachung des eigenen Stromverbrauchs letztendlich eine effizientere Stromnutzung zu realisieren. So können Anreize vermittelt werden, den Verbrauch zu reduzieren. Der bewusste Umgang mit Strom und das Ausloten von Effizienzwirkungen können viele Verbraucher anregen, sich selbst in einer Art dezentralen Energiemanagement auszuprobieren [143]. Diese Ziele wurden bereits in der Begründung zu 33 (2) EEG 2009 festgeschrieben: "Der Anspruch auf Vergütung für selbst genutzten Strom ( ) soll einen Anreiz setzen, Strom aus Erneuerbaren Energien selbst dezentral zu verbrauchen. Statt den erzeugten Strom ins Netz einzuspeisen und im Gegenzug anderen Strom zum Eigenverbrauch aus dem Netz zu entnehmen, wie es heute häufig geschieht, soll eine Eigenenergieversorgung erfolgen. (S. 66 in [144]). Neben der Sensibilisierung der Verbraucher soll die Regelung dazu beitragen, ( ) dass die Anlagenbetreiber zu einer stärkeren lokalen Nutzung des Stroms motiviert und damit die lokalen Stromnetze entlastet werden. (S. 11 in [145]). Diese spezifischen Ziele für die Eigenverbrauchsregelung sind in die Gesamtziele des EEG eingebunden. Zusammenfassend muss sich die Wirksamkeit des Instruments der Eigenverbrauchsregelung an folgenden Zielen messen lassen: Bietet sie einen Beitrag zur Marktintegration der Erneuerbaren Energie? Schafft die Regelung wirksame Anreize für weitere technische Innovationen (Stichworte Lastmanagement und Speichertechnologien)? Kann die Eigenverbrauchsregelung einen Beitrag zur Entlastung der (lokalen) Netze leisten? Und kann dadurch auch indirekt eine Sensibilisierung der Stromverbraucher bezüglich ihres Stromverbrauchs und eine Ausrichtung der PV-Anlagen auf eine bedarfsgerechte Erzeugung und eine effizientere Stromnutzung erreicht werden? Sind Impulse für angebotsgesteuerte Nachfrage (z.b. Smart Metering) zu sehen? 138

140 4.1.2 Rechtliche Aspekte Die Regelung zur Vergütung des Eigenverbrauchs von erzeugtem PV-Strom wurde mit Wirkung zum im EEG aufgenommen. Die Vergütung des Eigenverbrauchs nach 33 (2) EEG ist an folgende Bedingungen geknüpft [146]: (1) Verbrauch des erzeugten PV-Stroms von Anlagenbetreibern selbst oder Dritten (2) Verbrauch des erzeugten PV-Stroms in unmittelbarer räumlicher Nähe (3) Die Anlage befindet sich auf einem Gebäude (4) Nachweis der Höhe des Verbrauchs (5) Begrenzung der installierten Leistungsgröße der PV-Anlage (6) Inbetriebnahme der Anlagen ab dem Jahr 2009 (7) Die Anlage verfügt über einen Netzanschluss, denn eine netzunabhängige Anlage (Inselsystem) hat keinen Vergütungsanspruch zu (1) Durch die Formulierung der Anlagenbetreiber oder Dritte wird deutlich, dass die Anrechenbarkeit des Verbrauchs nicht von den Eigentumsverhältnissen abhängig ist. zu (2) und (3) Der Eigenverbrauch erfolgt in unmittelbarer Umgebung der Anlage. Diese Lokalisierung wurde von der Clearingstelle EEG in der Empfehlung 2008/49 als uneindeutig bezeichnet. Eine PV-Eigenverbrauchsnutzung kann auf benachbarten Grundstücken erfolgen, falls das öffentliche Netz nicht zur Durchleitung verwendet wird oder aber die Durchleitung mit dem Netzbetreiber vereinbart wurde und Durchleitungsgebühren entrichtet werden [147 und 148]. Bei einer gemeinschaftlichen Nutzung der PV-Anlage in einem Mehrfamilienhaus mit mehreren Mietparteien, sollte ein Verteilungsschlüssel für die erzeugte und eigenverbrauchte Strommenge nach Anzahl der Mietparteien angewendet werden. Für Solaranlagen, die sich auf Gebäuden benachbarter Grundstücke in Siedlungsbereichen (z.b. Reihenhaussiedlungen) befinden, ist nach Auslegung der Empfehlung 2008/49 der Clearingstelle der Begriff unmittelbare räumliche Nähe nicht gegeben [148]. zu (4) Weitere Erläuterungen zu technischen Voraussetzungen und Regelungen sowie zum Nachweis der eigenverbrauchten Strommenge erfolgen im Anhang unter Nr zu (5) und (6) Bis zur EEG-Novellierung im Sommer 2010 konnten nach 33 (2) nur PV- Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 30 kwp von der Regelung zur Eigenverbrauchsvergütung Gebrauch machen. Sie galt für Anlagen, deren Inbetriebnahme zwischen dem 1. Januar 2009 und dem 30. Juni 2010 erfolgte. Mit der Novellierung des EEG 2010 wurde die Anlagengröße auf bis zu 500 kwp erweitert. Dies gilt nun für alle Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2011 in Betrieb genommen werden. 139

141 4.1.3 Vergütung nach 33 Abs. 2 EEG Die Vergütung des Eigenverbrauchs nach 33 Abs. 2 durchbricht den grundsätzlichen Fördermechanismus des EEG, denn anstatt einer Vergütung für eingespeisten Strom, erfolgt eine Vergütung ohne Stromlieferung des Anlagenbetreibers [149]. Betreiber von PV-Anlagen an oder auf Gebäuden mit einer installierten Leistung von max. 30 kwp, die ab dem angeschlossen wurden, konnten bzw. können sich, neben der Volleinspeisung ins Netz, auch für die Option Eigenverbrauch entscheiden. Mit der Novellierung des EEG 2010 wurde die Anwendung der Regelung auf Anlagen bis 500 kwp ausgedehnt, damit wurden weitere Vergütungsklassen beim Eigenverbrauch eingeführt. Der Vergütungssatz errechnet sich aus der für die jeweilige Anlage geltenden Vergütung für die Netzeinspeisung abzüglich eines festen Betrages: Abzug bis 30% Eigenverbrauch: 16,38 ct/kwh Abzug über 30% Eigenverbrauch: 12 ct/kwh Mit der 30%-Grenze sollte ein weiterer Anreiz zur Erhöhung des Eigenverbrauchsanteils geschaffen werden. Neben der EEG-Vergütungszahlung kann zusätzlich der eingesparte Strom (Bezugsstrom) hinzugerechnet werden. In der Kombination von Vergütung und eingespartem Strombezug entsteht der finanzielle Anreiz der Regelung. Die Höhe des Anreizes ist ergibt sich aus der gesetzlich festgeschriebenen EEG-Vergütung und den Kosten für den eingesparten Bezugsstrom, sie steigt bei steigenden Verbraucherstrompreisen. Auch wenn die Vergütungssätze für Netzeinspeisung und Eigenverbrauch der Degression unterliegen, führt die gewählte Vergütungsregel zu dem Effekt, dass mit dem Anstieg der Strompreise der Gewinn durch die Eigennutzung von Solarstrom bei Neuanlagen weiter steigen wird, denn der absolute Rückgang des Vergütungssatzes ohne Eigennutzung ist stärker als der Rückgang der Summe aus Vergütungssatz für Eigennutzung und eingespartem Strompreis. Je stärker die Degressionsschritte ausfallen, desto mehr erhöht sich der Anreiz zum Eigenverbrauch. Die Betreiber von PV-Anlagen müssen sich nicht schon bei der Inbetriebnahme für eine Eigenverbrauchsnutzung entscheiden. Sie haben innerhalb der Vergütungsdauer von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres die Möglichkeit, davon Gebrauch zu machen bzw. zurück zur Einspeisevergütung zu wechseln [150]. Eine ausführliche Wirtschaftlichkeitsberechnung zur Nutzung der Eigenverbrauchsregelung für unterschiedliche Modelltypen erfolgt in Kapitel Bisherige Relevanz des Eigenverbrauchs in der Praixs Bedeutung des Eigenverbrauchs anhand der Ergebnisse der Handwerkerbefragung Die seit geltende Eigenverbrauchsregelung besaß den Charakter einer sanften Regelung mit Anreizwirkung. Bis zur Novellierung vom Sommer 2010 und der damit verbundenen Erweiterung der Vergütungsoptionen für 140

142 den Eigenverbrauch sowie der Ausweitung der relevanten PV-Anlagengröße von 30 kwp auf 500 kwp, spielte die Anwendung der Eigenverbrauchsförderung eine eher untergeordnete Rolle. Die zögerliche Inanspruchnahme des Eigenverbrauchs im Jahr 2009 hatte verschiedene Ursachen: - Ein bisher relativ geringer finanzieller Anreiz Bis zur Novellierung des EEG und der Anhebung der Vergütungssätze bzw. der zeitgleichen Absenkung der Vergütungen für Netzeinspeisungen betrug der finanzielle Anreiz nur ca. 2 ct/kwh. - Unsicherheiten bei der technischen Umsetzung Obwohl mit der TAB 2007 Regelungen zur Zähleranordnung existieren, zeigt die Auswertung der ersten Welle der Handwerkerbefragung 2010 [18] die Unsicherheit bei den Akteuren in der praktischen Umsetzung auf. Trotz eindeutiger Regelungen wie der TAB 2007 und die Richtlinien des Forums Netztechnik/ Netzbetrieb (FNN) konnten nur knapp 40% der befragten Handwerker Auskunft zur Art der Erfassung des Eigenverbrauchs geben. - Unsicherheiten bei der Versteuerung Zur Bewertung des finanziellen Vorteils der Eigenverbrauchsvergütung müssen die umsatzsteuerlichen Regelungen berücksichtigt werden. Auch hier herrschte seitens der Akteure eine Verunsicherung. Andere Publikationen bestätigen ebenfalls die noch eher zurückhaltende Praxiswirksamkeit der Eigenverbrauchsregelung [151]. Bei Übertragung der Befragungsergebnisse [18] mit einer Anwendungsquote von 10,3% für das Jahr 2009 würden insgesamt Anlagenbesitzer von der Regelung Gebrauch machen. Sie erscheint aber, unter Berücksichtigung von Fachliteratur und Praxisberichten, als zu hoch. Zusätzliche Befragungen von Installateuren gehen für das Jahr 2009 von einer einstelligen Prozentzahl aus. Die Daten aus dem EEG-Statistikbericht bestätigen die Annahme, dass die Ergebnisse der Handwerkerbefragung an dieser Stelle nicht zu repräsentativen Ergebnissen geführt haben. Laut EEG-Statistikbericht wurden im Jahr 2009 nur Anlagen mit Eigenverbrauchsnutzung installiert, was ca. 5% aller Neuanlagen entspricht. Die Leistung der Anlagen mit Eigenverbrauch umfasst 70 MW. Die eigenverbrauchte Strommenge beträgt rd MWh. Insgesamt erzeugten die PV- Anlagen mit Eigenverbrauch MWh PV-Strom (Abb. 4-1), somit liegt der Anteil des Eigenverbrauchs an der Stromerzeugung bei den PV-Anlagen mit Eigenverbrauch bei 27,1% [152]. Für das Jahr 2010 liegen noch keine EEG-Statistikdaten zum Eigenverbrauch vor, es kann aber von einer deutlichen Steigerung der eigenverbrauchten PV- Strommengen ausgegangen werden. Nach Auswertung der Handwerkerbefragung 2011 war im Jahr 2010 ein deutlicher Anstieg, fast eine Verdreifachung der installierten Dachanlagen mit Eigenverbrauchsnutzung zu verzeichnen. War im Jahr 2009 jede 10. installierte Anlage mit Eigenverbrauchsnutzung (10,3%), sind es im Jahr 2010 bereits 23%, also fast jede 4. Anlage (Abb. 4-2). 141

143 Abb. 4-1 Eigenverbrauch und Netzeinspeisung der Anlagen mit Nutzung der Eigenverbrauchsregelung nach Bundesländern (Daten: EEG- Statistikbericht) installierte Dachanlagen ohne Eigenverbrauchsnutzung installierte Dachanlagen mit Eigenverbrauchsnutzung Anlagenanzahl Abb. 4-2: Anzahl installierter Dachanlagen 2009 und 2010 gemäß Handwerkerbefragung [18] Zusätzlich ist im Jahr 2010 zu beachten, dass mit der EEG-Novellierung zur Jahresmitte die Anlagengröße für die Eigenverbrauchsnutzung auf 500 kwp erweitert wurde. Diese Möglichkeit wurde von den Anlagenbetreibern stark in Anspruch genommen. Laut Befragungsergebnisse ist im zweiten Halbjahr fast die Hälfte der installierten Leistung (42%) auf Anlagen ab 30 kwp zurückzuführen (Abb. 4-3). Die installierte Leistung der Anlagen bis 30 kwp stieg vom ersten zum zweiten Halbjahr insgesamt um 13%. 142

144 Für 2010 konnte aus den Befragungsergebnissen für Anlagen mit Eigenverbrauch insgesamt eine installierte Leistung von kwp (fast 68 MW) im Rahmen der Stichprobe ermittelt werden. Da die Stichprobe rund ein Siebentel des Gesamtmarktes von 2010 umfasst, lässt sich daraus eine installierte Leistung von mehr als 450 MW mit Eigenverbrauch in Deutschland ableiten. Abb. 4-3: Installierte Anlagen mit Eigenverbrauchsnutzung 2010 nach Halbjahren und Größenklassen (Anlagen, die durch die befragten Installationsunternehmen errichtet wurden) [18] Im 2. Halbjahr ist bei allen Investorengruppen eine deutliche Steigerung sichtbar, am stärksten bei den Privathaushalten (fast jede 2. Anlage) (Abb. 4-4). 60 Anteil der installierten Anlagen mit Eigenverbrauch im Jahr 2010 [%] Halbjahr 2. Halbjahr LW PH GW Öffentlich Abb. 4-4: Anteil der Anlagen mit Eigenverbrauch innerhalb der Investorengruppen (LW: Landwirtschaft, PH: Private Haushalte, GW: gewerbliche Wirtschaft) [18] Die mittleren Leistungsgrößen für die verschiedenen Nutzertypen sind in Abb. 4-5 dargestellt. Die größte mittlere Anlagengröße mit 40 kwp ist im Bereich 143

145 Gewerbe zu finden. Auch die mittlere Anlagengröße privater Haushalte ist mit 12 kwp relativ groß. Die Befragungsergebnisse bestätigen die Annahme, dass in der bisherigen Planung von PV-Anlagen die Investition mehrheitlich als Renditeobjekt betrachtet wird. Deshalb ist die Größe der Anlagen eher an baulichen und finanziellen Möglichkeiten zur Optimierung der Rendite als am Eigenbedarf orientiert. Die stärkere Ausnutzung der Eigenverbrauchsvergütung ist jedoch leichter mit einer kleineren PV-Anlage erreichbar. 45 ] p W40 [k h c u35 r a r b e v30 n e ig E25 it m n e20 g la n A15 r e d g n10 tu is e Ḻ 5 Ø LW PH GW Öffentlich Abb. 4-5: Mittlere Anlagengröße Eigenverbrauch im 2. Halbjahr 2010 nach Investoren (LW: Landwirtschaft, PH: Private Haushalte, GW: gewerbliche Wirtschaft) [18] Dass die Eigenverbrauchsregelung im Jahr 2010 deutlich stärker in Anspruch genommen wurde, bestätigen auch die Befragungsergebnisse zur Einschätzung der Wirtschaftlichkeit (Abb. 4-6). prozentualer Anteil der Befragten öffentliche Investoren Landwirtschaftliche Investoren private Investoren gewerbliche oder industrielle Investoren sehr attraktiv attraktiv wenig attraktiv nicht attraktiv keine Angaben Abb. 4-6: Attraktivität des Eigenverbrauchs im Jahr 2010 für 4 Investorengruppen aus Sicht der Installationsbetriebe [18] 144

146 Tendenziell wird Eigenverbrauch als attraktiv eingestuft, insbesondere für Privathaushalte und Gewerbe, für die Landwirtschaft wird die Attraktivität etwas zurückhaltender bewertet. Bestanden im Jahr 2009 noch Unsicherheiten bezüglich der steuerrechtlichen Abhandlung und technischen Handhabung des Eigenverbrauchs, spielen diese Probleme inzwischen eine untergeordnete Rolle. Vielmehr rückt nun in den Vordergrund, dass die Handwerker bzw. Installationsbetriebe es als schwierig bzw. kritisch ansehen, den Eigenverbrauchsanteil zu steigern, weil noch nicht die entsprechenden Techniken wie z. B. Speicher wirtschaftlich einsetzbar sind (Abb. 4-7). prozentualer Anteil der Befragten 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 26% 22% 16% 15% 8% 6% 4% 3% 2% 2% 0% Abb. 4-7: Einschätzung der befragten Betriebe zu Schwierigkeiten oder Probleme (Ergebnisse für 2011) (EVU = Energieversorgungsunternehmen) [18] Entwicklungsfortschritte und Bestrebungen seitens der Systemund Komponentenhersteller Eine Marktrecherche zeigt, dass auch System- und Komponentenhersteller das Thema Eigenverbrauch aufgenommen haben und davon ausgehen, dass die gesetzliche Förderung Märkte für neue, innovative Produkte eröffnet (siehe Tab. 4-1, Quellen [153], [154], [155], [156], [157] und [158]). Es kann davon ausgegangen werden, dass zusätzlich weitere bisher unveröffentlichte Entwicklungsbestrebungen vorhanden sind. 145

147 Tab. 4-1 Übersicht über Produkte und Entwicklungen zum Eigenverbrauch System- oder Komponentenhersteller voltwerk electronics GmbH Conergy AG SMA Solar Technology AG SMA Solar Technology AG SolarWorld AG KACO new energy GmbH Produkt oder Entwicklung VS 5 hybrid Batteriegestütztes Wechselrichtersystem zur Eigenverbrauchsoptimierung mit Li-Ionen-Speichertechnologie und bis 5 kw el. Leistung in Entwicklung, erhältlich ab Herbst 2011 VisionBox Display zur Visualisierung und Überwachung von Erzeugungsleistung der Energieverbrauch für PV-Anlagen ab 3 kw verfügbar Sunny Home Manager Komponente zur Überwachung von Erzeugungsleistung und Energieeinspeisung mit Möglichkeit zur automatisierten Verbrauchersteuerung und zur Einbindung von Erzeugungsprognosen in Entwicklung Sunny Backup-Set Ergänzungsmodul zu Solaranlagen mit Blei-Batterien zur Bereitstellung einer Backup-Funktionalität oder zur Erhöhung des Eigenverbrauchs in Entwicklung SunPac Systembausatz mit Wechselrichtern und elektrischem Speicher mit Blei-Technologie zur Steigerung des Eigenverbrauchs und Bereitstellung von Backup-Energie verfügbar Relais 33 Ergänzung für Wechselrichter zur automatisierten Verbrauchersteuerung verfügbar 4.2 Konzepte zur Erhöhung des Eigenverbrauchs Auf Grund der natürlichen teilweisen zeitlichen Übereinstimmung von Lastbedarf und Energieerzeugung in PV-Anlagen kann ein natürlicher Eigenverbrauch bereits ohne zusätzliche Anstrengungen erreicht werden. Dieser natürliche Eigenverbrauch ist für jeden Nutzer individuell und abhängig von der Form des Lastprofils, vom kumulierten Lastbedarf und von der Größe der installierten Anlage. Durch die Einführung eines Energiemanagements kann der Eigenverbrauch weiter gesteigert werden. Es sind dabei insbesondere die nachfolgend genannten Energiemanagement-Konzepte im Rahmen der Eigenverbrauchsdiskussion von Bedeutung: Veränderung des Nutzerverhaltens auf Grund des stärkeren Bewusstsein bezüglich der Notwendigkeit des Ausgleichs von Energieangebot und Energiebedarf (wirtschaftlicher Anreiz), Lastmanagementanwendungen zur Verlagerung des Energiebedarfs in Zeiten eines Erzeugungsüberschusses, Strom-Wärme-Anwendungen, bei denen im Falle eines Erzeugungsüberschusses elektrische Energie in Wärme umgewandelt und die thermische Energie in Wärmespeichern vorgehalten wird, und 146

148 Einsatz von elektrischen Speichern zur Aufnahme des Erzeugungsüberschusses und Abgabe der Energie bei Lastbedarf. Der technische und wirtschaftliche Vergleich der Konzepte wird anhand von 5 Modellfällen durchgeführt. Diese Modellfälle umfassen Ein- und Mehrfamilienhaushalte, gewerbliche Betriebe (am Beispiel eines Supermarktes), öffentliche Gebäude (am Beispiel einer Schule) und landwirtschaftliche Betriebe (präzisiert im folgenden Abschnitt) Definition der Nutzertypen Es werden fünf verschiedene Nutzertypen definiert (Tab. 4-2). Tab. 4-2: Definition der Modell-Nutzertypen Nummer Gebäudeart 1 Einfamilienhaus (EFH) 2 Mehrfamilienhaus (MFH) 3 Supermarkt / Discounter Nutzertyp Installierte Anlagenleistung Produzierte Strommenge Strombedarf der Nutzer kw MWh MWh 4 Personenhaushalt 5 4,5 4 [159] 30 Wohneinheiten à 2 Personen 30 27,2 60 [159] ca m² Ladenfläche, inkl. Kälteerzeugung, Öfen, Lüftung, Beleuchtung, Kühlmöbel, Öffnungszeit: 8 bis 20 Uhr 4 Schule öffentliches Gebäude (weiterführende Schule mit ca. 300 Schülern) 5 Landwirtschaft mittelgroßer Bestand: etwa 2500 Mastplätze oder 300 Milchkühe Quellen [160] [161] [159] Auf Basis der in den Quellen hinterlegten Informationen konnten für alle Nutzertypen Lastprofile ermittelt werden, welche das Verhaltensmuster des Nutzertyps ebenso abbilden wie saisonale Schwankungen und kurzfristige Lastsprünge. Die resultierenden Lastprofile haben eine zeitliche Auflösung von 15 Minuten und decken einen Ein-Jahreszeitraum ab. Abb. 4-8 stellt die mittleren Tagesgänge für alle 5 Nutzertypen dar. Für die Ermittlung des Jahresprofils der Erzeugung der Photovoltaik-Anlagen wurden am Standort Kassel gemessene Einstrahlungs- und Temperaturmessdaten herangezogen und mit einem [162] nachempfundenen Modell für Photovoltaik-Module in eine Jahresganglinie der elektrischen Leistung umgerechnet. 147

149 Abb. 4-8: Mittlerer Tageslastgang für die Nutzertypen Eigenverbrauch ohne zusätzliche Energiemanagement- Systeme Natürlicher Eigenverbrauch für die Modellfälle Soll die Bedeutung des Eigenverbrauchs für einen Anwendungsfall erfasst werden, ist neben dem Eigenverbrauchsanteil auch der Autarkiegrad zu betrachten. Der Eigenverbrauchsanteil beschreibt, welcher Anteil der erzeugten PV-Energie selbst verbraucht werden kann, während der Autarkiegrad den Eigenverbrauch auf den kumulierten Lastbedarf bezieht und daher ein Maß dafür ist, welcher Energiebedarf aus der Photovoltaikanlage gedeckt werden kann (siehe auch Teilkapitel 9.2.1). 148

150 Tab. 4-3: Eigenverbrauch der Nutzertypen ohne Anwendung eines Energiemanagementsystems Modelltyp EFH MFH Supermarkt Schule Landwirtschaft PV-Erzeugung [MWh] 4, Lastbedarf [MWh] Eigenverbrauch [MWh] 1, Eigenverbrauchsanteil 30% 61% 89% 23% 10% Autarkiegrad 34% 28% 7% 43% 51% Im Einfamilienhaus können mit den hier angenommenen Randbedingungen zur PV-Erzeugung und Lastprofil 30% der erzeugten Energie selbst verbraucht werden. Für diesen Modellfall ist die im EEG vorgegebene Schwelle zur Vermeidung von Mitnahmeeffekten daher zutreffend gesetzt. Für die übrigen Modellfälle kann dieses Ergebnis jedoch nicht bestätigt werden. Mit nur 10% ist der Eigenverbrauchsanteil für den Nutzertyp Landwirtschaft auf Grund der stark ausgeprägten Differenz zwischen Energiebedarf und Potenzial an Flächen, die für die Errichtung einer Photovoltaikanlage geeignet sind, besonders gering (Tab. 4-3). Die zum 01. Juli 2010 eingeführte Schwelle für den Eigenverbrauchsanteil von 30%, ab welcher eine erhöhte Vergütung gewährt wird, ist somit nicht angemessen, um generell Anreize für eine Investition in Energiemanagementsysteme zu setzen und Mitnahmeeffekte zu vermeiden Eigenverbrauch und Autarkiegrad in Abhängigkeit äußerer Parameter Wie aus Abb. 4-9 ersichtlich werden Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad vorwiegend durch Anlagengröße und Lastbedarf beeinflusst. Der Eigenverbrauchsanteil sinkt mit zunehmender Anlagengröße und steigt mit zunehmendem Lastbedarf. Der Autarkiegrad zeigt ein umgekehrtes Verhalten, variiert dabei aber geringer als der Eigenverbrauchsanteil. Es ist jedoch wichtig festzustellen, dass trotz dieser Kopplungen kein Anreiz zur Unterdimensionierung der PV-Anlage oder zur Erhöhung des Lastbedarfs gesetzt wird. Dies ist der Tatsache geschuldet, dass der finanzielle Vorteil aus der Eigenverbrauchsregelung daraus entsteht, dass sich die Strombezugskosten in stärkerem Maße senken als die EEG-Vergütung. Eine Unterdimensionierung der PV-Anlage würde hingegen zu einer zusätzlichen Verringerung der EEG-Vergütung (ohne Kompensation durch eine entsprechende Verminderung der Strombezugskosten) führen. Bei einer Erhöhung des Lastbedarfs würde eine nicht kompensierte Erhöhung der Strombezugskosten auftreten. 149

151 Abb. 4-9: Abhängigkeit des Eigenverbrauchsanteils von PV-Anlagengröße und Lastbedarf Lastmanagementanwendungen Eine Möglichkeit zur gleichzeitigen Erhöhung von Eigenverbrauch und Autarkiegrad besteht in der Anwendung von Lastmanagementverfahren. Wie in Abschnitt beschrieben, sind entsprechende Produkte bereits auf dem Markt verfügbar oder befinden sich in Entwicklung. Der mögliche positive Einfluss des Lastmanagements ist durch physikalische Prozesse (z.b. Erwärmung eines Kühlschrankes über Temperaturgrenzen hinaus) und die Nutzerakzeptanz zur Einschränkung seines Konsumverhaltens beschränkt. 150

152 In Abb wird der Einfluss der Parameter Variabilität des Lastbedarfs 15 und Verschiebungszeitraum 16 dargestellt. Hierbei wird der stark vereinfachende Ansatz gewählt, dass sich der Lastbedarf der Geräte, die für ein Lastmanagement herangezogen werden, vollkommen gleichmäßig über den übrigen Lastbedarf verteilt. Abb. 4-10: Einsatzpotenzial von Lastmanagement zur Erhöhung des Eigenverbrauchs Ein Potenzial zur Steigerung des Eigenverbrauchsanteils besteht insbesondere bei Ein- und Mehrfamilienhäusern, bei denen der Eigenverbrauchsanteil von 30% auf 47% beziehungsweise von 60% auf 87% gesteigert werden kann, wenn 50% der Last über einen Zeitraum von 24 Stunden beliebig verschoben werden können. Im Einfamilienhaus kann dadurch unter Annahme der in Teilkapitel genannten Randbedingungen über 20 Jahre ein Mehrertrag von etwa 2000 erwirtschaftet werden, im Mehrfamilienhaus entspricht der Mehrertrag pro Wohneinheit etwa 500. Reduziert sich der Zeitraum, in dem eine flexible Lastverschiebung möglich ist auf unter 12 Stunden, ist ein deutlich geringerer Mehrertrag zu erwarten. Einschlägige Studien schätzen das Verlagerungspotenzial auf 14 TWh/a bis 33,6 TWh/a, was einem Anteil von 9,9% bis 23,8% des Jahresenergiebedarfs der deutschen Haushalte entspricht [163]. Für die Modelltypen Landwirtschaft, Supermarkt und Schule ergeben sich nur geringe Potenziale zur Erhöhung des Eigenverbrauchs. Insgesamt ergibt sich damit nur ein geringer finanzieller Anreiz für die Einrichtung eines Lastmanagements und die Anschaffung elektrischer Geräte mit Kommunikationsschnittstellen. Die Eigenverbrauchsregelung ergänzt sich jedoch mit der Pflicht zum Angebot variabler Stromtarife ab Januar 2011 (EnWG 40(3)) und schafft somit einen ergänzenden Anreiz für die Einführung von SmartGrid-Anwendungen (d.h. insbesondere Lösungen zur Erreichung eines Energiebilanzgleichgewichtes zwischen Stromerzeugung und verbrauch) im privaten und gewerblichen Bereich. 15 Leistungsmäßiger Anteil der Last, die für das Lastmanagement zur Verfügung steht, gemessen an der gesamten Last 16 Zeitraum, um den das Anfallen der elektrischen Last maximal verschoben werden kann 151

153 4.2.4 Strom-Wärme-Anwendungen Strom-Wärme-Anwendungen eignen sich auf Grund des im Vergleich zu den übrigen elektrischen Lasten im Haushalt hohen elektrischen Leistungsbezugs und der Möglichkeit zur zeitlichen Trennung von elektrischen und thermischen Lastbedarf durch den Einsatz thermischer Speicher in besonderen Maße für den Einsatz im Rahmen des Lastmanagements. Die Erwärmung von Wasser oder Luft unter Nutzung elektrischer Energie wird insbesondere in folgendem Kontext betrieben: o Trinkwarmwasserbereitung in Warmwasserboilern o elektrische Zuheizung in Ergänzung beispielsweise zu solarthermischen Anlagen oder Wärmepumpen o Heißluftgebläse für die Raumheizung o Wärmepumpen (Luft/Wasser, Wasser/Wasser, Sole/Wasser) Diese Einsatzbereiche unterscheiden sich sehr deutlich in der energetischen Effizienz der Wärmebereitstellung. Bei der Trinkwarmwasserbereitstellung über Boiler, elektrischen Zuheizungen und Heißluftgebläsen wird die elektrische Energie über einen Widerstand 1:1 in Wärme umgesetzt. Bei Wärmepumpen muss im Jahresmittel nur etwa ¼ der benötigten Wärmeenergie aus elektrischer Energie bereitgestellt werden [164]. Auch unter Berücksichtigung der Energieverluste bei der Strombereitstellung fällt die Gesamtenergiebilanz bei der Wärmebereitstellung über eine Wärmepumpe daher im Vergleich zur Wärmebereitstellung über eine Gas-, Öl- oder Holzheizung positiv aus. Das Konzept ist auch auf Neubauten mit hohem Isolationsstandard anwendbar. Bei der nachfolgenden Betrachtung wird ein Wärmebedarf entsprechend der Quellen [165] und [166] für die Modellfälle angenommen. Auf Grund des höheren elektrischen Lastbedarfs steigt der natürliche Eigenverbrauch gegenüber der Betrachtung in Tab. 4-2 bereits bei Anwendung der standardmäßigen rein temperaturabhängigen Steuerung (Spalte: Std ). Durch Anwendung eines Lastmanagements kann der Eigenverbrauch weiter erhöht werden (Tab. 4-4). Die Steuerung von Lasten über eine Zeitschaltuhr ist die einfachste Form des Lastmanagements. Bei dieser Regelung werden die thermischen Speicher unabhängig von der Witterung ab 12 Uhr mittags vollständig geladen (Spalte: 12h ). Bei Kenntnis der aktuellen Erzeugungs- und Lastsituation kann durch eine dynamischere Steuerung der Wärmepumpe der Eigenverbrauch weiter erhöht werden (Spalte: EV ). 152

154 Tab. 4-4: Eigenverbrauch der Nutzertypen bei Anwendung von Wärmepumpen Modelltyp EFH MFH Landwirtschaft Steuerung Std 12h EV Std 12h EV Std 12h EV PV-Erzeugung [MWh el ] 4,5 27,2 449 Lastbedarf [MWh el ] 10,0 126,5 281 Wärmebedarf [MWh th ] 2,0 WW +16,2 Heizw 30 WW +162 Heizw 655 Heizw Eigenverbr. [MWh el ] 2,0 2,5 3,0 18,4 20,8 22, Eigenverbrauchsanteil 44% 55% 67% 68% 76% 84% 19% 23% 26% Autarkiegrad 20% 25% 33% 15% 16% 18% 30% 37% 42% Legende: WW: Warmwassser, Heizw: Heizwärme, Spaltenbeschriftungen siehe Text Auf Grund der veränderten Steuerung der Wärmepumpe ergibt sich auch am Netzanschlussknoten eine Veränderung des Profils der Leistungsflüsse. Abb zeigt die Tagesprofile der Leistungsflüsse im Jahresmittel und vergleicht die sich ausbildenden Profile bei Anwendung einer rein temperaturabhängigen Steuerung mit den Profilen bei Anwendung einer Zeitschaltuhr- Steuerung und bei Anwendung einer Steuerung zur Erhöhung des Eigenverbrauchs. Charakteristisch für den über eine Zeitschaltuhr gesteuerten Wärmepumpenbetrieb ist eine deutliche Lastspitze zwischen 12h und 14h, welche im Jahresmittel nicht durch die Leistungseinspeisung kompensiert werden kann. Bei Anwendung der Eigenverbrauchs-Steuerung ist eine Verschiebung des Lastbedarfs für die Wärmepumpe aus der Nacht in den Tag zu beobachten. Im Jahresmittel wird durch diese Verschiebung eine Einspeisung von Photovoltaikenergie vollkommen vermieden. Abb. 4-11: Vergleich der mittleren Leistungsflüsse am Netzanschlussknoten (NAK) für verschiedene Steueralgorithmen der Wärmepumpe am Beispiel des Einfamilienhauses 153

155 4.2.5 Einsatz elektrischer Speicher Ein Ansatz zur Erhöhung des Eigenverbrauchsanteils liegt in der Verwendung elektrischer Speicher. Durch Abstimmung des Ladens und Entladens des Speichers auf die momentane Erzeugung von Solarenergie und den aktuellen Lastbedarf kann der Eigenverbrauch erhöht werden, ohne dass der Nutzer seine Gewohnheiten ändern oder Einschränkungen in der Verfügbarkeit von Energie akzeptieren muss Mögliche Speichertechnologien Grundsätzlich werden folgende Typen von Speichertechnologien unterschieden: mechanische Speicher (z. B. Pumpspeicherkraftwerk oder Schwungrad) elektrische Speicher (z. B. Doppelschichtkondensatoren) elektrochemische Speicher (z. B. Akkumulatoren und Brennstoffzellen) Für die besonderen Anforderungen der Anwendung von Speichern zur Erhöhung des Eigenverbrauchs können Pump- und Druckluftspeicherkraftwerke auf Grund zu hoher Anforderungen und Aufwendungen für die Errichtung ausgeschlossen werden. Ebenfalls entfallen die Kurzzeitspeicher (elektrische Speicher), die sich durch hohe Leistungen und geringe energetische Speicherkapazitäten auszeichnen. Diese Einschränkungen beschränken die im Folgenden betrachteten Technologien auf die in Tab. 4-5 aufgeführten. Tab. 4-5: Eigenschaften verschiedener Speichertechnologien (nach [167]) Technologie Selbstentladung (in %/ Monat) Zyklenwirk ungsgrad (in %) Zyklenzahl Lebensdauer (in a) Kosten (in /kwh) Li-Ion (100%) Schwungrad (100%) Blei-Säure (80%) Redox-Flow (?%) NaS (90%) NiMH (80%) Brennstoffzelle Einfluss von Speichertechnologie und -kapazität auf Eigenverbrauch und Energiebezug Abb zeigt den für den Modellfall Einfamilienhaus auftretenden Eigenverbrauch bei Anwendung von elektrischen Speichern unterschiedlicher Technologien mit einer Kapazität von 5 kwh bzw. 10 kwh. 154

156 Der Vergleich zeigt, dass Speichertechnologien mit einem geringen Wirkungsgrad bei gleicher Speicherkapazität einen höheren Strombezug bei gleichzeitig höherem Eigenverbrauchsanteil aufweisen. Analog zu obiger Erläuterung führt diese Veränderung zu einem finanziellen Nachteil für den Anlagenbetreiber. Abb. 4-12: Einfluss der Speichertechnologien auf Direkteinspeisung, Eigenverbrauch und verbleibenden Netzbezug, exemplarisch für den Modelltyp des Einfamilienhauses bei Anschluss des Speichers als elektrische Last Unter Berücksichtigung wirtschaftlicher Aspekte zeigt sich, dass unter gegebenen Rahmenbedingungen keine Speichertechnologie im Rahmen des Eigenverbrauchs kostendeckend eingesetzt werden kann (siehe dazu auch Teilkapitel 4.6.1). Ähnliche Ergebnisse können für die übrigen Modellfälle festgestellt werden. Es ist jedoch abzusehen, dass mit den Technologien Blei- Säure, Li-Ionen, Redox-Flow und NaS bei gleichbleibendem Abzugsbetrag für Eigenverbrauch und weiter fallenden Kosten für elektrische Speicher zukünftig ein wirtschaftlicher Betrieb realisiert werden kann. Um bei gegebener Struktur der Vergütung für Eigenverbrauch den Einsatz von Speicher bereits heute wirtschaftlich sinnvoll zu gestalten, müssten der Abzugsbetrag für Eigenverbrauch im EEG gesenkt werden (siehe Teilkapitel 4.6.2). Durch die Anwendung des elektrischen Speichers werden die Leistungsflüsse am Netzanschlussknoten verändert und darüber Einfluss auf das Energiesystem genommen (siehe Abb. 4-13). Im Jahresmittel kann durch den Einsatz des elektrischen Speichers eine Vergleichmäßigung der Leistungsflüsse durch Ladung des Speichers im Zeitraum von 7h bis 14h und Entladung ab 17h erreicht werden. Im Mittel der 5% der Tage im Jahr mit dem höchsten PV- Ertrag ist die Speicherkapazität jedoch bereits um etwa 10h erschöpft. Auch durch Verdoppelung der Speicherkapazität kann der Ladezeitraum nicht signifikant verändert werden. In diesen Fällen kann somit keine Verringerung der maximalen Einspeiseleistung erreicht werden. Für die anderen Nutzertypen können vergleichbare Ergebnisse erzielt werden. 155

157 Abb. 4-13: Vergleich der mittleren Leistungsflüsse am Netzanschlussknoten (NAK) für den Einsatz verschieden großer Speicher zur Erhöhung des Eigenverbrauchs am Beispiel des Einfamilienhauses 4.3 Auswirkungen auf das Netz Bei Anwendung der in Kap. 4.2 beschriebenen technischen Anlagen zur Erhöhung des Eigenverbrauchs wird Einfluss auf die Leistungsflüsse im Verteilnetz genommen. Unter den im Anhang, Punkt 9.2.1, erläuterten Parametern sind für die Bewertung des Einflusses insbesondere die Spannungsanhebung und die Belastung der Betriebsmittel von Bedeutung. Der Einfluss einer Veränderung der Lastflüsse in einem Netzabschnitt etwa durch Last- oder Erzeugungsmanagement auf Leistungsflüsse in Leitungen und Betriebsmitteln, auf Netzverluste und auf die sich ausbildenden Spannungen ist abhängig von der Topologie des Netzes. Diese wird durch die örtliche Siedlungsstruktur bestimmt. Eine quantitative Aussage zum deutschlandweiten Einfluss der Erhöhung des Eigenverbrauchs kann daher im Rahmen dieses Vorhabens nicht geleistet werden. Die Ergebnisse weisen lediglich einen qualitativen Charakter auf. Die verwendeten Beispielnetze (Einfamilienhaussiedlung, Mehrfamilienhaussiedlung und ländliches Netz) werden im Anhang, Punkt 9.2.3, beschrieben. Um Aussagen über verschiedene Ausbauszenarien treffen zu können, wurden die jeweiligen Netzsimulationen bei einer PV-Durchdringung von 5%, 10%, 20%, 50% sowie 100% durchgeführt. Dabei bezeichnet die PV-Durchdringung den Anteil der Netzanschlüsse mit PV-Anlage gemessen an der Gesamtan- 156

158 zahl der Anschlussknoten. Die Anschlussknoten, die über eine PV-Anlage verfügen, sind gleichverteilt über das gesamte Netz. Es wird angenommen, dass jede Anlage über einen elektrischen Speicher, respektive eine Wärmepumpe, zur Erhöhung des Eigenverbrauchs verfügt. Einsatz von elektrischen Speichern Das Beispiel der Einfamilienhaus-Siedlung zeigt, dass eine geringe PV- Durchdringung im Bereich von 5%, 10% und 20% auch ohne Speicher zur Verringerung der Transformatorbelastung gegenüber dem Zustand ohne dezentrale Erzeuger beiträgt. Wie in Abb dargestellt, reduziert sich die Transformatorbelastung im Maximum sowie auch im Mittelwert. Durch die PV- Einspeisung erhöhen sich zwar die maximalen Knotenspannungen, diese liegen jedoch weiterhin deutlich unterhalb der in [168] vorgegebenen +3% Spannungsgrenze (Abb. 4-15). Bei 100% PV-Durchdringung steigt die Transformatorbelastung bis auf das zweifache der Belastung ohne PV-Einspeisung an. Auch das Spannungsband überschreitet bei dieser Durchdringung die zulässige Grenze. Diese Auswirkungen lassen sich durch den Einsatz von dezentralen elektrischen Speichern verringern. Insbesondere sinkt die mittlere Transformatorbelastung mit steigender Speicherkapazität. Die maximal auftretenden Spannungen können durch den Einsatz des Speichers nicht so weit verringert werden, dass die Grenzwerte bei einer Durchdringung des Netzes mit PV- Anlagen von 100% eingehalten werden. Abb. 4-14: Einfluss des Einsatzes von elektrischen Speichern auf die Transformatorbelastung am Beispiel des Modellnetzes für die Einfamilienhaus-Siedlung Die hier am Beispiel der Einfamilienhaus-Siedlung dargestellten Ergebnisse lassen sich quantitativ ebenfalls in den beiden weiteren untersuchten Modelltypen Mehrfamilienhaussiedlung und ländliches Netz beobachten. 157

159 Im Verteilnetz der Mehrfamilienhaussiedlung fallen die Einflüsse der PV- Anlagen und auch des Speichereinsatzes auf Grund der hohen Lastdichte und der im Verhältnis gesehen niedrigeren PV Leistung geringer aus. Abb. 4-15: Einfluss des Einsatzes von elektrischen Speichern auf das Spannungsband am Beispiel des Modellnetzes für die Einfamilienhaus-Siedlung Im Modellnetz des ländlichen Siedlungstyps hingegen haben die hohen Leistungen der PV-Anlagen der landwirtschaftlichen Betriebe einen großen Einfluss auf das Verteilnetz. Das Spannungsband, dargestellt in Abb. 4-16, überschreitet bereits bei 50% PV-Durchdringung die Spannungsgrenze von 3%. Die Transformatorbelastung steigt bei 100% PV-Durchdringung aufgrund der hohen Einspeiseleistung auf mehr als das Doppelte der Nennleistung an. Durch Speichereinsatz können diese Werte zwar verringert werden, jedoch nicht so, dass die Grenzwerte eingehalten werden. Netzausbaumaßnahmen würden in diesem Beispiel trotz Energiespeicher-Einsatz notwendig. 158

160 Abb. 4-16: Einfluss des Einsatzes von elektrischen Speichern auf das Spannungsband am Beispiel des Modellnetzes für den ländlichen Siedlungstyp Betrachtet man die Belastung des Netzes aus dem Blickwinkel des Netzbetriebs, so konnte in den Untersuchungen gezeigt werden, dass der Einsatz eines Speichers und sein Betrieb entsprechend des derzeitigen gesetzlichen Anreizes zu einer Entlastung im durchschnittlichen Betrieb führt. Betrachtet man die Netzbelastung jedoch aus dem Fokus des Netzausbaus, so kann durch den Speichereinsatz keine Entlastung erreicht werden, da die maximale Transformatorbelastung unverändert bleibt und der maximale Spannungshub nur in sehr geringem Maße verringert wird. Netzausbaumaßnahmen, die durch die zunehmende Durchdringung des Netzes mit Photovoltaik notwendig werden, können durch den Einsatz von Speicher also nicht in signifikantem Ausmaß verringert werden. Einsatz einer Wärmepumpe Die analoge Untersuchung des Einsatzes von Wärmepumpen, deren Steuerung allein von der Speichertemperatur abhängt (Standard-Betrieb, Bezeichnung: std ), zeigt, dass auf Grund des höheren durchschnittlichen Lastbedarfs auch bei einer Durchdringung des Netzes mit PV von 50% noch eine Verringerung der durchschnittlichen Transformatorbelastung bei Einhaltung des Spannungsbandes festzustellen ist (siehe Abb. 4-17). Lediglich im Szenario der 100%igen Durchdringung wird die mittlere Belastung erhöht und das Spannungsband überschritten. Weiterhin ist festzustellen, dass durch die Anwendung eines Zeitschaltuhrgesteuerten Lastmanagements (Bezeichnung: 12h ) eine signifikante Erhöhung der maximalen Transformatorbelastung auftritt, die mit einer zusätzlichen Aufweitung des Spannungsbandes in Richtung geringerer Spannungs- 159

161 werte verbunden ist. Aus Perspektive des Netzbetriebs und Netzausbaus sollte die verbreitete Anwendung von Lastmanagement über Zeitschaltuhren also möglichst vermieden werden. Bei Anwendung einer situationsabhängigen Steuerung (Bezeichnung: EV ) wird hingegen analog zu den Ergebnissen bei Verwendung eines elektrischen Speichers eine Verringerung der mittleren Belastung sowie eine geringe Verringerung der maximalen Belastung und des auftretenden Spannungsbandes erreicht. Abb. 4-17: Einfluss des Einsatzes von Wärmepumpen auf die Transformatorbelastung am Beispiel des Modellnetzes für die Einfamilienhaus-Siedlung 4.4 Auswirkungen des Eigenverbrauchs auf den deutschlandweiten Lastbedarf und die PV-Einspeisung In Ergänzung zu den Auswirkungen des Eigenverbrauchs auf lokaler Ebene (Haus oder Betrieb) und regionaler Ebene (Netzbereich) werden auch die überregionalen Auswirkungen (deutschlandweit) betrachtet. Dazu wurde ein Modell entwickelt, welches den kumulierten Lastbedarf Deutschlands als Summe des Lastbedarfs der Verbrauchertypen Privathaushalte, Landwirtschaft, Gewerbe und Schwerindustrie berechnet. Dabei wird der Lastbedarf der Schwerindustrie als konstantes Leistungsband von 26,7 GW angenommen. Die Verbrauchsprofile der übrigen Verbrauchertypen orientieren sich an den Standardlastprofilen [159]. Mit Hilfe statistischer Daten ([169], [170], [171] und [172]) kann die Anzahl der Einheiten je Verbrauchertyp und der durchschnittliche Jahresenergieverbrauch pro Einheit abgeschätzt werden. Um dem Einfluss der Individualität der Einzellastprofile Beachtung zu gewähren, werden die Verbrauchsprofile durch Lastsprünge und Schwankungen im 160

162 Jahresenergieverbrauch erweitert. Diese Verbrauchsprofile werden mit PV- Erzeugungsprofilen ergänzt (vgl ). Die Annahmen zur durchschnittlichen Anlagenleistung werden aus den Ergebnissen der Handwerkerbefragungen in den Jahren 2010 und 2011 [18] abgeleitet. Der durchschnittliche Eigenverbrauch der Verbrauchertypen ergibt sich aus der Überlagerung des Erzeugungsprofils mit den individualisierten Verbrauchsprofilen. Die Zubau-Prognose wird nach der beschriebenen Methodik (vgl. Kapitel 4.5) ergänzt und durch die Ergebnisse der Handwerkerbefragung für das Jahr 2011 und das Jahr 2014 unter Annahme der Fortführung des Eigenverbrauchsanreizes über 2011 hinaus, erstellt. Die daraus resultierenden Annahmen werden in Tab. 4-6 zusammengefasst. Verbrauchertyp 17 Gesamtenergiebedarf [TWh/a] 137,6 4,8 128,8 233,9 505,1 Gewerbe Energiebedarf je Einheit [MWh/a] 3,46 13,0 38,8 871,2 - Privathaushalte Landwirtschaft Schwerindustrie Deutschland Inst. PV-Kapazität Ende 2011 [GWp] 8,8 5,9 8,5-23,2 davon PV-Kapazität mit Eigenverbrauch Ende 2011 [GW] 2,1 0,7 0,9-3,7 Inst. PV-Kapazität Ende 2014 [GWp] 13,0 8,8 12,5-34,3 davon PV-Kapazität mit Eigenverbrauch Ende 2014 [GW] 4,5 1,5 2,0-8,0 Durchschnittliche Anlagengröße [kwp] 10,7 82,0 81,4 - - Tab. 4-6: Zusammenstellung der Annahmen für die Berechnung der deutschlandweiten Auswirkungen des Eigenverbrauchs Bei Einbeziehung des Eigenverbrauchs werden kumulierte deutschlandweite Last und kumulierte deutschlandweite PV-Einspeisung in gleichem Maße verringert. Da der Eigenverbrauch im Tagesverlauf mit der maximalen Last zusammenfällt, führt er zu einer Verringerung der Spitzen der deutschlandweiten kumulierten Last. Abb zeigt dies für die Woche des höchsten PV-Ertrags in der Hochrechnung für Auf Grund des geringen Anteils des Eigenverbrauchs an der kumulierten Last ist die Auswirkung in der Hochrechnung marginal. Da sich die kumulierte PV-Einspeisung in gleichem Maße ändert, bleibt die Differenz aus kumulierter Last und PV-Erzeugung, die sogenannte resultierende Last (in anderen Veröffentlichungen auch residuale Last genannt), unverändert. Die resultierende Last entspricht der Last, welche durch übrige Kraftwerke oder Importe bereitgestellt werden muss. Erfolgt keine Anwendung von Energiemanagementverfahren zur Steigerung des Eigenverbrauchs, ergibt sich daher keine Veränderung im Kraftwerkseinsatzplan. 17 Die Datengrundlage erfasst lediglich den Investor der Anlage aber nicht ihren Aufstellungsort und damit die Art des angeschlossenen Verbrauchers. Es wird die Annahme getroffen, dass der Investor und der mit der Anlage verbundene Verbraucher in allen Fällen gleichen Typs sind. 161

163 Abb. 4-18: Deutschlandweite Last und PV-Erzeugung in der Woche des höchsten PV- Ertrags in der Hochrechnung für 2014 ohne Anwendung von Energiemanagementverfahren Eine Veränderung in der resultierenden Last ergibt sich erst, wenn verbreitet Energiemanagementmaßnahmen zur Steigerung des Eigenverbrauchs angewendet werden. Um diese Veränderungen abzuschätzen wurde nachfolgend angenommen, dass alle Betreiber von PV-Anlagen, welche die Eigenverbrauchsoption nutzen, einen elektrischen Speicher zur Steigerung des Eigenverbrauchs einsetzen. Dieser Speicher ist derart dimensioniert, dass er die Energie, die von der PV-Anlage an einem sonnigen Tag bereitgestellt wird, vollständig aufnehmen kann. Das Lade- und Entlade-Verhalten der Speicher führt zu einer Erhöhung der resultierenden Last in den Morgenstunden und zu einer Absenkung der resultierenden Last am Abend und in der Nacht (Abb. 4-19), wodurch die morgendliche Spitze der resultierenden Last erhöht und die abendliche erniedrigt wird. Der Einfluss der zur Erhöhung des Eigenverbrauchs eingesetzten Speicher auf die resultierende Last ist daher als neutral zu bewerten. In der Woche des maximalen PV-Ertrags in der Hochrechnung für 2014 erreicht die kumulierte Batterieladung ca. 1 GW, die Entladeleistung nur ca MW (siehe Abb. 4-19), im Jahresverlauf erreicht die Ladeleistung maximal 3 GW, die Entladeleistung 500 MW. Sie ist daher bis 2014 voraussichtlich von untergeordneter Bedeutung für das Energiesystem. 162

164 Abb. 4-19: Leistungsflüsse bei Verwendung von Speichern zur Erhöhung des Eigenverbrauchs (Hochrechnung für 2014) Stärkere Effekte ließen sich erzielen, wenn die Speicher durch die Einbeziehung in den regionalen Energiebilanzausgleich stärker ausgelastet würden oder durch finanzielle Anreize oder verbindliche Vorgaben die Speicheraufladung in die Senken des Profils der resultierenden Last verschoben würde (z.b. mittels einer Begrenzung der eingespeisten Leistung). 163

165 4.5 Energiewirtschaftliche Auswirkungen Zur Herleitung der Strommenge in Deutschland, die dem Eigenverbrauch unterfällt, wurden für die verschiedenen Nutzergruppen die Annahmen zum Anteil an der insgesamt installierten Leistung ( Marktanteil ), zum Anteil der verbrauchsrelevanten Gebäude (damit werden z. B. Scheunen und Lagerhallen ausgeschlossen, unter deren Dach kein Verbrauch erfolgt), zur Wahrscheinlichkeit der Inanspruchnahme (d. h. der Entscheidung, mehrere Zähler zu installieren und sich für den Eigenverbrauch zu entscheiden) und zum dann nutzbaren Eigenverbrauchsanteil übernommen. Die Vorgehensweise entspricht der Methodik, wie sie bereits bei [187] beschrieben und angewandt wurde. Grundgesamtheit sind dort die Dachanlagen bis 1 MW, deren Leistung zu 91,8% auf Anlagen bis 500 kw entfällt. In den vorliegenden Berechnungen wird allerdings für das Jahr 2011 in Anlehnung an das BMU-Leitszenario [10] ein PV-Zubau von MW angenommen, davon betreffen MW das Segment der Dachanlagen bis 500 kw. Bei der Bestimmung des nutzbaren Eigenverbrauchsanteils sind die Ergebnisse der Handwerkerbefragung berücksichtigt, so dass sich abweichende Ergebnisse zu [187] ergeben, insbesondere durch größere typische Anlagen. In der letzten Spalte von Tab. 4-7 ergibt sich dann als Produkt der ersten vier Spalten der Anteil des genutzten Eigenstromverbrauchs an der PV-Stromerzeugung des Inbetriebnahmejahrgangs 2011 in Deutschland, dieser liegt als Summe der linken Spalte bei rund 5,7%. Für die Inbetriebnahmejahrgänge 2009 und 2010 gelten geringere Anteile, für Anlagen, die bis 2008 gebaut wurden, besteht die Option Eigenverbrauch nicht. Tab. 4-7: Nutzertyp Ein- und Zweifamilienhäuser Mehrfamilienhäuser Öffentliche Gebäude Herleitung des Eigenverbrauchsanteils an der PV-Stromerzeugung Marktanteil Verbrauchsrelevante Gebäude Wahrscheinlichkeit der Entscheidung für Eigenverbrauch Nutzbarer Eigenver- brauchs- Anteil Anteil an der PV- Stromerzeugung aus Neuanlagen des Jahres % 100% 60% 14% 2,5% 8% 100% 45% 14% 0,5% 4% 75% 17% 24% 0,12% Landwirtschaft 26% 50% 55% 7% 0,5% Gewerbe 33% 60% 45% 24% 2,1% Unter Berücksichtigung der Ende 2010 installierten sowie der im Jahresverlauf neu hinzukommenden Anlagen ergibt sich dadurch für das Jahr 2011 eine Strommenge von 342 GWh, die nicht eingespeist sondern selbst verbraucht wird. Dies entspricht 2,2% der deutschen Stromerzeugung aus PV-Anlagen auf und an Gebäuden der Größenklasse bis 1 MW. Diese Strommenge wird den Berechnungen der energiewirtschaftlichen bzw. ökonomischen Auswirkungen der Eigenverbrauchsregelung zu Grunde gelegt. 164

166 4.5.1 Entlastungen aufgrund der Eigenverbrauchsregelung EEG-Vergütungszahlungen Die Hochrechnung ergibt für das Jahr 2011 eine Minderung der PV- Einspeisung um 342 GWh auf Grund des Eigenverbrauchs, der ohne Anwendung eines Energiemanagements erreicht werden kann. Diese Energiemenge verbleibt direkt in den Haushalten und Betrieben und muss somit nicht im Bilanzkreis EEG ausgeglichen werden. Ohne die Existenz des 33 Abs. 2 EEG wären für die im Jahr 2011 erzeugte PV-Strommenge der Dachanlagen bis 1 MW höhere EEG- Vergütungszahlungen fällig als bei ihrer Anwendung. Die theoretische Summe der EEG-Vergütungszahlungen bei vollständiger Netzeinspeisung (nach Abzug vermiedener Netznutzungsentgelte) für PV- Strom aus Dachanlagen bis 1 MW läge für das Jahr 2011 bei 6.495,0 Mio. (vgl. Tab. 4-8). Die prognostizierten tatsächlichen EEG-Vergütungszahlungen bei anteiliger Nutzung der Eigenverbrauchsregelung (nach Abzug vermiedener Netznutzungsentgelte) betragen 6.429,8 Mio.. Darunter enthalten sind auch Vergütungszahlungen für die eigenverbrauchte (nicht eingespeiste) Strommenge in Höhe von 65,2 Mio.. Somit trägt die Eigenverbrauchsregelung im Jahr 2011 zu einer Entlastung der EEG-Vergütungszahlungen in Höhe von 65,2 Mio. bei. Dies entspricht einer Reduzierung um 1% bezogen auf die Vergütung aller PV-Anlagen bis 1 MW. Tab. 4-8: Entlastung der EEG-Umlage durch geringere Vergütung des Eigenverbrauchs Theoretische EEG-Vergütung bei vollständiger Netzeinspeisung für Anlagen bis 1 MW 18, 6.495,0 Mio. 19 EEG-Vergütungszahlung bei anteiliger Nutzung Eigenverbrauch für Anlagen bis 1 MW 6.429,8 Mio. 20 Darunter EEG-Vergütungszahlungen für eigenverbrauchte (nicht eingespeiste) Strommenge 65,0 Mio. Entlastungseffekt der Eigenverbrauchsregelung 65,2 Mio Bei Betrachtung der durch das EEG für die Stromverbraucher entstehenden Mehrkosten sind jedoch nicht die Vergütungszahlungen relevant, sondern die Differenz zwischen den Vergütungszahlungen und dem Marktwert für EEG- Strom. Welchen Einfluss der Eigenverbrauch auf den Marktwert des EEG- Stroms hat, kann bisher noch nicht abgeschätzt werden. Der Einfluss des Eigenverbrauchs auf die Nachfrageentwicklung (besonders zu Spitzenlastzeiten) und damit für die Preisbildung an der Strombörse ist bislang nicht relevant. Es ist davon auszugehen, dass sich bis Ende 2011 keine relevanten Größenordnungen entwickeln werden. 18 Angaben nach Abzug vermiedener Netznutzungsentgelte 19 bezogen auf einen jährlichen Zubau von MW im Jahr 2011 gemäß [10], somit Abweichung vom Trendszenario der EEG-Mittelfristprognose (8500 MW Zubau) 20 Angaben nach Abzug vermiedener Netzungsentgelte 165

167 4.5.2 Belastungen aufgrund der Eigenverbrauchsregelung Diesen Einsparungen stehen aus volkswirtschaftlicher Sicht entgangene Einnahmen an anderer Stelle im System gegenüber, da die gleichen Infrastrukturen (Stromnetze etc.) weiterhin finanziert werden müssen. Die ersten sechs der nachfolgend beschriebenen sieben Komponenten sind Bestandteile des Strompreises, welchen Eigenverbrauchsnutzer auf ihren selbst verbrauchten Strom nicht zahlen müssen Konzessionsabgaben Die Konzessionsabgabe richtet sich nach der gültigen Konzessionsabgabenverordnung und den zwischen Gemeinden und EVU geschlossenen Konzessionsverträgen. Konzessionsabgaben und Netzentgelte sind lokal unterschiedlich [173]. In den vorliegenden Berechnungen wurde mit dem für Endkunden in der Grundversorgung mengengewichteten Mittelwert von 0,0148 /kwh gerechnet [174]. Bei einer prognostizierten Eigenverbrauchsmenge von 342 GWh für das Jahr 2011 entgehen den Kommunen Konzessionsabgaben in Höhe von 5,2 Mio Netznutzungsentgelte Netznutzungsentgelte sind Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen, die von den Letztverbrauchern getragen werden und somit Teil des Strompreises sind. Auf den eigenverbrauchten Strom sind keine Netznutzungsentgelte zu entrichten. Die Höhe der Netznutzungsentgelte ist ebenfalls lokal unterschiedlich [175]. In den vorliegenden Berechnungen wurde zur Vereinfachung mit 6 ct/kwh gerechnet. Bezogen auf die prognostizierte Strommenge des Eigenverbrauchs entgehen den Netzbetreibern 2011 Netznutzungsentgelte von ca. 20,5 Mio.. In diesem Zusammenhang ist die Tatsache als problematisch anzusehen, dass die Kostenbeteiligung eines Verbrauchers, welcher einen Teil des erzeugten PV-Stroms selbst nutzt, sinkt, während die Kosten zum Unterhalt der Stromnetzte gleich bleiben. Denn durch den verringerten Strombezug zahlt der Verbraucher auch weniger Netznutzungsentgelte; es muss aber die gleiche Netzinfrastruktur wie bei einer PV-Anlage mit kompletter Netzeinspeisung gewährleistet werden. Daher ist es wahrscheinlicher, dass, aufgrund der steigenden Anzahl neu installierter PV-Anlagen, besonders im Niederspannungsnetz höhere Investitionskosten entstehen und die Netznutzungsentgelte steigen. Hier besteht Handlungsbedarf Stromsteuer Für den selbst verbrauchten Strom muss keine Stromsteuer gezahlt werden. Für eine prognostizierte Eigenverbrauchsmenge von 342 GWh im Jahr 2011 und einer berücksichtigten Stromsteuer von 2 ct/kwh beträgt die Höhe der entgangenen Stromsteuer für den Staat 6,8 Mio.. 166

168 KWK-Umlage Entsprechend dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 2002 sind im Strompreis KWK-Aufschläge zu berücksichtigen. Für 2011 beträgt der KWK-Aufschlag 0,03 ct/kwh [176]. Die entgangene KWK-Umlage für die eigenverbrauchte Strommenge beläuft sich auf 0,1 Mio EEG-Umlage Zwar verringert die Eigenverbrauchsregelung die EEG-Vergütungszahlungen für PV-Strom aufgrund des geringeren Vergütungssatzes für nicht eingespeisten und selbst verbrauchten Strom, jedoch ist auf den durch Eigenverbrauch eingesparten Bezugsstrom keine EEG-Umlage zu zahlen. Insgesamt sparen die Nutzer der Eigenverbrauchsregelung EEG-Umlagezhalungen in Höhe von 12 Mio. ein. Diese Summe muss auf den übrigen nicht-privilegierten Letztverbrauch umgelegt werden. Zusätzlich reduziert sich der nicht-privilegierte Letztverbrauch um die selbst verbrauchte und somit nicht bezogene Strommenge Umsatzsteuer Weiterhin entfällt die Umsatzsteuer auf den eingesparten Bezug bzw. den selbst verbrauchten Strom. Unter den beschriebenen Rahmenbedingungen entgehen dem Staat im Jahr 2011 durch die Eigenverbrauchsregelung Mehrwertsteuereinnahmen für den durch Eigenverbrauch nicht gekauften Strom in Höhe von ca. 13,7 Mio Börsenwert PV-Strom Der Eigenverbrauch von PV-Strom führt dazu, dass die Netzbetreiber diesen Strom nicht mehr zur Verfügung haben und damit auch nicht mehr über die Strombörse (EEX) veräußern können. Da der PV-Strom überwiegend in der nachfragestarken Mittagszeit entsteht, kann er auf dem Spotmarkt eher zu Spitzenlastpreisen als zu den niedrigeren Grundlastpreisen verkauft werden. Die Übertragungsnetzbetreiber legen hierfür einen mittleren Wert von 120% des Spotmarktpreises zu Grunde, wenn sie den Wert des verkauften EEG- Stroms berechnen [177,178.]. Für das Jahr 2011 ergibt sich bei einem Jahresmittel des Börsenpreises von 5,03 ct/kwh und dadurch ein mittlerer Wert von 6,04 ct/kwh. Hochgerechnet auf die selbst verbrauchte und somit nicht mehr für den Stromhandel verfügbare Strommenge sind hierfür insgesamt 20,7 Mio. weniger Erlös aus dem Verkauf des PV-Stroms zu beziffern. Im Rahmen der Gesamtbetrachtung muss dieser wegfallende Erlös berücksichtigt werden Ergebnis der gesamtwirtschaftlichen Abwägung Wie in Teilkapitel gezeigt wurde, wird der selbst verbrauchte Strom auch dadurch begünstigt, dass einige Steuern und Abgaben wegfallen, die für den aus dem Netz bezogenen Strom regelmäßig entrichtet werden. Diese entgangenen Einnahmen müssen folglich von den übrigen Stromkunden bzw. Steu- 167

169 erzahlern mitfinanziert werden. Diese Belastungen summieren sich 2011 auf rund 79 Mio. Euro und liegen damit um 14 Mio. höher als die Entlastungen durch die EEG-Umlage. In Tab. 4-9 sind alle Be- und Entlastungen gegenübergestellt. Tab. 4-9 Be- und Entlastungen durch den PV-Eigenverbrauch im Jahr 2011 Bezeichnung Spezifischer Wert Summe Entgangene Einnahmen für ct/kwh Mio. Akteur Börsenwert PV-Strom 6,04 20,7 Übertragungsnetzbetreiber Konzessionsabgaben 1,5 5,2 Kommunen Stromsteuer 2 6,8 Staat Umsatzsteuer 4 13,7 Staat KWK-Umlage 0,03 0,1 Stromverbraucher EEG-Umlage 3,53 12 Stromverbraucher Netznutzungsentgelte 6 20,5 Netzbetreiber Belastungen EEG-Vergütungszahlungen 65 Entlastungen Xt Differenz (Belastungen minus Entlastungen) Wird die Betrachtung auf den Betriebszeitraum der Anlagen von 20 Jahren erweitert, so lassen sich die Effekte der verminderten Umlage ebenfalls prognostizieren. Bei den entgangenen Entgelten, Abgaben und Steuern sind die Sätze jedoch nur teilweise abschätzbar. Die entgangenen Einnahmen müssen aber voraussichtlich durch Erhöhungen (besonders im Bereich der Netznutzungsentgelte und Konzessionsabgaben) kompensiert werden. Darüber hinaus ist mit weiteren Kostenverschiebungen zu rechnen, z. B. durch entgangene Gewinne beim Stromverkauf der Energieversorgungsunternehmen. Auch ist bisher noch nicht abschätzbar, welchen Einfluss der Eigenverbrauch auf den Börsenwert des PV-Stroms haben wird. 4.6 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für Modellfälle Annahmen zu den Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen Generell sind bei der Betrachtung der Wirtschaftlichkeit der Eigenverbrauchsregelung für verschiedene Nutzertypen mehrere Rahmenbedingungen bzw. Stellgrößen zu berücksichtigen: 1. Vergütung Von entscheidender Bedeutung sind die unterschiedlichen Vergütungsklassen je nach Anlagengröße [179]. Je kleiner die installierte Leistung, desto höher ist die Vergütung, aber desto geringer sind auch die Skaleneffekte bezogen auf die Systempreise. 168

170 2. Standort Eine weitere wichtige Stellgröße ist der Standort der PV-Anlage. Von ihm ist der Ertrag und somit die Wirtschaftlichkeit ganz entscheidend abhängig. 3. Verbrauchsprofil Weiterhin zu berücksichtigen ist das Verbrauchsprofil und der damit mögliche Eigenverbrauchsanteil. 4. Höhe des eingesparten Bezugsstrompreises Je nach Nutzertyp müssen unterschiedliche Strompreise berücksichtigt werden, denn die Endkundenpreise der Stromanbieter hängen wesentlich von der Höhe des Strombedarfs ab. Verwiesen sei nicht nur auf Sondervertragskunden der Industrie, sondern auch auf die regulären Gewerbestromtarife. Neben den aktuellen Stromtarifen ist aber die zukünftige Entwicklung der Strompreise für die verschiedenen Verbrauchergruppen die ganz entscheidende Stellschraube bei der Betrachtung der Wirtschaftlichkeit über einen Zeitraum von 20 Jahren, entsprechend der EEG-Vergütungdauer. Die Berechnungen wurden mit den geltenden Vergütungssätzen ab dem durchgeführt. Für die Entwicklung der Strompreise wurde eine jährliche Steigerungsrate von 2% angenommen. 5. Umsatzsteuerrechtliche Behandlung des selbst verbrauchten PV- Stromes Für alle Modellfälle muss individuell eine Prüfung erfolgen, ob Gewerbesteuer oder Einkommenssteuer zu berücksichtigen sind. Dies ist je nach Anwendungsfall unterschiedlich und bedarf einer sorgfältigen Prüfung. In den vorliegenden Berechnungen wurde darauf verzichtet Charakterisierung der Modellfälle Es wurden Modellfälle betrachtet, in denen der Strombedarf größer ist als die erzeugte Strommenge der PV-Anlage, aber auch Modellfälle mit Erzeugungsüberschuss. Diese unterschiedlichen Konstellationen wurden u. a. deshalb ausgewählt, um das Zusammenspiel zwischen Erhöhung des Eigenverbrauchsanteils und des Autarkiegrades abzubilden (Tab. 4-10). In den Modellberechnungen werden stets 3 Varianten betrachtet: Variante 1: Kein Eigenverbrauch, nur Netzeinspeisung Variante 2: Eigenverbrauch und Netzeinspeisung bei unveränderten Lastprofilen. Variante 3: Erhöhter anteiliger Eigenverbrauch durch Speichereinsatz sowie entsprechend niedrigere Netzeinspeisung Für die Varianten 2 und 3 sind Zusatzkosten für die erforderlichen zusätzlichen Stromzähler von ca. 40 jährlich hinzugerechnet, bei Variante 3 zusätzlich der Einsatz von Speichertechnologien (Blei-Säure-Batterien). Eine ausführliche Beschreibung zu Einsatzmöglichkeiten von Speichern erfolgt unter Teilkapitel Bei der Berechnung der zusätzlichen Investitionskosten wurde der notwendige Austausch des Wechselrichters und des Speichers berücksichtigt. Weiterhin erhöht sich der Strombedarf bei einer Speicheranwendung. 169

171 Modellfall 1 Einfamilienhaus Modellfall 1 ist repräsentativ für eine kleine Dachanlage, die typischerweise für Ein- und Zweifamilienhäuser geeignet ist. Dieses System weist die höchsten spezifischen Kosten pro kwp auf, weil der individuelle Aufwand für Installation, Planung usw. relativ am höchsten ist. In die Gesamtbetrachtung wird ein 4-Personen-Haushalt mit einem durchschnittlichen Jahresstrombedarf von kwh einbezogen. Mögliche Effizienzsteigerungen bei der Anwendung von Elektrogeräten, die einen sinkenden Strombedarf zur Folge hätten, wurden aus Gründen der Vereinheitlichung und Vereinfachung nicht berücksichtigt. Bereits die dargestellten Annahmen für Modellfall 1 zeigen, dass trotz Speichereinsatz ein Eigenverbrauchsanteil von 100% nicht möglich ist. Obwohl die Stromerzeugung der PV-Anlage und der Strombedarf fast gleichgroß sind, kann lediglich ein Autarkiegrad von 68% erreicht werden (Tab. 4-10) Modellfall 2 Mehrfamilienhaus Modellfall 2 ist repräsentativ für eine mittelgroße Anlage, die typischerweise auf größeren Wohnblocks installiert wird. Im vorliegenden Modellfall wird ein Mehrfamilienhaus mit 30 Wohneinheiten und insgesamt 60 Bewohnern angenommen. Der durchschnittliche Jahresstrombedarf beträgt kwh. Die Stromerzeugung ist niedriger als der Strombedarf, weshalb bei den verschiedenen Varianten ein höherer Anteil des Eigenverbrauchs erreicht wird. Entsprechend geringer ist der Autarkiegrad mit 28% bzw. 42% (Tab. 4-10) Modellfall 3 Einkaufszentrum Der dritte Modellfall betrachtet eine 100 kwp-anlage auf einem Discounterdach. Praxisrecherchen ergaben eine Spannbreite der installierten Leistungsgröße von 43 (Bsp. in Thüringen) bis zu 305,77 kwp (Bsp. im Ruhrgebiet). Eine Discountergruppe hat bereits 59 PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 31,6 MW auf Verkaufsgebäuden und Logistikzentren installiert [180]. Eine Eigenverbrauchsnutzung ist aber bisher in keinem der Fälle realisiert. Im Modellfall wurde ein Jahresstrombedarf von MWh angenommen, wobei die Öffnungszeiten von 8 bis 20 Uhr werktags und der Bedarf für Kälteerzeugung, Lüftung, Beleuchtung etc. berücksichtigt sind. Die Stromerzeugung der PV- Anlage liegt mit ca. 90 MWh pro Jahr wesentlich niedriger als der Strombedarf. Entsprechend hoch ist ein möglicher Eigenverbrauchsanteil bei den Varianten 2 und 3. Der Autarkiegrad ist mit 7% bzw. 8% sehr gering (Tab. 4-10) Modellfall 4 Schule Öffentliche Investoren haben bisher wenige Anlagen installiert. Tendenziell tritt eine Häufung für Anlagen mit einer Leistung von 20 und 30 kwp auf (vgl. Teilkapitel und ). Zusätzliche Praxisrecherchen ergaben eine Größenspanne für installierte Anlagen auf Schulgebäuden von 10 bis 84 kwp. Insofern ist die konzipierte Anlagengröße für Modellfall 4 mit 200 kwp sehr groß. Eine bauliche Umsetzung ist mit einer notwendigen Modulfläche von m² aber möglich. Die Anlagengröße von 200 kwp wurde festgelegt, um in der Gesamtbetrachtung auch Modellfälle bis zu einer größtmöglichen Anlagenleistung von 500 kwp zu definieren. 170

172 Für die Schule wurde ein Strombedarf von 96 MWh pro Jahr angenommen. Die Stromerzeugung fällt mit ca. 178,8 MWh pro Jahr wesentlich höher als der Strombedarf aus. Der Eigenverbrauchsanteil beträgt 23% ohne Speichereinsatz und 46% mit Speichereinsatz. Der Autarkiegrad steigt mit Speicher von 43% auf 77%. Trotz der hohen Stromerzeugung ist ein 100%iger Autarkiegrad nicht zu erreichen, da in einer Schule z. B. bereits in den frühen Morgenstunden ein Strombedarf entsteht, der durch die Stromproduktion der PV-Anlage nicht vollständig gedeckt werden kann (Tab. 4-10) Modellfall 5 Landwirtschaft Für den letzen Modellfall beträgt die installierte Leistung 500 kwp. Sie stellt die größtmögliche Anlagenleistung unter Berücksichtigung der derzeitigen gesetzlichen Regelungen zum Eigenverbrauch dar. Für Investoren aus der Landwirtschaft wurde in Teilkapitel eine Häufung für Anlagengrößen von 25 bis 34 kwp aus der Handwerkerbefragung [18] abgeleitet. Weitere Recherchen weisen eine Spannbreite von 10 bis 400 kwp installierter Leistung von PV-Anlagen auf landwirtschaftlich genutzten Gebäuden auf [181], [182], [183], [184], [185]. Somit ist die angenommene Größe höher als die der gefundenen praktischen Beispiele. Ziel der Wirtschaftlichkeitsberechnungen ist es aber auch, die maximal mögliche Konstellation darzustellen. In Modellfall 5 wird ein landwirtschaftlicher Betrieb mit einem mittelgroßen Tierbestand von ca Mastplätzen angenommen. Der Strombedarf dieses Betriebes beträgt 91 MWh pro Jahr und liegt somit deutlich unterhalb der erzeugten Strommenge. Mit 93% kann der höchste Autarkiegrad aller Modellfälle erreicht werden. Tab. 4-10: Annahmen zu den Modellfällen (vgl. Teilkapitel 4.2.1) Modellfall 1 Modellfall 2 Modellfall 3 Modellfall 4 Modellfall 5 Speicher: nein ja nein ja nein ja nein ja nein ja Strombedarf [MWh/a] EV-Strom [MWh/a] 4 4, ,3 3, EV-Anteil [%] Autarkiegrad [%] Strompreis (netto) [ct/kwh] Systemkosten [ /kwp] Zusätzliche Kosten [ ]: Zähler p.a. Speicher Wechselrichter 21,2 21,2 16,3 21,3 16, Austausch viermal Austausch siebenmal Austausch siebenmal Austausch dreimal Austausch dreimal 171

173 Finanzierung der PV-Anlagen für die Modellfälle Für die Modellfälle 1 und 2 wird ein privater Investor angenommen. Der Kapitaleinsatz wird analog zu den Ergebnissen aus den Wirtschaftlichkeitsberechnungen im Kapitel 3 mit 10% Eigenkapitalanteil und 90% Fremdkapitalanteil übernommen. Für die Modellfälle 3 und 5 wird ein gewerblicher bzw. landwirtschaftlicher Investor festgelegt. Dementsprechend teilt sich der Kapitaleinsatz wie folgt auf: 30% Eigenkapital und 70% Fremdkapital. Bei einem öffentlichen Investor, wie z.b. einer Schule im Modellfall 4, wird von einem Eigenkapitaleinsatz von 10% und entsprechend 90% Fremdkapital ausgegangen. Zur Finanzierung kann ein Förderverein gegründet werden, der 10% des Eigenkapitals aufbringt, während die restlichen 90% über eine Bank fremdfinanziert werden. Die Annahmen für die Modellfälle sind allgemein und stark vereinfacht, im Praxisfall können zahlreiche abweichende Finanzierungskonstellationen auftreten. Zur Vereinfachung wurden die meisten Parameter vereinheitlicht. So beträgt der Mischzinssatz bei allen Modellfällen 5%, ebenfalls gleichgesetzt wurden die spezifischen Instandhaltungskosten von 1% der Investitionssumme p. a., die spezifischen Kosten für Verwaltung und Versicherung mit 0,5% der Investitionssumme p. a. Personalaufwand wurde bei keinem der Fälle berücksichtigt. Der Inbetriebnahmezeitpunkt ist bei allen Modellanlagen der Eine Übersicht der dargestellten Annahmen enthält Tab Tab. 4-11: Annahmen zur Finanzierung der Modellanlagen Modellfall 1 Modellfall 2 Modellfall 3 Modellfall 4 Modellfall 5 Kapitalaufteilung [EK/FK] 10/90 10/90 30/70 10/90 30/70 Fremdkapitalzins [%/a] 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 Mischzins [%/a] 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 Inflationsrate [%/a] 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 Spezif. Instandhaltungskosten Spezif. Kosten für Versicherung u. a. [% der Investitionskosten] [% der Investitionskosten] 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Personalaufwand [%/a] 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Kreditlaufzeit [a]

174 4.6.1 Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen Bei vergleichender Betrachtung der Wirtschaftlichkeit für die 5 Modellfälle ist grundsätzlich festzustellen, dass die Nutzung der Eigenverbrauchsoption in Varinate 2 wirtschaftlicher ist als die Variante 1 einer 100%-igen Netzeinspeisung (Tab. 4-12). Bei allen fünf Modellfällen bringt der Einsatz von Speichertechnologien (Variante 3) keinen wirtschaftlichen Vorteil, da die Kosten für die Speichertechnik derzeit zu hoch sind. Zusätzlich steigt durch den Speichereinsatz der Strombedarf. Die Kosten für den Strombezug reduzieren sich zwar aufgrund der gestiegenen Eigenverbrauchsstrommenge, können die Zusatzkosten für die Speichertechnologie aber nicht ausgleichen (Abb. 4-20, bis Abb. 4-24) und Tab Es ist daher plausibel anzunehmen, dass sich ein großer Teil der Anlagenbetreiber seit 2010 für die neue Eigenverbrauchsregelung entscheidet (vgl. Teilkapitel 4.1.4) und dabei entsprechende Stromzähler einbaut, ohne sonstige technische Veränderungen am System vorzunehmen oder das Verbrauchsverhalten zu ändern. Die finanziellen Anreize der Eigenverbrauchsregelung können von Anlagenbetreiber genutzt werden, ohne weitere Investitionen in Lastmanagement oder Speichertechnologien zu tätigen. Die Eigenverbrauchsregelung kann somit die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen zusätzlich steigern. Hier ist ein großer Mitnahmeeffekt der Eigenverbrauchsregelung entstanden. Wird die Eigenverbrauchsregelung unter den beschriebene Voraussetzungen angewendet, ist sie für die Anlagenbetreiber als reine wirtschaftliche Tarifoption zu bewerten. Modellfall 1 - Einfamilienhaus EEG-Vergütung (Netzeinspeisung) EEG-Vergütung (Eigenverbrauch) ] [ n eingesparter Bezugsstrom Kosten re h a J h c a n e m h 0 a n in /E n e b a g s u A % 30% 68% Eigenverbrauchsanteil Abb. 4-20: Ergebnisse Modellfall 1 (Einfamilienhaus) 173

175 Modellfall 2- Mehrfamilienhaus ] [ n r e h a J 0 2 h c a n e m h a n in /E n e b a g s u A EEG-Vergütung (Netzeinspeisung) EEG-Vergütung (Eigenverbrauch) eingesparter Bezugsstrom Kosten % 61% 99% Eigenverbrauchsanteil Abb. 4-21: Ergebnisse Modellfall 2 (Mehrfamilienhaus) Modellfall 3 - Einkaufszentrum ] [ n re h a J 0 2 h c a n e m h a n in /E n e b a g s u A EEG-Vergütung (Netzeinspeisung) eingesparter Bezugsstrom EEG-Vergütung (Eigenverbrauch) Kosten % 89% 100% Eigenverbrauchsanteil Abb. 4-22: Ergebnisse Modellfall 3 (Supermarkt) 174

176 Modellfall 4 - Schule ] [ n re h a J 0 2 h c a n e m h a n in /E n e b a g s u A EEG-Vergütung (Netzeinspeisung) EEG-Vergütung (Eigenverbrauch) eingesparter Bezugsstrom Kosten % 23% 46% Eigenverbrauchsanteil Abb. 4-23: Ergebnisse Modellfall 4 (Schule) Modellfall 5 - Landwirtschaft ] [ n re h a J 0 2 h c a n e m h a n in /E n e b a g s u A EEG-Vergütung (Netzeinspeisung) eingesparter Bezugsstrom EEG-Vergütung (Eigenverbrauch) Kosten % 10% 21% Eigenverbrauchsanteil Abb. 4-24: Ergebnisse Modellfall 5 (Landwirtschaft) Grundsätzlich ist derzeit ein finanzieller Anreiz über die EEG-Vergütungssätze für Eigenverbrauch notwendig, um die Wirtschaftlichkeit gegenüber einer hundertprozentigen Netzeinspeisung zu gewährleisten. Die Tatsache, dass mit Erhöhung des Eigenverbrauchsanteils der finanzielle Anreiz und somit die Wirtschaftlichkeit steigt, gestaltet sich unabhängig davon, ob eine zusätzliche Vergütungsstufe ab 30% Eigenverbrauchsanteil berücksichtigt wird. Die derzeitige Besserstellung der Vergütungssätze bei Überschreiten der 30%-Grenze schafft aber keine ausreichend hohen finanziellen Anreize, um in Speichertechnologien zu investieren. 175

177 Tab. 4-12: Ergebnisse der Modellfälle Modellfall Anteil EV Einnahmen EEG-Vergütung 26 +eingesparter Strom Gewinn Verlust Ausgaben PV-System (ggf. + Speicher) Gewinn/ Verlust 1 (Einfam.- Haus) 2 (Mehrfam. -Haus) 3 (Einkaufs- Zentrum) 4 (Schule) 5 (Landwirtschaft) 0% % 30% % 68% % 0% % 61% % 99% % 0% % 89% % 100% % 0% % 23% % 46% % 0% % 10% % 21% % Die Eigenverbrauchsregelung kann aber zukünftig Auswirkungen auf die Anlagenkonzeptionen haben. Bei Realisierung der Eigenverbrauchsoption kann sich die Leistungsgröße der PV-Anlage am Strombedarf orientieren, um einen höheren Eigenverbrauchsanteil zu erzielen. Grundsätzlich sind die Modellfälle aber schwer vergleichbar. Aufgrund der unterschiedlichen Anlagengrößen und des Strombedarfs ergeben sich variable Autarkiegrade. Viel entscheidender als die Höhe der EEG-Vergütungssätze ist die zukünftige Entwicklung der Strompreise. Von ihnen ist ganz entscheidend die angemessene Höhe des finanziellen Anreizes für den Eigenverbrauch abhängig Angemessene Höhe des Anreizes für Eigenverbrauch Die Höhe des finanziellen Anreizes für den Eigenverbrauch von Strom aus Solarenergie ist gemeinsam mit dem Preis für Strom, der aus dem Netz bezogen wird, und den Kosten für technische Lösungen zur Erhöhung des Eigenverbrauchs entscheidend für die Rendite der Anwendung solcher Technologien und damit für die Wirkung des Anreizes insgesamt. 26 Berechnung mit EEG-Vergütungssätze ab

178 Tab. 4-13: Vorteile eine niedrigeren und eines höheren Abzugsbetrages im Vergleich Vorteile eines niedrigeren Abzugsbetrags stärkerer finanzieller Anreiz für die Inanspruchnahme der Regelung bessere Rendite bei Anwendung neuartiger Technologien zur Erhöhung des Eigenverbrauchs und dadurch stärkere Verbreitung Einschränkung: Abzugsbetrag muss positiv bleiben zur Aufrechterhaltung der Energieeffizienzbestrebungen Vorteile eines höheren Abzugsbetrags geringere Mitnahmeeffekte bei Inanspruchnahme ohne Veränderung des Last- oder Erzeugungsverhalten stärker senkende Wirkung auf EEG-Umlage Einschränkung: Abzugsbetrag darf maximal die Höhe der Vergütung erreichen Auf Grund der Abhängigkeit der Anreizwirkung vom Strompreis steigen bei Annahme einer weiteren Strompreissteigerung der finanzielle Anreiz und damit die Wahrscheinlichkeit der Inanspruchnahme von (technischen) Lösungen zur Steigerung des Eigenverbrauchs über die Vergütungsdauer. Bei einer Abschätzung der Anreizhöhe ist daher auch eine Zeitskala zu beachten, die angibt, zu welchem Zeitpunkt ein bestimmter Anreiz wirksam wird und eine Inanspruchnahme der Regelung oder eine Investitionsmaßnahme erfolgt. Nachfolgend werden drei Szenarien unterschieden: 1. Der Anreiz soll gerade hoch genug sein, dass die Kosten, die sich aus seiner Inanspruchnahme ergeben, gedeckt werden. Diese Kosten setzen sich zusammen aus den Kosten für den Betrieb einer zusätzlichen Messstelle (ca. 20 /Jahr) und zusätzlichen Verwaltungskosten (z.b. Überprüfen von Abrechnungen, steuerliche Abrechnung), die hier mit einer Pauschale von ebenfalls 20 /Jahr angesetzt werden. 2. Lastmanagementsysteme (SmartHome-Systeme) zur Erhöhung des Eigenverbrauchs sollen durch die Anreizgebung kostenneutral eingesetzt werden können. In die Laststeuerung werden Waschmaschine, Wäschetrockner und Spülmaschine (gemeinsamer Jahresenergiebedarf ca kwh/a) einbezogen. Bei optimaler Steuerung kann eine Erhöhung des Eigenverbrauchsanteils um 500 kwh/a im Modellfall Einfamilienhaushalt erreicht werden. Die angenommenen Kosten für die Technologie orientieren sich an den Preisen für die technische Lösung des Hausgeräteherstellers Miele, der nach aktuellem Kenntnisstand als führender Hersteller von SmartHome-Geräten angesehen werden kann, und belaufen sich auf etwa 800 bis Die Anreizhöhe ist ausreichend, um elektrische Speicher zur Erhöhung des Eigenverbrauchs kostendeckend einzusetzen. Kosten entstehen in diesem Fall aus Investitionskosten und Wirkleistungsverlusten. Es wird die Anwendung von Blei-Technologie mit den in Tab. 4-5 angegebenen Eigenschaften angenommen. Die Investiti- 177

179 onskosten für den zusätzlichen Wechselrichter werden auf 1000 bis 1500 im Einfamilienhaus und 5000 bis 7500 im Mehrfamilienhaus veranschlagt. Weiterhin werden eine jährliche Strompreissteigerung von 2 bis 4% und ein Marktzinssatz von 3,5% angenommen. Für die Vergütungszahlungen für Direkteinspeisung des Stroms aus Photovoltaik wurde für das Installationsjahr 2012 die Bandbreite 22,7 bis 26,15 ct/kwh angesetzt, für das Installationsjahr 2014 die Bandbreite 17,58 bis 22,86 ct/kwh. Die Berechnungen konzentrieren sich auf die Modellfälle des Ein- und Mehrfamilienhauses mit konventioneller Wärmebereitstellung. Abb zeigt die aus den Annahmen resultierende Bandbreite des Abzugsbetrags, bei dem die Maßnahmen der verschiedenen Szenarien kostendeckend eingesetzt werden können. Als Abzugsbetrag wird der Betrag bezeichnet, um den sich die Vergütungszahlung bei Eigenverbrauch im Vergleich zu der Vergütungszahlung bei Einspeisung des Stromes in das Netz verringert. Er wird als konstant über den gesamten Eigenverbrauch angenommen. Ein kostendeckender Einsatz zeichnet sich dabei dadurch aus, dass die zusätzlichen Kosten (z.b. für einen elektrischen Speicher) vollständig durch die zusätzlichen Einnahmen (die in dem Beispiel aus dem gestiegenen Eigenverbrauch resultieren) gerade kompensiert werden. Abb. 4-25: Abzugsbetrag für die Vergütung von eigenverbrauchten Strom, der gerade zu einer Kostendeckung führt Soll die Anreizhöhe so gestaltet werden, dass im Jahr der Installation gerade die Kosten der Inanspruchnahme der Eigenverbrauchsregelung gedeckt werden (Szenario 1), kann der Abzugsbetrag erhöht werden. Bei Festlegung eines Abzugsbetrags von mehr als ca. 20 ct/kwh kann eine wirtschaftlich neutrale Inanspruchnahme des Eigenverbrauchs erst einige Jahre nach der Installation erfolgen. 178

180 Eine kostendeckende Anwendung von Lastmanagementsystemen (Szenario 2) kann unter optimistischen Rahmenbedingungen im Einfamilienhaus bereits mit einem Abzugsbetrag in der ab Juli 2010 gültigen Bandbreite erreicht werden. Für eine kostendeckende Anwendung von Lastmanagement in Mehrfamilienhäusern müsste der Abzugsbetrag reduziert werden. Im Anwendungsbereich der Ein- und Mehrfamilienhaushalte mit Photovoltaikanlage und Wärmepumpe (nicht dargestellt) werden Anreize für eine Technologieentwicklung und -anwendung bereits bei Abzugsbeträgen von ct/kwh generiert. Um bereits heute unter Annahme optimaler Randbedingungen den Einsatz elektrischer Speicher wirtschaftlich zu gestalten, müsste der Abzugsbetrag ebenfalls deutlich reduziert werden. Da die Lebensdauer der Speichersysteme nach heutigem Stand geringer ist als die Vergütungsdauer, führt die Inbetriebnahme des elektrischen Speichers einige Jahre nach Inbetriebnahme der Photovoltaikanlage zu besseren wirtschaftlichen Ergebnissen. Insgesamt kann also bei einem Abzugsbetrag in der ab Juli 2010 gültigen Bandbreite eine verbreitete Inanspruchnahme der Eigenverbrauchsregelung sowie die Einführung einer intelligenten Steuerung bei Vorhandensein von Strom-Wärme-Anwendungen angereizt werden. Soll eine Technologieentwicklung und Nutzung (z.b. auch Einbindung elektrischer Speicher) in größeren Anwendungsbereichen angereizt werden, scheint die Wahl eines geringeren Abzugsbetrages sinnvoll. 4.7 Analyse der Wirksamkeit der Eigenverbrauchsregelung Die Wirkung der bisherigen Eigenverbrauchsregelung soll anhand ihrer 4 Ziele (vgl. Teilkapitel 4.1.1) bewertet werden: Marktintegration bzw. bessere Überführung der PV-Energie in den Wettbewerb Anreiz für technische Innovationen für eine flexible, dezentrale Energieversorgung Entlastung der lokalen Stromnetze Stärkung des Bewusstseins oder Sensibilisierung zur Notwendigkeit des Ausgleiches von Energieangebot und Energiebedarf Ziel: Marktintegration Durch die Tarifgestaltung für selbst verbrauchten Strom aus Photovoltaikanlagen werden Marktpreise berücksichtigt und dadurch ein erster Schritt für den Übergang aus einer reinen EEG-Umlage-orientierten hin zu einer marktorientierten Vergütung ermöglicht. Viel entscheidender als die Höhe der Vergütungssätze für den eigenverbrauchten Strom ist aber die zukünftige Entwicklung der Verbraucherstrompreise. Von ihnen ist, wie unter Teilkapitel dargestellt, die Höhe des finanziellen Anreizes für den Eigenverbrauch abhängig. Wie hoch die Einsparung ist, hängt jeweils von den individuellen Verbraucherstrompreisen ab. Aufgrund der Vielfalt möglicher Tarifgruppen bei Stromanbietern ist eine exakte Bestimmung des finanziellen Anreizes über einen maximalen Vergütungs- 179

181 zeitraum von 20 Jahren schwer prognostizierbar. Die Anreizgestaltung für Eigenverbrauch bildet ein Element zur Verbesserung der Marktintegration von Photovoltaik, da sie den finanziellen Anreiz für die Nutzung der Technologie in Abhängigkeit vom Strompreis stellt. Die Vergütungssätze für den Eigenverbrauch werden mit dem Datum der Inbetriebnahme festgeschrieben, im Maximalfall beträgt sie 20 Jahre. Da die Eigenverbrauchsregelung nicht dauerhaft verpflichtend ist, kann jeder Betreiber einer PV-Anlage selbst entscheiden, ob und wann er die Eigenverbrauchsregelung in Anspruch nehmen möchte [150]. Grundsätzlich ist derzeit ein finanzieller Anreiz über die EEG-Vergütungssätze für Eigenverbrauch notwendig um die Wirtschaftlichkeit gegenüber einer 100%-igen Netzeinspeisung zu gewährleisten. Ergebnis: Erste Schritte auf dem Weg zu einer Marktintegration sind vollzogen, da die Eigenverbrauchs-Vergütungssystematik grundsätzlich einen strukturellen Wandel von einer reinen EEG-Umlage-orientierten hin zu einer markorientierten Vergütung aufweist Ziel: Anreiz für technische Innovationen Produktneuentwicklungen speziell für die Eigenverbrauchsanwendung finden statt (siehe ). Der Einsatz von Lastmanagement kann derzeit bei günstigen Rahmenbedingungen bereits wirtschaftlich sein. Aber auch bei breiter Inanspruchnahme ist das Wirkungspotenzial voraussichtlich begrenzt. Der Einsatz von Speichertechnologien ist unter derzeitigen Rahmenbedingungen noch nicht wirtschaftlich. Ergebnis: Ansätze für technische Innovationen sind vorhanden, aber ein kostendeckender Betrieb von innovativen Anlagen ist nur teilweise und nur unter günstigen Rahmenbedingungen möglich. Der Einsatz von Speicher ist derzeit nicht wirtschaftlich Ziel: Lokale Netzentlastung Im Zuge der Bewertung des Einflusses auf den Netzausbau sind die maximal auftretenden Belastungen und das Erreichen beziehungsweise das Überschreiten von Spannungsgrenzen von primärer Bedeutung. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass auch bei verbreitetem Einsatz von elektrischen oder thermischen Speichern und ihrer Steuerung nach Anreizgebung durch das derzeitige EEG nur eine sehr geringe Verringerung der maximalen Spannungen im Netz und der maximalen Belastungen der Netzbetriebsmittel festgestellt werden. Die Notwendigkeit eines Netzausbaus wird daher nach gegebenem Kenntnisstand nicht in signifikantem Maße beeinflusst. Ergebnis: Das Ziel der lokalen Netzentlastung kann nach gegebenem Kenntnisstand nicht erreicht werden. 180

182 4.7.4 Ziel: Sensibiliserung / Ausgleich Energieangebot und -bedarf Der bewusste Umgang mit Strom und das Ausloten von Effizienzwirkungen kann Verbraucher anregen, sich selbst in einer Art dezentralem Energiemanagement auszuprobieren [186]. Mit möglichen Effekten wie einer Induzierung von Verhaltensänderungen und einer Erhöhung der Akzeptanz für möglicherweise unpopuläre Maßnahmen, die im Zuge der verstärkten Einbindung von erneuerbaren Energien notwendig werden, kann eine Sensibilisierung der Betreiber von Photovoltaikanlagen erfolgen. Aus der Sensibilisierung für die Herausforderungen, die aus der Diskrepanz zwischen lokalem Energiedargebot und Energienachfrage entstehen, erwachsen positive Effekte wie: o Induzierung von Verhaltensänderungen hin zu einer stärker dargebotsorientierten Nutzung von Energie o Erhöhung der Akzeptanz für Maßnahmen auf dem Weg zu einer stärkeren Beteiligung der Letztverbraucher für eine ausgeglichene Energiebilanz (z.b. zeitvariable Strompreise, Lastmanagement) Ob bisher eine Sensibiliserung stattfand, konnte im Rahmen des Vorhabens nicht nachgewiesen werden. Neben einer möglichen Sensibilisierung der Stromverbraucher erfolgt beim Eigenverbrauch auch eine physikalisch korrekte Betrachtung. Die eingespeiste Energie und der Energiebezug werden um die Menge reduziert, die lokal erzeugt und lokal genutzt wird. Diese physikalisch korrekte Betrachtung ist ein Element des Übergangs der rein kaufmännisch bilanziellen Behandlung des erzeugten Stroms aus Erneuerbaren Energien hin zu einer physikalisch korrekten Behandlung des tatsächlich eingespeisten Stroms. Ergebnis: Eine Sensibilisierung der Verbraucher konnte im Rahmen des Vorhabens nicht nachgewiesen werden, erscheint aber möglich, besonders mit dem verstärkten Markteintritt der PV-Monitoringsysteme für Kleinanlagen Weitere Effekte Die Einsparungen bei der EEG-Umlage bedeuten im Gesamtsystem keine Kostenentlastung, da die gleichen Infrastrukturen finanziert werden müssen. In den vorliegenden Berechnungen konnte nachgewiesen werden, dass den Einsparungen höhere Mehraufwendungen an anderer Stelle im System gegenüber stehen Zusammenfassende Zielbewertung Zwar zeigen die dargestellten Ergebnisse, dass der finanzielle Anreiz noch zu gering ist, um Mehrkosten für elektrische Speicher oder automatisierte Lastmanagementsysteme zu kompensieren und dass eine verlässliche Verringerung der Netzbelastung zum Zeitpunkt der maximalen Belastung nur in sehr geringem Maße erreicht werden kann, doch bedeuten diese Fakten nur, dass 181

183 die Eigenverbrauchsregelung die an sie gestellten Erwartungen (noch) nicht erfüllen konnte. Positiv hervorzuheben ist, dass die grundsätzliche Systematik der Eigenverbrauchsregelung eine bessere Marktintegration zur Überführung der PV- Energie in den Wettbewerb ermöglicht. Bei der Bewertung sollte jedoch nicht aus den Augen verloren werden, dass die Option zur Inanspruchnahme des Eigenverbrauchs nicht nur zum Zeitpunkt der Anlagen-Inbetriebnahme besteht, sondern über die gesamte Vergütungslaufzeit. Eine deutliche Veränderung der Rahmenbedingungen mit einer Entwicklung hin zu besseren wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Inanspruchnahme der Eigenverbrauchsregelung über die Vergütungsdauer ist zu erwarten. Zusätzlich sollte auch beachtet werden, dass bei der erwarteten Veränderung der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen bereits in wenigen Jahren der Eigenverbrauch von Strom aus Photovoltaik ohnehin zu einer wirtschaftlich reizvollen Alternative für den Anlagenbetreiber werden wird. Eigenverbrauch von Strom aus Photovoltaikanlagen ist somit ein unausweichliches Zukunftsthema. 4.8 Bewertung möglicher Handlungsalternativen Nachfolgend werden mögliche Handlungsalternativen diskutiert, wobei 4 Handlungsoptionen grundsätzlich betrachtet wurden: Unveränderte Beibehaltung und Fortführung der bisherigen Regelung Optimierung der bisherigen Regelung Grundsätzliche Umstrukturierung der Eigenverbrauchsregelung oder Abschaffung der Eigenverbrauchsregelung Unveränderte Fortsetzung Derzeit ist die Eigenverbrauchsregelung bis zum befristet. Bei einer unveränderten Verlängerung der Eigenverbrauchsregelung über das Jahr 2011 hinaus würde sich grundsätzlich an der bisherigen Zielerreichung signifikant nichts ändern. Eine Verlängerung der Regelung würde Rechtsstabilität bringen und bisherige sowie zukünftige PV-Anlagenbetreiber oder Investoren nicht zusätzlich verunsichern. Mit der unveränderten Beibehaltung der Regelung würde aber auch der fachlichen Diskussion ausgewichen, ob ein Ausgleich von Energieerzeugung und Energieverbrauch auf Haushaltsebene wirklich das angemessene Optimierungsziel ist. Weiterhin bleibt, wie aufgezeigt, ein notwendiger Verbesserungs- bzw. Optimierungsbedarf bestehen, da die meisten Ziele überwiegend nicht erreicht werden. Ergebnis: Die Eigenverbrauchsreglung sollte nicht unverändert fortgesetzt werden. 182

184 4.8.2 Optimierung Die Diskussion der Zielerreichung der Eigenverbrauchsregelung zeigt, dass der Ansatz grundsätzlich in die richtige Richtung weist. Die vorliegenden Untersuchungen haben jedoch einen Verbesserungs- bzw. Optimierungsbedarf aufgezeigt. Folgende Optimierungsvorschläge sind im Rahmen des Vorhabens bewertet worden: Abschaffung der 30% Schwelle bei höherem Abzugsbetrag Geltungsbereich für zusätzliche Anlagengrößen erweitern Erhöhung des Abzugsbetrages Ausweitung auf Anlagen, die vor dem in Betrieb genommen wurden Die Optimierungsvorschläge werden nachfolgend bewertet: Abschaffung der 30% Schwelle bei höherem Abzugsbetrag Durch den Wegfall des niedrigeren Abzugsbetrags werden zunächst schwächere Anreize für Energiemanagementsysteme gesetzt, technische Innovationen erreichen ihre Rentabilität somit erst später. Auch die sensibilisierende Wirkung der Eigenverbrauchsreglung wird mit Abschaffung der 30%- Schwelle, also auch mit einer psyschologischen Zielmarke, geschwächt. Trotzdem wird die Abschaffung der 30%-Schwelle aus folgenden Gründen empfohlen: Die Höhe des natürlichen Anteils des Eigenverbrauchs an der erzeugten Energie aus der Photovoltaikanlage ist von der Anlagengröße, dem durchschnittlichen Lastbedarf und dem Lastbedarfsprofil abhängig und besitzt daher eine hohe Individualität. Eine Stufung ist nicht generalisierbar und kann somit auch nicht dazu beitragen, Mitnahmeeffekte zu verringern und gezielte Anreize für Innovationen im Bereich der Lastmanagement- oder der Speichersysteme zu setzen. Als Instrument zur Verringerung von Mitnahmeeffekten und für eine gezielte Anreizsetzung für die Anwendung von Energiemanagementsystemen ist eine fest definierte Schwelle, unabhängig von ihrer Höhe, ungeeignet. Für eine Abschaffung einer Schwelle, welche sich am Eigenverbrauchsanteil bemisst, spricht zudem, dass die Hervorhebung der Begrifflichkeit Eigenverbrauchsanteil zu Fehlanreizen führen könnte, da ein hoher Eigenverbrauchsanteil unter anderem auch durch eine Unterdimensionierung der Photovoltaikanlage oder die Erhöhung des Stromverbrauchs erreicht werden kann. Das EEG wird vereinfacht, da nur noch ein Abzugsbetrag berücksichtigt werden muss. Mitnahmeeffekte werden verringert und die Summe der EEG- Vergütungszahlungen sinkt, da der höhere Abzugsbetrag zur Anwendung kommt. Ergebnis: Die Abschaffung der Schwelle bei 30% Eigenverbrauchsanteil bei höherem Abzugsbetrag wird empfohlen. 183

185 Geltungsbereich für zusätzliche Anlagengrößen erweitern Die aktuelle Eigenverbrauchsregelung ermöglicht die Inanspruchnahme dieses Tarifs für Anlagen bis 500 kwp, nachdem sie am zunächst nur für Anlagen bis zu einer Größe von 30 kwp eingeführt wurde. Ziel einer Größenbegrenzung könnte es sein, Mitnahmeeffekte zu vermeiden, besonders bei großen gewerblichen Anlagen. Unter Ausnutzung der Eigenverbrauchsregelung ergeben sich nur tarifliche Veränderungen, aber weder die Erzeugung noch der Verbrauch gestalten sich anders als zuvor. Diese Frage stellt sich allerdings für Eigenverbrauchsanlagen aller Größenklassen grundsätzlich in gleicher Weise. Folgende Argumente sprechen gegen eine Erhöhung der Maximalgröße: Anlagen gewerblicher und besonders industrieller Kunden haben bereits dadurch eine natürliche Grenze, dass sie mit sehr hohem Stromverbrauch auch deutlich niedrigere Strombezugspreise haben. Bei diesen wirkt der Eigenverbrauchs-Anreiz ohnehin nicht. Ist die Strombezugsmenge des Anlagenbetreibers nicht so hoch, dass er von niedrigeren Strombezugspreisen profitiert, so lässt sich daraus ableiten, dass seine Energieerzeugung den Bedarf deutlich übersteigt und der Eigenverbrauchsanteil somit niedrig ist. Der finanzielle Vorteil durch die Eigenverbrauchsregelung in Relation zu den Gesamteinnahmen aus der Eigenverbrauchsvergütung ist damit ebenfalls gering. Anlagen mit mehr als 500 kwp können schon im Jahr 2014 auf ein Grundvergütungsniveau sinken, das unter 16,38 ct/kwh liegt (unter Berücksichtigung der geltenden Degressionsschritte und des seitens der Übertragungsnetzbetreiber prognostizierten Zubaus [187]). Dann hat sich die Eigenverbrauchsvergütung bei Beibehaltung der derzeit geltenden Vergütungsregelungen bereits von selbst abgeschafft. Der Geltungszeitraum wäre damit ohnehin recht überschaubar. Eine mögliche Besser- oder Schlechterstellung von größeren Anlagen durch die Eigenverbrauchsregelung liegt an der generellen Vergütungsstruktur, nicht an der speziellen Regelung des Eigenverbrauchs. Diese Frage wird im Rahmen der Handlungsempfehlungen zur Abgrenzung der Größenklassen und zur Vergütungshöhe für diese unterschiedlichen Größenklassen geklärt (Teilkapitel 3.3.3), sie stellt kein spezielles Problem der Eigenverbrauchsregelung dar. Bezugnehmend auf die Zielerreichung sind bei einer Erweiterung auf zusätzliche Anlagengrößen keine signifikanten Beiträge zu erwarten. Derzeit bestehen auch keine Konzepte für einen besseren Ausgleich von Energieangebotund Energiebedarf in der betreffenden Anlagengrößenklasse. Ergebnis: Aufgrund der beschriebenen Wirkungslosigkeit der Maßnahme sind auch keine verstärkten Anreizwirkungen für technische Innovationen, für eine flexiblere und innovativere Energieversorgung sowie eine stärkere Entlastung der lokalen Netze zu erwarten. Die Maßnahme wäre fast wirkungslos und ist somit nicht notwendig, weil die zusätzlich gewonnenen Zielgruppen nicht relevant sind, um die Ziele der Eigenverbrauchsregelung zu erreichen. 184

186 Erhöhung des Abzugsbetrages Auf Grundlage der vorliegenden Untersuchung und unter Beachtung der zuvor genannten Randbedingungen können insgesamt zwei Empfehlungen für eine Gestaltung des Anreizes gegeben werden, die sich in ihrer Zielsetzung unterscheiden. Unter Annahme der Zielsetzung einer Beibehaltung der Eigenverbrauchsregelung, welche sich möglichst stark auf die Verringerung der Umlage auswirkt und in besonderen Anwendungsbereichen die Technologieentwicklung und - Anwendung anreizt, sollte ein Abzugsbetrag von 16 ct/kwh bis 20 ct/kwh gewählt werden. Konkret wird vorgeschlagen, den Abzugsbetrag wieder auf 18,00 ct/kwh zu erhöhen. Die Anhebung des Abzugsbetrags auf das Niveau von 2009 erhält noch den Anreiz zur Wahl dieses Tarifs, entlastet die EEG-Umlage aber stärker als bei den derzeit geltenden 16,38 ct/kwh (Tab. 4-14), während die volkswirtschaftlichen Ausfälle durch nicht verkauften Strom konstant bleiben. Soll eine Technologieentwicklung und -anwendung in größeren Anwendungsbereichen angereizt werden, scheint die Wahl eines Abzugsbetrages in einer Höhe von 5 bis 12 ct/kwh sinnvoll, wobei mit sinkendem Abzugsbetrag die Abhängigkeit der Anreizwirkung von der Entwicklung der Randbedingungen geringer wird. Im Vergleich zur derzeitigen Gestaltung der Eigenverbrauchsregelung im EEG 2009 (nach Novellierung im Juli 2010) entspricht dies einer Verringerung des Abzugsbetrags und einer Stärkung des Eigenverbrauchsanreizes. Die zielgerichtete Förderung von Lastmanagement oder Speichertechnologie ist aber über das EEG kaum möglich. Hier bestehen rechtliche und umsetzungsbedingte Schwierigkeiten, eine höhere Vergütung an technische Voraussetzungen zu binden. Zusätzlich würden diese das EEG verkomplizieren. Ergebnis: Es wird ein erhöhter Abzugsbetrag von 18 ct/kwh empfohlen, um Mitnahmeeffekte sowie die EEG-Vergütungszahlungen zu verringern. Für eine Rentabilität innovativer Technologien (Lastmanagement oder Speicher) wird dieser Anreiz aber wie bisher schon nicht ausreichen: Anstelle einer entsprechend erhöhten Vergütung für nicht eingespeisten Strom, die auch neue Mitnahmeeffekte auslösen kann, wäre eine gezielte Technologieförderung außerhalb des EEG wirksamer. In Tab wird der Vorschlag mit seinen Auswirkungen den bisher geltenden Regeln gegenübergestellt. 185

187 Tab. 4-14: Übersicht zur Entwicklung der Vergütungssätze für Anlagen bis 30 kwp und Vorschlag zur Weiterentwicklung für 2012 Vergütung Netzeinspeisung ab ab ab (Vorschlag) 43,01 39,14 34,05 33,03 28,74 23,57 27 Abzugsbetrag ,38 16,38 16,38 18,00 Vergütung Eigenverbrauch Bezugsstrom (Steigerung 2% p.a.) Gesamtwert pro kwh Eigenverbrauch Finanzieller Anreiz gegenüber Netzeinspeisung 25,01 21,14 17,67 16,65 12,36 5,57 20,36 20,77 20,77 20,77 21,20 21,62 45,37 41,91 38,44 37,42 33,56 27,19 2,36 2,77 4,39 4,39 4,82 3, Ausweitung auf Anlagen, die vor dem in Betrieb genommen wurden Bestandsanlagen weisen die gleichen Potenziale zur Entfaltung positiver Wirkungen auf wie neu installierte Anlagen. Diese Potenziale können ebenfalls erschlossen werden. Das Ziel der besseren Marktintegration der PV-Energie wird unterstützt, da auch Altanlagen mit hohen Netzeinspeisevergütungen einbezogen werden. Zudem erhöht sich auch der Anreiz für technische Innovationen, da mehr potenzielle Interessenten für neue Technologien gewonnen werden können, gleiches gilt für die Sensibilisierung zur Notwendigkeit von Ausgleich von Energieangebot- und Energiebedarf. Die Ausweitung auf Altanlagen würde zu einer Entlastung der EEG- Vergütungen führen. Weiterhin würde eine Gleichbehandlung unterschiedlicher Inbetriebnahmejahre von PV-Anlagen erreicht, nachdem die Regelung in der Phase seit 2009 im Markt der Neuanlagen erfolgreich erprobt wurde. Als Nachteil der vorgeschlagenen Optimierungsmaßnahme sind die Verdoppelung der zu verwaltenden Vergütungssätze für Netzbetreiber (der Abzugsbetrag müsste auf alle alten Vergütungssätze des EEG angewandt werden) sowie die Verstärkung der bisherigen Schwächen der Eigenverbrauchsreglung, besonders die steigenden volkswirtschaftlichen Kosten (wegfallende Konzession, Stromsteuer, Netznutzungsentgelte) zu nennen. Ergebnis: Trotz der aufgezeigten Nachteile wird empfohlen, die Regelung auf Altanlagen auszuweiten, um die grundsätzliche Systematik des Eigenverbrauchs konsequent umzusetzen. 27 Unter der Annahme eines Zubaus von 6 GW 2011 und damit einer Degression von 18% 186

188 4.8.3 Umstrukturierung Eine weitere Handlungsoption besteht darin, die Eigenverbrauchsregelung grundsätzlich neu zu strukturieren. Folgende Varianten sollen vorgestellt und bewertet werden: Differenzierung der Vergütung (zeit- und leistungsabhängige Tarifvarianten) Bonusgewährung nur bei technischen Einrichtungen Vergütung nur bei gleichzeitig hohem Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad Die Umstrukturierungsvorschläge werden nachfolgend präzisiert und bewertet Differenzierung der Vergütung Eine Differenzierung der Vergütung kann durch die Einführung von leistungsoder zeitabhängigen Vergütungstarifen erfolgen. Diese könnten durch eine stärkere Differenzierung präziser auf den Zeitraum mit der maximalen Einspeiseleistung wirken und daher nicht nur eine Verringerung der mittleren Transformator- und Leitungsbelastung, sondern auch eine Verringerung der maximalen Belastung und der maximalen Spannungsanhebungen erreichen (Tab. 4-15). Tab. 4-15: Nach Zeit und nach Leistung differenzierende Vergütungsmodelle im Vergleich ein Vergütungstarif bei Eigenverbrauch zwei Vergütungstarife für direkt eingespeiste PV-Energie (Ansatz ähnlich zu zeitvariablen Stromtarifen) o geringerer Tarif während der Zeit, in der die maximale Einspeisung zu erwarten ist o höherer Tarif in der verbleibenden Zeit ein Vergütungstarif bei Eigenverbrauch mehrere Vergütungstarife für direkt eingespeiste PV-Energie (Ansatz ähnlich zu Leistungspreisen in der Industrie) Æ maximale im Laufe eines Tages eingespeiste Leistung bestimmt den Vergütungstarif für diesen Tag, je höher die Leistung desto geringer der Tarif Entscheidend für die Praktikabilität der Vergütungsmodelle ist die Sensitivität des Anlagenverhaltens auf Veränderungen in der Vergütungsgestaltung. In weiterführenden Untersuchungen wurde eine hohe Sensitivität festgestellt 187

189 ([188], [189]). Bei Abweichungen von Anlagenkonfiguration oder Tarifparametern von der optimalen Konfiguration reduziert sich die netzstützende Funktion aber erheblich. Auf Grund der starken Individualität des Leistungsverlaufs am Netzknoten der einzelnen Anlagen und auf Grund der starken Sensitivität des Anlagenverhaltens gegenüber Unzulänglichkeiten in der Tarifgestaltung erscheint der Ansatz der differenzierenden Vergütungen derzeit nicht praktikabel. Anstelle von anreizbasierten Ansätzen erlauben eine verpflichtende Vorgabe einer Einspeisebegrenzung und die Einbindung von Anlagen unter 100 Kilowatt in das Erzeugungsmanagement eine stärkere und effizientere Verbesserung der Netzintegration, welche sich in einer erhöhten Aufnahmefähigkeit bestehender Netze für Photovoltaik und in einer Verringerung der Kosten für Netzausbau äußert. Der Vorteil gegenüber anreizbasierten Verfahren ist dabei, dass auch im Extremfall nur die verminderte Einspeisung auftritt und der Netzbetreiber dies in Netzberechnung und Netzplanung berücksichtigen kann. Zudem geben diese Vorgaben ergänzende Anreize zur Entwicklung und Anwendung innovativer und flexibler PV-Systeme. Ergebnis: Die Maßnahmen sind in der Realität bisher unpraktikabel Bonusgewährung nur bei technischen Einrichtungen Bei der gesteigerten Einbindung der fluktuierenden Energieträger Wind und solare Strahlungsenergie in das Energieversorgungssystem wird Erzeugungsund Lastmanagement in einer deutlich stärkeren Ausprägung notwendig als heute. Durch die Eigenverbrauchsregelung können Anreize für eine Technologieentwicklung auf diesem Gebiet gesetzt werden. Der Eigenverbrauch-Anreiz schafft künstlich eine Situation, die in wenigen Jahren nach Durchschreiten der Netzparität für Haushaltsstrom auf natürlichem Wege und international vorliegt. Dies bewirkt das Vorziehen von Entwicklungen von Technologien, deren Einsatzpotenziale zukünftig national und international unabhängig von Förderprogrammen und daher gesichert vorhanden sein werden. Derartige Technologien werden nach Durchschreiten der Netzparität in großem Umfang Anwendung finden. Durch die Eigenverbrauchsregelung wird dieser Zeitpunkt vorweggenommen. Die Verfügbarkeit dieser Technologien zu wettbewerbsfähigen Kosten ist von grundsätzlicher Notwendigkeit für eine zukünftige Stromversorgung bei großem Anteil erneuerbarer Energien. In den nächsten Jahren ist eine wesentliche Weiterentwicklung der Speichertechnologien zu erwarten. Mit einer Verlängerung der Lebenszyklen können Investitionskosten sinken, ein Speicheraustausch ist seltener notwendig. Mit der Reduzierung von Speicherverlusten verringert sich zudem der zusätzliche Strombedarf. Die Grundprobleme bestehen zum einen darin, förderfähige Technologien abschließend als förderfähig aufzuzählen, ohne Innovationen zu benachteiligen, zum anderen die laufende Nutzung der Technologien abzusichern. Falls z. B. die Anschaffung von Lastmanagement-Systemen eine Voraussetzung ist, die Nutzer diese aber aus individuellen Gründen nicht oder nur eingeschränkt einsetzen, ergäben sich keine netzentlastenden Effekte. 188

190 Ergebnis: Die vorgeschlagene Maßnahme wäre ein zielgerichteter Anreiz für innovative Systeme, ist aber in Realität durch die Begriffsabgrenzung der 'technischen Einrichtung' unpraktikabel. Eine Speicherförderung sollte außerhalb des EEG erfolgen Vergütung des Eigenverbrauchs nur bei gleichzeitig hohem Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad Eine weitere mögliche Kennzahl zur Charakterisierung des Eigenverbrauchs in Abhängigkeit von den Systemparametern ist der Autarkiegrad, der das Verhältnis der lokal genutzten zur insgesamt verbrauchten elektrischen Energie wiedergibt. Auch der Autarkiegrad unterliegt Schwankungen, die jedoch geringer ausfallen. Eine Erhöhung des Autarkiegrads kann neben der Anwendung von Energiemanagementmaßnahmen durch eine Verringerung des Gesamtenergiebedarfs oder durch eine Erhöhung der Anlagenleistung erreicht werden. Für einen gleichzeitig hohen Eigenverbrauchsanteil und hohen Autarkiegrad ist bei der Planung eine maximale Übereinstimmung der Stromproduktion der Anlage mit dem Stromverbrauch am Standort zu berücksichtigen. Ergebnis: Grundsätzlich können hier alle Ziele parallel gut erreicht werden, aber noch bestehen zu viele Unsicherheiten bei der Schwellenwertfestlegung, deshalb ist die Maßnahme in der Realität noch nicht umsetzbar Abschaffung Bei Beibehaltung der bisherigen Regelung zum Eigenverbrauch würde die Regelung Ende 2011 automatisch auslaufen. Bereits während der Laufzeit des zu novellierenden EEG (2012 bis 2014) werden die Vergütungen für PV- Strom mit einiger Wahrscheinlichkeit unter die Endkundenpreise für Haushaltsstrom absinken. Zu diesem Zeitpunkt entsteht auch ohne die Eigenverbrauchsregelung der Anreiz, den selbst produzierten Strom zu nutzen, um Strombezugskosten zu vermeiden. Ergebnis: Diese Handlungsoption sollte nicht realisiert werden, denn ein Auslaufen der Eigenverbrauchsreglung hätte die falsche Signalwirkung. Der Eigenverbrauch-Anreiz schafft derzeit noch künstlich eine Situation, die in wenigen Jahren nach Durchschreiten der Netzparität für Haushaltsstrom auf natürlichem Wege und international vorliegt. Die Vorbereitung darauf sollte aktiv gestaltet und nicht unterbrochen werden Ableitung von Handlungsempfehlungen Enstprechend der vorliegenden Bewertung wird folgende Handlungsoption empfohlen: Optimierung der bisherigen Eigenverbrauchsregelung. Zur Optimierung der Eigenverbrauchsregelung sollten die Punkte: Abschaffung der Schwelle 30% bei höherem Abzugsbetrag, Erhöhung des Abzugsbetrages auf 18 ct/kwh sowie Ausweitung auf Anlagen, die vor dem in Betrieb genommen wurden umgesetzt werden. 189

191 5 Netzparität Dieses Kapitel grenzt die sogenannte Netzparität von der echten Netzparität ab und beinhaltet Überlegungen, wie sich deren Eintreten auswirken wird. Eine Zusammenfassung befindet sich in Kapitel Definition In der Literatur gibt es unterschiedliche Definitionen der Netzparität (engl. Grid Parity). In der Regel wird davon ausgegangen, dass der Paritätspunkt erreicht ist, wenn die Strompreise der Endverbraucher den Stromgestehungskosten einer photovoltaischen Anlage entsprechen. Bei dieser Interpretation wird jedoch vorausgesetzt, dass der PV-Strom den konventionellen Strom jederzeit ersetzen kann und stets zur Verfügung steht. Da die Verfügbarkeit von PV- Strom vom Sonnenscheinintensität und -dauer abhängt, kann die sogenannte Netzparität allenfalls tagsüber und auch nur an ausreichend sonnigen Tagen eintreten. Die echte Netzparität wird erst dann erreicht, wenn PV-Anlagen ohne garantierte Einspeisevergütung oder öffentliche Förderung wirtschaftlich betrieben werden können. Dies ist dann möglich, wenn entweder die Stromgestehungskosten einer PV- Anlage zzgl. der Kosten für einen Stromspeicher den vermiedenen Strombezugskosten entsprechen oder wenn die Stromgestehungskosten mit dem gewichteten Mittel aus Vermarktungserlösen des erzeugten Stroms und vermiedenen Strombezugskosten übereinstimmen. 5.2 Einflussfaktoren Das Erreichen der Netzparität ist von einer Reihe Faktoren abhängig, die in Abb. 5-1 zusammengefasst sind. Dazu gehören sowohl die Investitionskosten einer PV-Anlage als auch die Höhe und Entwicklung des Strompreises für Endverbraucher. Aufgrund der Abhängigkeit der Solarstromerzeugung von den klimatischen Verhältnissen spielt der Standort der PV-Anlage eine zentrale Rolle. Für die echte Netzparität kommen weitere Faktoren hinzu. Die genannten Einflussfaktoren werden im Folgenden näher erläutert. Einige der Einflussfaktoren sind in anderen Kapiteln dieses Berichts oder in anderen Forschungsvorhaben detaillierter dargestellt. 190

192 Stromeinkaufspreise Lastprofil des Nutzers Einstrahlung am Anlagenstandort Sogenannte Netzparität Echte Netzparität Speicherkosten Investitionskosten der PV- Anlage Verkaufserlöse für Strom Abb. 5-1: Einflussfaktoren der Netzparität [Eigene Darstellung] Investitionskosten Mit einem Anteil von bis zu 60% werden die Investitionskosten einer PV- Anlage im Wesentlichen durch die Modulkosten bestimmt. Wie in Kapitel 3 dargestellt, kam es durch einen erhöhten Konkurrenzdruck und durch technologische Weiterentwicklungen zu erheblichen Kostensenkungen, die größtenteils als Preissenkungen an die Anlagenbetreiber als Investoren weitergegeben wurden. Insbesondere durch die deutlich sinkende EEG-Vergütung und die zunehmende Konkurrenz aus Asien ist auch in den nächsten Jahren mit einem Preisverfall der Module sowie Massenfertigung zu rechnen. Darüber hinaus ist anzunehmen, dass die Wirkungsgrade der Module und die der BOS- Komponenten stetig steigen werden, was einen höheren Ertrag und geringere Stromgestehungskosten photovoltaischer Anlagen zur Folge haben dürfte Einstrahlung am Anlagenstandort Der Standort von PV-Anlagen spielt eine entscheidende Rolle für das Erreichen der Netzparität, denn je höher die Sonneneinstrahlung ist, desto höher ist auch der Energieertrag der PV-Anlage. Wie in Abb. 5-2 dargestellt, ist die jährliche Sonneneinstrahlung regional sehr unterschiedlich. Die mittlere Jahressumme der Globalstrahlung liegt in Deutschland zwischen ca. 940 und kwh/m²a und weist ein deutliches Nord-Süd-Gefälle auf. Die Bundesländer mit der höchsten durchschnittlichen Sonneneinstrahlung sind im Süden Bayern sowie Baden-Württemberg. Die Länder mit der niedrigsten Einstrahlung sind Nordrhein-Westfalen, Niedersachsen und insbesondere Schleswig-Holstein. Die neuen Bundesländer weisen eine für Deutschland durchschnittlich hohe Sonneneinstrahlung ( kwh/m 2 a) auf, welche im Raum Chemnitz mit bis kwh/m 2 a am intensivsten ist. Entlang der Oder und der Ostseeküste zieht sich zudem 191

193 ein Streifen relativ hoher Einstrahlung im Vergleich zu gleich weit nördlich gelegenen Standorten in Niedersachsen oder Schleswig-Holstein hin. Die drei Großstädte mit der höchsten zu verzeichnenden Sonneneinstrahlung in Deutschland sind die bayerische Landeshauptstadt München (1.150 kwh/m 2 a), gefolgt von Augsburg (1.140 kwh/m 2 a) und Freiburg (1.129 kwh/m 2 a) sowie deren Umgebungen. Die niedrigste Sonneneinstrahlung verzeichnen die norddeutschen Hafenstädte Hamburg (949 kwh/m 2 a), Kiel (962 kwh/m 2 a) und Bremen (964 kwh/m 2 a) sowie deren Umgebungen. Im Mittelfeld liegen u.a. Frankfurt am Main (1.048 kwh/m 2 a), Kaiserslautern (1.064 kwh/m 2 a) und Tier (1.055 kwh/m 2 a). Abb. 5-2: Mittlere Jahressummen der Globalstrahlung in Deutschland [190] In der Literatur wird als Globalstrahlung die gesamte auf eine horizontale Fläche am Boden einfallende Sonnenstrahlung, also die Summe aus direkter solarer Strahlung und diffuser Himmelsstrahlung, bezeichnet. 192

194 Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichts gemäß 65 EEG Die durchschnittliche Sonnenscheindauer beträgt in Deutschland bis Stunden pro Jahr. In vielen Regionen Deutschlands ist die Anzahl der Sonnenscheinstunden unterschiedlich, wobei in Norddeutschland genauso hohe Werte wie in Süddeutschland erreicht werden [191]. Je nach Intensität der Sonneneinstrahlung variieren die Stromgestehungskosten und damit die Zeitpunkte für das Erreichen von Netzparität einer photovoltaischen Anlage. Aufgrund der vergleichsweise hohen Stromkosten für private Haushalte ist davon auszugehen, dass in den sonnenreichen Standorten Süddeutschlands zuerst mit dem Erreichen der Netzparität zu rechnen ist; wobei dies wiederum auch von den jeweils gegebenen regionalen Strompreisen abhängt. Abb. 5-3: Mittlere Jahressummen der Globalstrahlung in Europa [192] Wie in Abb. 5-3 dargestellt, sind die Mittelmeerländer im europäischen Vergleich hinsichtlich der Sonnenenergieausbeute deutlich begünstigt. Weiterhin fällt auf, dass es entlang fast aller Küsten schmale Streifen gibt, deren jährliche Einstrahlung höher liegt als im umgebenden Binnenland Endverbraucherstrompreise Neben den Investitionskosten sind insbesondere die Endkundenstrompreise für das Erreichen von Netzparität entscheidend. Der Strompreis setzt sich aus mehreren Kosten- und Preisbestandteilen zusammen. Neben den Kosten für Beschaffung und Vertrieb gibt es regulierte Kosten, wie Netzentgelte und staatlich festgeschriebene Bestandteile (Umlagen, Abgaben, Steuern). Die Höhe der Strompreise privater und gewerblicher Kunden ist von der Abnahmemenge und dem Abnahmeprofil abhängig. Gleiches gilt für die staatlich 193

195 verordnetet Strompreisbestandteile, für die teilweise Ausnahmeregelungen insbesondere für stromintensive Abnehmer der Industrie gelten. Für die Entwicklung des Strompreises für Haushalte wurde im Basis-Szenario eine durchschnittliche Stromsteigerungsrate von ca. 2% pro Jahr angenommen Lastprofil des Nutzers Für das Erreichen der echten Netzparität ist neben den genannten Einflussfaktoren auch das Lastprofil des Nutzers entscheidend. Denn sobald Erzeugung und Last zeitgleich auftreten, kann ein hoher Eigenverbrauchsanteil erreicht werden. Der Nutzer muss deutlich weniger Strom aus dem Netz beziehen und kann auf diese Weise die Strombezugskosten senken. Dies wirkt insbesondere bei steigenden Strompreisen dem Eintritt der echten Netzparität positiv entgegen. In Abb. 5-4 ist das Erzeugungs- und Lastprofil einer 5-kWp-Dachanlage und eines Privathaushaltes mit vier Personen an einem typischen Sommertag dargestellt. Aus der Graphik geht hervor, dass gegen 8.00 Uhr morgens und Uhr abends deutliche Lastspitzen auftreten, die außerhalb der Eigenverbrauchskurve liegen. Ohne ein entsprechendes Lastmanagement bzw. eine Änderung des Verbraucherverhaltens können in der dargestellten Konstellation ca. 30% des jährlich erzeugten Stroms selbst verbraucht werden [194], genauere Analysen liefert hierzu Kapitel 4. Abb. 5-4: Erzeugung, Verbrauch und Eigenverbrauch an einem wolkenlosen Sommertag für einen Vier-Personen-Haushalt mit 5 kwp-dachanlage [193] Speicherkosten Um das Erzeugungs- und Lastprofil in Übereinstimmung zu bringen, kann der erzeugte Strom zwischengespeichert werden. Als Speicher kommen vor allem Batteriesysteme (z.b. Lithium-Ionen- und Blei-Batterien) zur Anwendung. Die Anschaffung eines Speichers würde allerdings die Investitionskosten der PV- Anlage deutlich verteuern, daher hängt der Eintritt der echten Netzparität von den Speicherkosten wesentlich ab. 194

196 5.2.6 Verkaufserlöse für Strom Der Übergang zur echten Netzparität wird nicht zuletzt auch von den Verkaufserlösen des nicht selbst verbrauchten Stroms bestimmt. Da die Erlöse für den verkauften Strom im Allgemeinen deutlich unter den Strombezugskosten liegen, sollte ein möglichst hoher Eigenverbrauchsanteil das Ziel sein. Je nach der Höhe der Erlöse für den veräußerten Strom (z. B. Strom- Großhandelspreis) tritt die echte Netzparität früher oder später ein. 5.3 Zeitpunkt der sogenannten Netzparität Unter Berücksichtigung der dargestellten Einflussfaktoren und unter den getroffenen Annahmen zur Entwicklung der Investitionskosten soll in diesem Kapitel zunächst der Zeitpunkt für das Erreichen der sogenannten Netzparität in Deutschland abgeleitet werden. Im Rahmen der Untersuchung zum Eintritt der sogenannten Netzparität wurden zwei Szenarien berechnet. Im Basis-Szenario wurde von einer jährlichen Stromsteigerungsrate von 2% ausgegangen. Des Weiteren wurde die Annahme getroffen, dass sich die Stromgestehungskosten bis zum Jahr 2020 um ca. 30% verringern werden. In einem für die Photovoltaik optimistischeren Szenario wurde von einer jährlichen Strompreissteigerung von 5% ausgegangen. Außerdem wird erwartet, dass die Stromgestehungskosten bis zum Jahr 2020 um ca. 45% fallen. Aufgrund der vergleichsweise hohen Strompreise wird für die Verbrauchergruppe Haushalte die sogenannte Netzparität zuerst erwartet. In Abb. 5-5 und Abb. 5-6 ist die Netzparität als Schnittpunkt der Graphen für den Endkundenstrompreis und der Stromgestehungskosten einer PV-Anlage dargestellt. Demnach kann im Zeitraum von Ende 2012 bis Anfang 2014 mit dem Erreichen der sogenannten Netzparität gerechnet werden. Für die Industrie wird eine Netzparität, aufgrund erheblich niedrigerer Strompreise je nach Strompreisniveau erst wesentlich später möglich sein. Basis Szenario sogenannte Netzparität Stromkosten in ct/kwh 30,00 25,00 20,00 Stromgestehungskosten PV (ca. -30% bis 2020) Stromkosten für Haushalte (+2% p.a.) 15, Abb. 5-5: Zeitpunkt der sogenannten Netzparität für eine 5-kWp-Dachanlage im Basis-Szenario [Eigene Darstellung] 195

197 Optimistisches Szenario sogenannte Netzparität Stromkosten in ct/kwh 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 Stromgestehungskosten PV (ca. -45% bis 2020) Stromkosten für Haushalte (+5% p.a.) 10, Abb. 5-6: Eintritt der sogenannten Netzparität für eine 5-kWp-Dachanlage im Optimistischen Szenario [Eigene Darstellung] In den beiden Abbildungen wird nicht berücksichtigt, dass Stromerzeugungsund Lastprofil nicht übereinstimmen. Damit der Solarstrom jederzeit verfügbar ist, müssen u.a. Energiespeicher vorgesehen werden, was zu einer erheblichen Erhöhung der Investitionskosten für PV-Anlagen führt (vgl. Teilkapitel 5.2.5). Dadurch verzögert sich das Erreichen der echten Netzparität deutlich. Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass das Erreichen der Netzparität von verschiedenen Faktoren bestimmt wird. Einen entscheidenden Einfluss auf den Anlagenertrag und somit auf die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage hat der Standort. Im Ergebnis der Standortanalyse kann festgehalten werden, dass in den sonnenreichen südlichen Regionen Deutschlands die sogenannte Netzparität eher erreicht werden kann, als in dem sonnenärmeren Norden der Republik. Durch die Vorgabe eines einheitlichen spezifischen Anlagenertrags von 900 kwh/kwp für eine 5 kwp- Dachanlage (Modellfall I) wird dieser Einflussfaktor allerdings nicht mehr sichtbar dargestellt. Darüber hinaus beeinflussen die Stromgestehungskosten von PV-Anlagen den Paritätszeitpunkt maßgeblich. Die Prognosen zur Kostenentwicklung erweisen sich als schwierig. Aus Kapitel 3 lassen sich jedoch Tendenzen über die weitere Entwicklung der Stromgestehungskosten ableiten. Aufgrund des immer noch vorhandenen Kostensenkungspotenzials in der Modulfertigung ist davon auszugehen, dass die Einsparungen insbesondere aus Gründen der Wettbewerbsfähigkeit an die Kunden weitergegeben werden kann, so dass mit weiteren Preissenkungen zu rechnen ist. Das Eintreten der Netzparität (sowohl der sogenannten als auch der echten Netzparität) wird des Weiteren von den Strompreisen für Endverbraucher bestimmt. Generell gilt: Je schneller die Strompreise steigen, desto früher kann Netzparität erreicht werden. Bei einer jährlichen zu erwartenden Strompreissteigerung von ca. 2% dürfte die sogenannte Netzparität von kleinen Dachanlagen bis spätestens 2014 zu erwarten sein. 196

198 5.4 Auswirkungen der sogenannten Netzparität Grundgedanke In der derzeitigen Diskussion wird häufig davon ausgegangen, dass bei einer Netzparität der Stromgestehungskosten aus Photovoltaikanlagen die wirtschaftliche Nutzung und damit der Anreiz zur Anlageninstallation erheblich ansteigen. Sobald die Stromgestehungskosten einer PV-Anlage niedriger sind als die Strombezugskosten, wäre demzufolge für einen kostendeckenden Anlagenbetrieb keine weitere Förderung nach dem EEG notwendig. Der Anlagenbetreiber würde in diesem Fall die Kosten für einen alternativen Strombezug einsparen Problem des geringen Eigenverbrauchsanteils Bei der sogenannten Netzparität wird jedoch nicht berücksichtigt, dass ein Betreiber nicht seinen gesamten erzeugten Strom selbst verbraucht. Aufgrund des zeitlichen Unterschieds zwischen Strahlungsangebot und Verbraucherlast ist davon auszugehen, dass ohne Speicher oder Lastmanagement in einem 4- Personenhaushalt höchstens rund 30% des erzeugten Stroms einer 5-kW- Anlage selbst verbraucht werden können [194]. Auch der Autarkiegrad liegt selten höher (vgl. Kapitel 4) Lösungsoptionen Im Folgenden sollen die Option der Stromspeicherung und Lastverlagerung zur Erhöhung des Eigenverbrauchs sowie eine Direktvermarktung und das Net-Metering als weitere Lösungsoptionen untersucht werden Eigenverbrauchserhöhung durch Stromspeicher In der Solarwirtschaft bestehen erste technische Ansätze zu einem höheren Eigenverbrauchsanteil (z. B. SunPac-System der SolarWorld AG, einem Speichersystem aus einer Bleibatterie sowie einer Kombination aus Wechselrichter und SMA-Switchbox). Je nach Systemkonstellation kann damit der Eigenverbrauch um 10 bis 20% erhöht werden. Allerdings ist bei den heutigen Strompreisen eine Refinanzierung des Systems über den Mehrertrag der PV- Anlage durch den erhöhten Eigenverbrauch noch nicht möglich. Dies könnte sich aber bei weiter stark ansteigenden Strompreisen und sinkenden Kosten für Batteriespeicher ändern. Auch wenn dieses System noch nicht wirtschaftlich tragfähig ist, so stellt es doch einen wichtigen Schritt hin zu mehr Autarkie dar [195] Eigenverbrauchserhöhung durch Lastmanagement In Kapitel 4 wurde der Ansatz geprüft, den Eigenverbrauchsanteil über ein entsprechendes Lastmanagement zu erhöhen. Bei diesem Ansatz muss jedoch berücksichtigt werden, dass in der Mittagszeit in Deutschland auch der Stromverbrauch am höchsten ist. Wenn die Solar- 197

199 stromeinspeisung mittags durch Eigenverbrauch reduziert wird, fehlt sie für die Versorgung mit Spitzenlaststrom. Darüber hinaus gibt es nur sehr wenige Verbrauchsgeräte, die in ein Lastmanagement einbezogen werden können. Als limitierende Faktoren können im Wesentlichen die zu geringen Anschlussleistungen und/oder Betriebsstunden einzelner Verbraucher, wie z.b. Kühlschränke oder Waschmaschinen, genannt werden. Bei der Nutzung weiterer Geräte, z. B. von Herden oder Fernsehern, ist nicht davon auszugehen, dass die Verbraucher ihr Nutzungsverhalten vom Sonnenschein abhängig machen werden Direktvermarktung Die überschüssige Strommenge wäre ohne feste Einspeisevergütung auf dem Markt anzubieten. Da der Wert des anzubietenden Stroms deutlich unter dem Strompreis für Haushaltskunden liegen wird, wäre für die große Gruppe der privaten Betreiber kleinerer PV-Anlagen (bis 5 kw) eine Vermarktung des PV- Stroms erheblich unattraktiver als die Substitution von bezogenem Haushaltsstrom Net Metering Eine Alternative zum Verkauf des Stroms auf dem freien Markt stellt die sogenannte Netto-Stromabrechnung (Net Metering) dar, die bereits in Italien für Erzeuger von Strom aus Erneuerbaren Energien mit einer installierten Leistung von bis zu 20 kw in Anspruch genommen werden kann. Das Konzept des Net Metering beruht auf der Verrechnung des ins Netz eingespeisten und dem aus dem Netz bezogenen Stroms. Für Betreiber kleiner Dachanlagen mit Tarifkunden-Strombezug ist in diesem Fall bereits nach Erreichen der sogenannten Netzparität ein kostendeckender Betrieb der PV-Anlage auch ohne Förderung durch das EEG möglich. Der administrative Aufwand für den Anlagenbetreiber wird bei diesem Modell als gering abgeschätzt. Das Modell entspricht damit einer garantierten Einspeisevergütung in Höhe des jeweiligen Stromeinkaufspreises. Allerdings stellt das Modell des Net Metering ein rein bilanzielles Ausgleichssystem dar. Sowohl für den Abtransport der erzeugten Strommengen als auch für den Strombezug aus dem Netz muss die Infrastruktur angepasst werden, was weiterhin Investitionskosten erfordert, die von den übrigen Verbrauchern bzw. vom Steuerzahler zu begleichen sein werden Fazit Im Ergebnis der Betrachtungen kann festgestellt werden, dass mit dem Zeitpunkt der sogenannten Netzparität und einem Eigenverbrauchsanteil von deutlich unter 100% noch nicht auf den Vergütungsanspruch der Einspeisetarife verzichtet werden kann. Sowohl die Stromspeicherung als auch die Eigenverbrauchserhöhung über Lastmanagement sind entweder betriebswirtschaftlich nicht rentabel oder würden eine völlige Änderung im Verbraucherverhalten erfordern. Eine Direktvermarktung der überschüssigen Strommengen zu Marktpreisen brächte erheblich niedrigere Erlöse als die EEG-Einspeisevergütung. 198

200 Das Net-Metering-Modell stellt zwar ein sehr einfaches System zur Förderung der Photovoltaik dar, stellt aber nur eine andere Form einer garantierten Einspeisevergütung dar, da der Anlagenbetreiber für den nicht selbst genutzten, d. h. ins Netz eingespeisten, Strom der Anlagenbetreiber eine Vergütung in Höhe seines Strompreises erhält. Daher ist mit dem Erreichen der sogenannten Netzparität kein Boom im Anlagenzubau zu erwarten. Erst mit Erreichen der echten Netzparität könnte auf garantierte Einspeisevergütungen verzichtet werden. 5.5 Echte Netzparität Im Fall der echten Netzparität wird der eigenverbrauchte Strom mit den Endverbraucherpreisen einschließlich Netzentgelten, Steuern und Abgaben bewertet. Tritt die echte Netzparität ein, ist es für den Anlagenbetreiber günstiger, den eigenen Solarstrom zu nutzen, überschüssige Strommengen zu Marktpreisen (Großhandelspreise) zu verkaufen und Strom zu den Zeitpunkten einzukaufen, in denen die Eigenerzeugung nicht ausreicht. Ergänzend könnte auch die Option bestehen, technische Systeme zum Lastmanagement sowie zum Speichern anzuschaffen, wenn der so erzeugte und zwischengespeicherte Strom am Ende noch preisgünstiger wäre als der Kauf von Haushaltsstrom. Gesetzliche Einspeisetarife sind dann nicht mehr notwendig, gleichwohl aber müssen andere Begünstigungen wie z.b. die Stromabnahmegarantie sowie der Erhalt des Netzanschlusses erhalten bleiben. Unabhängig vom Zeitpunkt des Erreichens der Netzparität sollen im Folgenden die Auswirkungen der echten Netzparität auf die Marktakteure diskutiert werden Auswirkungen auf den Energiemarkt Das Erreichen der echten Netzparität wird vermutlich weitreichende Auswirkungen auf den Strommarkt haben. Im Unterschied zum gegenwärtig zentral gesteuerten Prozess der Energieerzeugung mit Großkraftwerken, wird der Energiemarkt der Zukunft durch unterschiedliche Technologien aus dem Bereich der Erneuerbaren Energien bestimmt. Dabei kommen sowohl zentrale Energiequellen wie Offshore-Windkraft als auch dezentrale Energien wie Photovoltaik und Biomasse zum Einsatz. Mit der Netzparität wird ein bedeutender Meilenstein erreicht, der einerseits neue Märkte öffnet und andererseits auf etablierten Märkten neue Vertriebsmöglichkeiten bieten dürfte [196]. Der Strommarkt der Zukunft wird sich zunehmend in Richtung Servicemarkt entwickeln. Die etablierten Marktakteure stehen neuen technischen und ökonomischen Herausforderungen gegenüber. Neben den bekannten Akteuren werden auch neue Akteure auf den Markt drängen, die Systemlösungen für die Netzintegration dezentraler Erzeuger anbieten. Die wachsende Anzahl von unabhängigen Stromanbietern und die zunehmende Strom- Selbstversorgung der Verbraucher werden den Marktanteil der traditionellen Versorger verringern. 199

201 Aufgrund der Tatsache, dass es sich unter den heutigen Rahmenbedingungen in Deutschland schon lohnt, eine PV-Anlage zu installieren, wird mit Erreichen der echten Netzparität kein drastischer Zubau an PV-Anlagen zu erwarten sein. Stärker werden die Auswirkungen in Ländern ohne wirksames Fördersystem für Photovoltaik sein (z. B. Polen) Auswirkungen auf die Versorger Energieversorger mit eigenen Großkraftwerken: Im Allgemeinen liegen die Netzparität und die zunehmende Eigenstromversorgung auf Verbraucherebene nicht im Interesse konventioneller Kraftwerksbetreiber. Dies lässt sich damit begründen, dass die steigende Eigenversorgung den Stromabsatz der Großanbieter verringert und dadurch auch deren Erlöse sinken. Zudem steht die mangelnde Flexibilität der meisten konventionellen Großkraftwerke mit der Dezentralisierung im Konflikt. Dies hat sich in jüngster Vergangenheit gezeigt, als die Kraftwerksbetreiber wegen geringen Residuallasten ihre Großanlagen unter Teillast fahren oder ganz vom Netz nehmen mussten. Vorübergehend war es für den Betreiber sogar günstiger, Geld für die Einspeisung des erzeugten Stroms zu verschenken, um nicht das eigene Kraftwerk in seiner Leistung reduzieren oder gar abschalten zu müssen. Die Folgen waren negative Börsenpreise. Um solche Negativpreise zukünftig zu vermeiden, sind auch Veränderungen im Geschäftsmodell der Energieversorger erforderlich. Durch den Einsatz von Gaskraftwerken oder Speichern könnte beispielsweise die Flexibilität des Kraftwerksparks erhöht werden. Diese Fragen werden im Forschungsvorhaben V (Integration der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und konventionellen Energieträgern) vertieft analysiert (gesonderter Bericht). Auch nach Erreichen der Netzparität bedeutet die Errichtung einer PV-Anlage eine hohe Erstinvestition. Im Rahmen eines Photovoltaik-Contracting-Modells könnten Energieversorger die Finanzierung übernehmen. Eine Herausforderung, mit der sich Energieversorger zukünftig in jedem Fall auseinandersetzen müssen, ist die wachsende Konkurrenz neuer Stromanbieter (z.b. Ökostromanbieter), die Kunden abwerben und die Monopolstellung der traditionellen Energieversorger gefährden können. Für kommunale Energieversorger ergeben sich jedoch mit Erreichen der Netzparität neue Geschäftsmöglichkeiten. Kommunale Energieversorger: Auf kommunaler Ebene können sich u.a. für Stadtwerke mit Erreichen der Netzparität neue Geschäftsmöglichkeiten ergeben. Denn für Stadtwerke auch ohne eigenen Kraftwerkspark ergibt sich mit Erreichen der Netzparität die Möglichkeit, Strom selbst zu erzeugen, der dann innerstädtisch vermarktet werden kann. Außerdem ließen sich Netzentgelte vermeiden, die für die Übertragung außerhalb des Verteilnetzes anfallen würden. Ein weiteres Geschäftsmodell könnte sich aus dem Angebot von Dienstleistungen für Systemoptimierung entwickeln. Zudem können die Netze durch eine wachsende Eigenverbrauchserhöhung entlastet werden. 200

202 5.5.3 Auswirkungen auf den Netzbetreiber Die Veränderung des Energiesystems stellt auch die Netzbetreiber vor neue Herausforderungen. Aufgrund der hohen Gleichzeitigkeit bei der Photovoltaik wird es in Zukunft zu vermehrten Einspeisung von Strom in das Netz kommen. Diese Rückspeisungen müssen bei der Auslegung der Verteilnetze berücksichtigt werden. Zum Abtransport der Strommengen, die nicht selbst verbraucht werden können, ist es in einigen Regionen schon heute erforderlich, die Netze zu verstärken oder auszubauen. Damit sind auch mit Eintritt der echten Netzparität keine signifikanten Netzkostensenkungen zu erwarten. Wird darüber hinaus die Annahme getroffen, dass eine netzautarke Eigenversorgung in der Regel nur mit unverhältnismäßig hohen Aufwendungen zu realisieren ist (Saisonspeicher für Winterversorgung), bleibt der Netzanschluss auch mit Erreichen der Netzparität notwendig, um in Zeiten ohne Eigenproduktion die Stromversorgung zu gewährleisten. Zudem macht die stark schwankende Einspeisung aus PV-Anlagen zusätzliche Investitionen in Netze und Netzsteuerung wahrscheinlich. Das bedeutet, dass auch in Zukunft keine signifikanten Netzkostensenkungen zu erwarten sind. Auf der anderen Seite sinken durch die zunehmende Eigenstromversorgung die Stromabsatzmenge und damit die Einnahmen durch Netzentgelte, die dann durch Tarifänderungen den übrigen Stromkunden ohne PV-Anlage in Rechnung gestellt werden. Hinzu kommt, dass sich die Netzbetreiber auch in Zukunft mit einer stärker werdenden Konkurrenz in den Geschäftsfeldern der Netzsteuerung auseinandersetzen müssen. Insbesondere der Bedarf an Integrationsmechanismen durch den wachsenden Anteil fluktuierender Energie wird neue Akteure (z.b. aus der IT-Branche) hervorbringen, die Systemlösungen anbieten entweder als Lieferanten für die Netzbetreiber oder direkt für die Endkunden Auswirkungen auf Verbraucher mit eigener PV-Anlage Mit Eintritt der echten Netzparität wird für Verbraucher mit Photovoltaik die Eigenstromversorgung als Alternative zum Strombezug an Bedeutung gewinnen. Je stärker die Strompreise steigen, desto mehr Hausbesitzer werden eine PV-Anlage kaufen. Die Anlagenbetreiber werden versuchen, ihr System zu optimieren, um möglichst viel Strom selbst zu verbrauchen und damit die Strombezugskosten insgesamt zu senken. Die Optimierung könnte beispielsweise über Speicher erfolgen, sofern deren Preise sinken. Im Fall der echten Netzparität erhält der Anlagenbetreiber keine gesetzliche Einspeisevergütung. Eine direkte Förderung ist dann nur noch für Freiflächenanlagen ohne Direktanbindung an Stromverbraucher ähnlicher Größenordnung nötig, da diese unmittelbar mit allen anderen Energieerzeugungsanlagen, also letztendlich mit Großhandelsstrompreisen, in Konkurrenz stehen. Darüber hinaus ist davon auszugehen, dass die Energiewirtschaft den Haushalten mit PV-Anlage andere Tarife anbieten wird, weil deren Lastprofil und Jahresabnahmemengen anders sind. Dieser Tarif könnte solche Haushalte entweder begünstigen oder stärker an den Fixkosten beteiligen. 201

203 5.5.5 Auswirkungen auf Verbraucher ohne PV-Anlage Die Zunahme des Eigenverbrauchs aus photovoltaischen Anlagen hat zur Folge, dass sich die Stromabgabemengen verringern, was in der Regel zu Erlös- und Gewinneinbußen der Stromanbieter und Netzbetreiber führt. Um das fluktuierende Dargebot der Sonne ausgleichen und Versorgungsicherheit gewährleisten zu können, muss jedoch das Netz weiterhin vorgehalten werden und ggf. ausgebaut werden. Für den Betrieb, Unterhalt und Ausbau der Netze fallen also weiterhin Kosten an. Dabei gilt: Je mehr Eigenversorger es gibt, desto teurer wird spezifisch die Netznutzung je durchgeleiteter Kilowattstunde. Dies betrifft insbesondere Verbraucher, die keine PV-Anlage besitzen und ihren Strom ausschließlich aus dem Netz beziehen müssen. Hinzu kommt, dass Anlagenbetreiber von bestimmten Steuern und Abgaben befreit sind. Diese Steuern fehlen damit in der Volkswirtschaft und müssen von den übrigen Verbrauchern bzw. vom Steuerzahler getragen werden. Um solche Effekte zu vermeiden, wird in Abschnitt ein Lösungsansatz genannt, der eine diskriminierungsfreie Kostenverteilung ermöglicht Auswirkungen auf die Marktakteure im Überblick In Tab. 5-1 sind die Auswirkungen der Netzparität mit Chancen und Risiken für die einzelnen Akteure zusammenfassend dargestellt. Tab. 5-1: Auswirkungen der Netzparität mit Chancen und Risiken der Marktakteure [Eigene Darstellung in Anlehnung an [197]] Akteur Chancen Risiken EVU mit Großkraftwerken Stadtwerke Netzbetreiber Verbraucher Wandlung zum Energiedienstleister Chance zur Transformation vom bloßen Verteil-Unternehmen zum Stromerzeuger; Neue Dienstleistungsangebote für Systemoptimierung; Chance für Netzentlastung v.a. im ländlichen Raum Neue Geschäftsmöglichkeiten als Anbieter von Informations- und Kommunikationsmöglichkeiten; Chancen der Netzentlastung insbesondere im Verteilnetz Verbraucher werden Produzenten; Verbraucher werden autark Verringerung des Stromabsatzes und Gewinns; Beeinträchtigung der zentralen Steuerung; Gefahr für dominante Marktposition durch mehr Stromanbieter Verringerung des Stromabsatzes, Mehr Wettbewerb durch mehr Stromanbieter Verringerung der Netzentgelte; Konkurrenz durch neue Akteure z.b. aus der IT-Branche Höhere Strompreise für übrige Verbraucher 202

204 5.5.7 Geschäftsmodelle nach Erreichen der echten Netzparität Im folgenden Abschnitt sollen mögliche Geschäftsmodelle für verschiedene Marktteilnehmer vorgestellt werden Geschäftsmodelle für Stromerzeuger Ein mögliches Geschäftsmodell für Erzeuger von PV-Strom ergibt sich aus der Direktvermarktung des Stromes an der Strombörse. In der Regel wird der Anlagenbetreiber für seinen verkauften Strom die marktüblichen Großhandelspreise vergütet bekommen. Dort wird der gesamte durch PV erzeugte Strom zu den Kosten alternativer Erzeugungstechnologien bewertet. In Anbetracht der Tatsache, dass die Erzeugungskosten von PV-Strom auch nach Erreichen der echten Netzparität deutlich oberhalb der Großhandelspreise an der Strombörse liegen werden, dürfte die Vermarktung des gesamten PV- Stroms eher unrentabel sein. Die Direktlieferung von PV-Strom an Verbraucher stellt ein weiteres Geschäftsmodell dar. Im Unterschied zwischen dem ersten Geschäftsmodell wird der erzeugte PV-Strom nicht an der Börse zu Großhandelspreisen veräußert, sondern an Verbraucher direkt geliefert. Zwischen Anlagenbetreiber und Verbraucher bestehen bilaterale Verträge, die Abnahme und Vergütung des erzeugten Stroms regeln. Im Allgemeinen kann der Anlagenbetreiber eine höhere Vergütung erhalten als beim Verkauf des Stromes am Markt. Bereits heute hat der Anlagenbetreiber die Möglichkeit zwischen garantierten Einspeisetarifen gemäß EEG oder Direktvermarktung des erzeugten Stroms zu wählen. Allerdings kann der EEG-Anlagenbetreiber die Option der Direktvermarktung bisher nur monatsweise wählen. Insbesondere für PV-Anlagen und ihr fluktuierendes Erzeugungsprofil bietet es sich an, die Option Direktvermarktung auch für eine kürzere Zeitspanne z.b. stundenweise zu ermöglichen. Aufgrund des typischen Erzeugungsprofils kann der erzeugte PV-Strom vor allem zu Spitzenlastzeiten mit Höchstpreisen verkauft werden. Ein weiteres Geschäftsmodell ergibt sich aus dem Rollenwandel der Verbraucher in Richtung Prosumer. Neben dem Strombezug sind die Verbraucher mit PV-Anlage in der Lage, eigenen Strom zu erzeugen, um damit den externen Energiebezug und damit auch die Kosten zu verringern. Für Netzbetreiber und Energievertriebe bedeutet dieser Wandel in erster Linie Einnahmeverluste, die mit großer Wahrscheinlichkeit höhere Kosten für das übrige System nach sich ziehen und durch Preiserhöhungen kompensiert werden müssten. Ein möglicher Lösungsansatz für eine diskriminierungsfreie Kostenaufteilung wird in Teilkapitel angesprochen. Wird die echte Netzparität erreicht, dann werden sich voraussichtlich mehr Verbraucher eine PV-Anlage anschaffen und dabei versuchen, möglichst viel Strom selbst zu nutzen. Dadurch wird das EVU weniger Strom absetzen, was Mindereinnahmen zur Folge hat. Durch ein Photovoltaik-Contracting- Geschäftsmodell könnte sich das EVU an der Finanzierung von PV-Anlagen beteiligen und als Contractor vom Anlagenbetrieb profitieren. 203

205 Verbrauchergeschäftsmodell Mit Erreichen der echten Netzparität ist es für Verbraucher zunehmend attraktiver, einen hohen Eigenverbrauchsanteil anzustreben. Demzufolge werden mehr Verbraucher eine PV-Anlage anschaffen und diese dahingehend optimieren, dass sie einen möglichst hohen Energieautarkiegrad erreichen. Dies kann beispielsweise über eine Laststeuerung und/oder entsprechende Speichertechnologien realisiert werden. Während das Konzept eines Lastmanagements elektrischer Geräte in Verbindung mit einem veränderten Nutzerverhalten ohne große Kostenaufwendungen umgesetzt werden kann, ist eine Eigenverbrauchserhöhung durch Speicher vergleichsweise teuer. Durch Lerneffekte in den Speichertechnologien und dem weiteren Anstieg der Strombezugskosten, ist davon auszugehen, dass Speicher zukünftig rentabel betrieben werden können. Ist die Wirtschaftlichkeit gegeben, desto mehr Anlagenbetreiber werden versuchen, möglichst unabhängig vom Energieversorger zu werden. Was zu Einsparungen bei den Eigenerzeugern führt, dürfte allerdings höhere Kosten für das übrige System und insbesondere für Verbraucher ohne PV-Anlage zur Folge haben Modelle für Netzbetreiber Mit Erreichen der echten Netzparität wird auch der Anteil am Eigenstromverbrauch wachsen. Dies bedeutet für Netzbetreiber im Allgemeinen einen geringeren Stromabsatz und damit auch Gewinneinbußen. Die Kosten für Betrieb und Ausbau des Stromnetzes bleiben aber nach wie vor hoch. Um die Kosten nicht auf die verbleibenden Verbraucher abzuwälzen, gibt es Geschäftsmodelle, die eine Beteiligung der Erzeuger an den Netzentgelten vorsehen. Anstelle der bisher einmaligen Netzanschlussentgelte könnte von den Anlagenbetreibern laufende Netztarife veranschlagt werden. Die Zahlung kann entweder energie- oder leistungsbezogen erfolgen. In diesem Geschäftsmodell werden die Netztarife auf Verbraucher und Anlagenbetreiber aufgeteilt. Dies hat zur Folge, dass die Verbraucher entlastet werden. Andererseits könnten vor allem kleinere Anlagen durch die Mehrbelastung unwirtschaftlich werden. Konventionelle Kraftwerksbetreiber werden versuchen, die Mehrbelastung über höhere Strompreise auszugleichen, falls sie an der Versorgung an der Region beteiligt sind. Anstatt Erzeuger und Verbraucher gleichermaßen zu belasten, könnten Netzentgelte auch standortbezogen erhoben werden. Dabei müssen Anlagenbetreiber für solche Anlagen, die negative Auswirkungen im Netz hervorrufen, standortabhängige Netzentgelte entrichten. Im Gegensatz dazu würden die Netzentgelte für Anlagenbetreiber entfallen, die positive oder zumindest keine nennenswerten negativen Effekte bewirken. Die Umsetzung eines solchen Geschäftsmodells dürfte jedoch aufgrund des auch regionalen Gleichbehandlungsgrundsatzes schwierig sein Geschäftsmodell zum Vertrieb Aus Sicht der Vertreiber könnte ein speziell für Eigenverbraucher entwickelter Tarif einen Ansatzpunkt für ein neues Geschäftsmodell darstellen. Dazu müsste zunächst ein Standardlastprofil für Eigenverbraucher definiert werden. 204

206 Das Modell könnte so aussehen, dass der Netztarif für Eigenverbraucher in der Mittagszeit, also zu dem Zeitpunkt, wenn der Eigenverbrauchsanteil hoch ist, günstig ist. Im Gegensatz dazu zahlt der Eigenverbraucher z.b. in den Abendstunden, also dann, wenn der Anteil des eigenverbrauchten Stroms allenfalls gering ist, einen höheren Tarif. Durch eine variable Tarifgestaltung könnten die Mindereinnahmen der Netzbetreiber durch die zunehmende Eigenstromversorgung teilweise kompensiert werden. Auch Verbraucher ohne PV-Anlage können von diesem Geschäftsmodell profitieren, wenn die Mindereinnahmen der Netzbetreiber nicht alleine durch sie über höhere Netzentgelte auszugleichen sind. Dazu ist ein qualifizierter IT-Einsatz notwendig. In Tab. 5-2 sind die Ergebnisse der Untersuchung zu den möglichen Geschäftsmodellen zusammengefasst. Tab. 5-2: Herausforderungen bei der Umsetzung der Geschäftsmodelle Erzeugergeschäftsmodelle Ausprägung Herausforderungen/ Probleme 1 Direktvermarktung des gesamten PV- Stroms an der EEX zu Großhandelspreisen 2 Stromdirektlieferung an Verbraucher 3 Wandel der Verbraucher zu "Prosumern" 4 PV-Contracting durch EVU Implementierung geeigneter Kommunikationsmöglichkeiten Rechtliche Grundlage für Direktlieferung vorhanden; Direktvermarktungsoption bisher nur monatsweise möglich, zukünftig auch flexiblere Zeitspannen (z.b. stundenweise) ermöglichen Verbraucher mit PV werden zunehmend autark; höhere Belastung für das übrige System Wachsender Anlagenzubau, Mehrbelastung nichtprivilegierter Verbraucher Auswirkungen PV-Strom konkurriert mit alternativer Energieerzeugung; Zeitpunkt der Netzparität verschiebt sich deutlich nach hinten Anlagenbetreiber kann PV- Strom zu Spitzenlastzeiten mit Höchstpreisen verkaufen; Verbraucher profitieren von günstigeren Strompreisen Mehrkosten bei Netzbetreibern und Energieversorgern; Kompensation durch höhere Strompreise, dadurch tritt Netzparität früher ein Zusätzliche Einnahmen des EVU aus Contractingtätigkeit, geringerer Stromabsatz und dadurch geringere Gewinnmarge; Vorteile für Verbraucher mit PV Verbrauchergeschäftsmodell Ausprägung Herausforderungen/ Probleme 5 Energieautarkie Steigender Eigenverbrauch, Mehrbelastung der übrigen Stromkunden Auswirkungen Einsparungen bei den Verbrauchern mit PV; Mehrkosten bei Netzbetreibern und EVU; höhere Netzentgelte und Strompreise, dadurch wird Netzparität früher erreicht 205

207 Geschäftsmodelle für Netzbetreiber Ausprägung 6 Netztarife für Anlagenbetreiber und Verbraucher aufgeteilt 7 Standortbezogene Netzentgelte Herausforderungen/ Probleme Keine rechtliche Grundlage; ggf. Unwirtschaftlichkeit kleinerer Anlagen, Höhere Strompreise Umsetzbarkeit rechtlich nicht gedeckt; überregionales Gleichbehandlungsproblem Auswirkungen Geringere Kosten bei Verbrauchern; jedoch langfristig Kompensation durch höhere Strompreise Vorteile für Anlagenbetreiber in Regionen mit gut ausgebauten Netzen, Mehrkosten für Netzbetreiber in Regionen mit schwacher Infrastruktur Geschäftsmodelle für Energievertriebe Ausprägung 8 Variable Tarifgestaltung für Eigenverbraucher Herausforderungen/ Probleme Festlegen eines Standardlastprofils Auswirkungen Kompensation der Mindereinnahmen des Netzbetreibers durch zunehmenden Eigenverbrauch; Diskriminierungsfreie Kostenverteilung auf Verbraucher; Netzparität verzögert sich Rahmenbedingungen für echte Netzparität Auch mit Erreichen der echten Netzparität müssen einige wesentliche Elemente des EEG erhalten bleiben. Dazu gehören insbesondere die Anschlussund Stromabnahmeverpflichtung, die Durchleitungspflicht sowie die Option der Eigenverbraucher, kurzfristig zwischen Netzeinspeisung und Eigenverbrauch zu wechseln. Für den Fall, dass die garantierte Anschluss- und Abnahmeverpflichtung entfällt, bestünde keine Notwendigkeit, den erzeugten PV-Strom abzunehmen und weiterzuleiten, denn jeder ökonomische Anreiz fehlt. Der Netzbetreiber wird dann genau abwägen, ob die Anschlusskosten in Relation zum Erlös stehen. Eine andere Herausforderung besteht in der Diskrepanz zwischen Erzeuger und Netzbetreiber. Nach Einschätzung der Bundesnetzagentur werden in Deutschland keine Speicher gebaut, weil derzeit keine geeigneten Geschäftsmodelle vorhanden sind (M. Kurth in einem Photon-Interview [198]). Der Präsident der Bundesnetzagentur sieht die Ursache auch in regulatorischen Gründen. So sieht beispielsweise das Europarecht eine klare Trennung zwischen Erzeugung und Netz vor. Da ein Speicher den zwischengespeicherten Strom wieder ins Netz speist, ist er demzufolge als Erzeuger zu behandeln. Selbst wenn Netzbetreiber zur Vermeidung von Netzengpässen oder Netzausbauten Speicher einsetzen wollten, ist dies bei den derzeitigen Regulierungsregeln nicht möglich. Die Regulierungsregeln sollten also dahingehend geändert werden, dass auch Netzbetreiber zur Vermeidung von Netzengpässen oder Netzausbauten Speicher einsetzen dürfen. Die anfallenden Kosten könnten von der Regulierungsbehörde bei der Festsetzung der Erlösobergrenze berücksichtigt werden. 206

208 5.5.9 Lösungsansatz zur Kostenaufteilung Um eine Kostenverschiebung zu Lasten nicht-privilegierter Verbraucher zu vermeiden, erscheint es sinnvoll, bei der Erhebung der Netzentgelte anstatt der Strombezugsmenge (in kwh) die jeweilige Netzanschlussleistung (in kw) zu berücksichtigen. Dadurch würden Verbraucher mit Photovoltaik einen Beitrag zu den Netzkosten für Back-Up -Leistungen erbringen und nicht das Netz als kostenlose Option nutzen [199] Fazit Die Betrachtungen haben gezeigt, dass die Netzparität unterschiedliche Auswirkungen auf die verschiedenen Marktakteure hat und dass sich neue Geschäftsmöglichkeiten ergeben. Auch bleiben nach Erreichen der Netzparität die Rahmenbedingungen wichtig. Die Analyse zur Netzparität erfolgte ausschließlich unter einzelwirtschaftlicher Sichtweise. Aus volkswirtschaftlicher Sicht wäre eine Netzparität erst dann gegeben, wenn der durch PV erzeugte Strom mit den Kosten alternativer Erzeugungstechnologien, also letztlich mit den Großhandelspreisen, konkurrieren kann, d.h. weder direkte noch indirekte Subventionen, wie etwa die kostenfreie Absicherung durch das Netz, beinhaltet. Da die Stromerzeugung aus alternativen Erzeugungsanlagen trotz signifikanter Lerneffekte bei den PV-Anlagen weiterhin günstiger bleibt, ist eine echte Netzparität im volkswirtschaftlichen Sinne kurz- bis mittelfristig noch nicht zu erwarten. Im Rahmen energiepolitischer Entscheidungen sind in jedem Fall die Kostenwirkung und die Lastenverteilung genau abzuwägen. 5.6 Netzparität in anderen Ländern Die Prognosen für das Erreichen der Netzparität in anderen Ländern beziehen sich im Allgemeinen auf die sogenannte Netzparität, also dem Zeitpunkt, ab dem die Stromgestehungskosten einer PV-Anlage und die Strombezugskosten aus dem Netz übereinstimmen. In Abb. 5-7 ist der Zeitpunkt für das Erreichen der sogenannten Netzparität für Privathaushalte verschiedener Länder abgebildet. Aus der Abbildung geht hervor, dass Italien aufgrund seiner vergleichsweise hohen Strompreise und der hohen Sonneneinstrahlung bereits 2011 die Haushaltsstrom-Netzparität erreichen kann. Kalifornien weist in der Abbildung mit bis zu kwh/m² die höchsten jährlichen Sonneneinstrahlungswerte auf, was sich wiederum günstig auf Stromgestehungskosten auswirkt. Auch in Kalifornien kann im Jahr 2011 die sogenannte Netzparität erreicht werden. Trotz starker Sonneneinstrahlung die iberische Halbinsel verzeichnet eine der höchsten Einstrahlungsintensitäten in Europa ist die Netzparität für Kleinanlagen nicht vor 2012 zu erwarten. Das liegt vor allem an den relativ niedrigen Strompreisen für private Haushalte, die sich auf ungefähr 16 ct/kwh belaufen. Großbritannien weist mit durchschnittlich kwh/m² nahezu die gleichen Strahlungsintensitäten wie Deutschland auf. Wegen der niedrigen Strombezugskosten von rund 14 ct/kwh wird der Eintritt der Netzparität allerdings deutlich später erwartet. Da der Strompreis in Frankreich mit 207

209 rund 12 ct/kwh traditionell sehr gering ist, ist die sogenannte Netzparität dort erst deutlich nach 2013 zu erwarten. In sonnenärmeren Regionen Frankreichs wird der Zeitpunkt voraussichtlich noch bedeutend später eintreten. Während ab 2013 in vielen mitteleuropäischen Ländern der erzeugte PV-Strom so günstig sein wird wie konventioneller Netzstrom, wird die sogenannte Netzparität in den Ländern China und Indien trotz günstiger Einstrahlungsverhältnisse deutlich später eintreten. Dies liegt wiederum an den sehr geringen Strompreisen von rund 7 ct/kwh. Die Größe der in Abb. 5-7 dargestellten Kreise ergibt sich aus den unterschiedlichen Spannbreiten bei der Einstrahlung in den verschiedenen Ländern. Abb. 5-7: Entwicklung der Netzparität für Privathaushalte [200] Während in den Industrieländern das Eintreten der sogenannten Netzparität keinen sprunghaften Anstieg des Anlagenzubaus erwarten lässt, können in Entwicklungsländern die Auswirkungen deutlich ausgeprägter sein. Insbesondere in den ländlichen Regionen der Schwellen- und Entwicklungsländer hat die Photovoltaik ein riesiges Marktpotenzial. Im Unterschied zu Industrieländern kann hier die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage entscheidend von der Entfernung zum nächsten Netzverknüpfungspunkt sowie von den Kosten alternativer Strombezugsmöglichkeiten wie z.b. Dieselgeneratoren abhängen. Sobald eine PV-Anlage zur Elektrifizierung netzferner Regionen günstiger ist als der Netzausbau oder die Stromversorgung über dezentrale Stromaggregate wird die Nachfrage nach Photovoltaik steigen. Hinzu kommt, dass Gebiete wie Ostafrika oder Indien sehr sonnenreich sind, was eine stetige Stromversorgung begünstigt. In dem Moment, ab dem eine netzunabhängige PV- Anlage eine kostengünstigere Alternative zum Netzausbau bzw. zu konventionellen Stromaggregaten darstellt, ist ein signifikanter PV-Anlagenzubau wahrscheinlich. Dies würde die Modulnachfrage deutlich erhöhen, was wiederum zu Preissteigerungen auf dem Weltmarkt führen oder zumindest die Preissenkungen abbremsen kann. 208

210 6 Degression Steuerung in Abhängigkeit vom Marktvolumen Dieses Kapitel bewertet das Instrument der Degression, die jeweils an den Zubau angepasst wird, soweit dies nach den letzten Änderungen des EEG möglich ist. Eine Zusammenfassung der Empfehlungen erfolgt in Kapitel Das Instrument der zubauabhängigen Degressionsanpassung Hintergrund Jedes Instrument zur Markteinführung neuer Technologien sollte so ausgestaltet sein, dass es eine genügend große Nachfrage und damit den produzierenden Unternehmen einen verlässlichen Absatzmarkt bietet. Grundgedanke des EEG ist es daher, durch eine auf Basis typischer Anlagenkonstellationen kostendeckend ausgestaltete Vergütung den ökonomischen Anreiz zur Investition in neue Technologie zu geben. Die Notwendigkeit, neben dem ökonomischen Anreiz zum Bau und Betrieb von Anlagen zur erneuerbaren Stromerzeugung auch Innovationsanreize für die Hersteller der Anlagen zu setzen, spiegelt sich in der degressiven Gestaltung der Vergütungssätze des EEG wider: Sie soll über die Absenkung der Vergütungssätze für Neuanlagen um einen festen Prozentsatz im Jahresrhythmus sicherstellen, dass die technologische Weiterentwicklung zügig voranschreitet und die bestehende Kostenschere zur Wettbewerbsfähigkeit den mit konventionellen Energieträgern kontinuierlich geschlossen wird. Das gesetzlich verankerte Degressionsschema mit fixen Absenkungszeitpunkten und -schritten schafft dabei größtmögliche Planungs- und somit Investitionssicherheit, sowohl für Anlagenbetreiber als auch auf Seiten der Hersteller. Somit gibt die Degression den Kostensenkungspfad vor bzw. antizipiert diesen, den die Technologieentwickler erreichen müssen, um jeweils zu Preisen anbieten zu können, die einerseits einen wirtschaftlichen Produktionsbetrieb erlauben, gleichzeitig aber dem Kunden als Betreiber einer Stromerzeugungsanlage eine ökonomisch attraktive Investition ermöglichen. Durch die Höhe des Degressionssatzes wird indirekt auch der Zeitpunkt bestimmt, zu dem eine Technologie die Wettbewerbsfähigkeit erreichen soll und es keiner Fortführung der Förderung mehr bedarf. Die Abschätzung der Innovationsfähigkeit innerhalb einer Technologie stellt bei der Festlegung der Degressionsraten eine erhebliche Herausforderung dar. Wird diese überschätzt und die Degressionsrate zu hoch angesetzt, sinkt die Vergütung zu stark. Sie ist dann für den wirtschaftlichen Anlagenbetrieb nicht mehr auskömmlich, so dass ein vollständiger Marktzusammenbruch die Folge sein kann. Dies kann folglich die gleiche Wirkung auf den Markt entfalten, wie eine vollständige Streichung der Förderung. Ist dagegen das Innovationspotenzial höher als die angesetzte Degressionsrate unterstellt, entstehen Mitnahmeeffekte. Je nach Wettbewerbssituation 209

211 treten diese auf unterschiedlichen Stufen der Wertschöpfungskette ein. Wird das Marktvolumen primär durch das Angebot bestimmt, weil die Nachfrage aus der bestehenden Produktion nicht vollständig befriedigt werden kann (Nachfrageüberhang), profitieren die Hersteller. Sie können ihre Margen ausweiten und müssen die realisierten Kostensenkungen nicht in Form von Preissenkungen an den Kunden weitergeben. Die Mitnahmeeffekte entstehen in diesem Fall im vorderen Teil der Wertschöpfungskette bzw. an der Stelle des stärksten Engpasses. Ist dagegen die Nachfrage die marktbestimmende Größe, weil das Angebot die Nachfrage übersteigt (Angebotsüberhang), führt der Wettbewerbsdruck auf Seiten der Anbieter zu Preissenkungen. In der Vergangenheit realisierte Kostensenkungen werden bei dieser Marktkonstellation mittels niedrigerer Preise an den Kunden weitergegeben. Hierdurch erhöht sich bei unverändertem Vergütungssatz die Rendite des Betreibers (bei Neuanlagen). Der Mitnahmeeffekt entsteht in diesem Fall am Ende der Wertschöpfungskette beim Anlagenbetreiber. Eine solche Konstellation zeigte sich im Jahr 2009 auf dem deutschen PV-Markt: Durch den weggebrochenen spanischen Markt herrschten Überkapazitäten der Hersteller vor, die somit in einen harten Preiskampf traten. Dies kam den Endkunden bzw. Anlagenbetreibern zugute, die bei gesunkenen Preisen eine vergleichsweise hohe Einspeisevergütung und damit überaus attraktive Rendite zu verbuchen hatten. Unabhängig von möglicherweise entstehenden Mitnahmeeffekten führt die kostendeckende Ausgestaltung der Vergütungssätze für die EE- Stromerzeugung generell im Vergleich zur konventionellen Stromerzeugung zu höheren Kosten. Die entstehenden Mehrkosten gegenüber den durchschnittlichen Strombezugskosten werden als Differenzkosten bezeichnet ( 54 EEG) und über einen im EEG geregelten Wälzungsmechanismus bundesweit auf alle Stromkunden umgelegt. Dies bedeutet, dass die Differenz aus der Summe der EEG-Vergütungszahlungen und dem durchschnittlichen Großhandelsstrompreis als Referenz für die Kosten der konventionellen Erzeugung solidarisiert und von allen nicht privilegierten Stromverbrauchern gemeinsam getragen wird. Für Photovoltaikstrom sind die Differenzkosten deshalb (noch) relativ hoch, weil die Kostenschere zwischen dem mittleren Vergütungssatz und dem anlegbaren Referenzwert noch relativ weit auseinander klafft. Die Degression bewirkt durch die jährliche Absenkung der Vergütung für Neuanlagen eine schrittweise Schließung dieser Schere. Dennoch führt jede neu installierte Anlage zu weiteren Differenzkosten, die über die gesamte Vergütungsdauer von 20 Jahren (zuzüglich Inbetriebnahmejahr) zu tragen sind. Die insgesamt anfallende Differenzkostensumme wird somit vor allem durch die Höhe des Zubaus von Anlagen in den Jahren bestimmt, die noch sehr hohe Vergütungssätze aufweisen. Die degressive Ausgestaltung der Vergütungssätze ist ein erfolgreiches Instrument zur kontinuierlichen Absenkung der spezifischen Differenzkosten im Jahresrhythmus, auf das Zubauvolumen hat sie jedoch keinen direkten Einfluss. In der Vergangenheit war eher zu beobachten, dass das Näherrücken einer Degressionsstufe einen nachfragesteigernden Effekt hatte. Durch das von der BNetzA seit 2009 verbindlich geführte Anlagenregister lässt sich dies sehr klar belegen. Der mit großem Abstand zubaustärkste Monat in 2009 war 210

212 der Dezember der Monat unmittelbar vor Eintreten der Vergütungsabsenkung. In 2010 gab es, bedingt durch die vorgezogene Vergütungsabsenkung zur Jahresmitte diesen Effekt gleich zweimal: Im Juni und im Dezember. Der zusätzliche Degressionschritt im Oktober wies aufgrund seiner deutlich geringeren Höhe (3%) keine vergleichbare Wirkung auf. Bereits zum Jahreswechsel 2008/2009 zeigte sich die Wirkung des Degressionsschritts im Zeitverlauf sehr deutlich: Die monatlich installierte Leistung sank von einem Spitzenwert von 440 MW im Dezember 2008 auf 2,8 MW im Januar 2009, wodurch der Ausbau quasi zum Erliegen kam. Zwischen Juni 2010 (2.108 MW) und Juli 2010 (663 MW) war die absolute Spannbreite noch deutlich größer, wenngleich die Wirkung auf den Markt insgesamt prognostizierbar und so mit einer geringeren Wirkung verbunden war. Das auf diese Weise dokumentierte Verbraucherverhalten, zeigt sehr deutlich, dass jeder Anlagenkäufer individuell nach dem höchst möglichen Vergütungssatz strebt. Dass bei einem Anschluss im Dezember die Vergütung lediglich für 20 volle Jahre und wenige Tage des Inbetriebnahmejahres gezahlt wird, wogegen bei einer Installation im Januar nahezu 21 Jahre Vergütungsanspruch besteht, beeinflusst das Verbraucherverhalten nicht. Da die innerhalb des Inbetriebnahmejahres erzeugbare Strommenge maximal 4,75% der insgesamt über den Vergütungszeitraum produzierbaren Strommenge ausmacht, könnten nur im Fall einer Degressionsrate von bis zu 4,75% eine Anlage, die zum 01. Januar in Betrieb genommen wird, über ihre Lebensdauer den gleichen Gesamtertrag erwirtschaften, wie die gleiche Anlagen, die zum 31. Dezember des Vorjahres zum höheren Vergütungssatz ans Netz angeschlossen wurde. Dies erklärt, warum bei den derzeit gültigen Degressionsätzen für die Photovoltaik der Gesamtertrag einer Anlage wesentlich stärker sinkt, als ein zusätzlicher Jahreserlös kompensieren könnte, sofern nicht die Investitionskosten durch Preissenkungen der Anlagenhersteller sinken. In Abb. 6-1 ist jedoch deutlich zu erkennen, dass die Systempreise dem Degressionsschritt in der Vergütung jeweils gefolgt sind, so dass zwar die absolute Gesamtsumme der Erträge gesunken ist, die Rendite der Betreiber aber zu Jahresbeginn nahezu unverändert blieb. 211

213 100% 80% 100,0% 100,0% 91,4% 95,0% 86,1% 90,3% 83,0% 75,6% Index (2006 = 100 %) 60% 40% Vergütungssätze Systempreise 78,4% 57,3% 63,8% 55,5% 56,7% 50,9% 20% 0% 0 Anfang Anfang Anfang Anfang Anfang Anfang Abb. 6-1: Entwicklung von Systempreisen und EEG-Vergütungssätzen 28 für Dachanlagen bis 100 kw; Systempreise (BSW Preisindex) aus [202] Der zu beobachtende Endjahresboom ist somit mit dem spezifischen Wunsch der Investoren zu erklären, die Anlage zu einem möglichst hohen Vergütungssatz in Betrieb zu nehmen. Hinzu kommt ein erhöhtes Risiko auf Seiten des Kunden, wenn er den Degressionsschritt abwartet. Er hat keine Garantie dafür, dass die Hersteller mit Preissenkungen den Degressionsschritt nachvollziehen. Die Förderung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien und speziell der Photovoltaik verfolgt generell das Ziel, auf lange Sicht positive Nettoeffekte für die Volkswirtschaft zu erzielen. Hierzu müssen gegebenenfalls die Belastung der Stromverbraucher und die so entstehenden Budgeteffekten wirkungsvoll begrenzt werden. Bislang scheint dies nur über eine absolute Zubaubegrenzung in Form einer fixen Deckelung möglich. Diese kann, wie bei der spanischen Förderregelung auf einem festen jährlichen Zubau basieren oder auch für ein Gesamtzubauvolumen für mehrere Jahre unter den jeweils aktuellen Förderbedingungen gelten. Letztere Regelung wird aktuell in Italien favorisiert (siehe Kapitel 2). So attraktiv die Möglichkeit scheinen mag, einen Markt in seiner absoluten Höhe zu begrenzen und sich damit gegen explodierende Kosten abzusichern, hat eine derartige Deckelung doch erhebliche Nachteile. So bewirkt jede Deckelung erhebliche Einbußen hinsichtlich der Investitionssicherheit. Potenzielle Anlagenbetreiber können nicht mit einem festen Inbetriebnahmezeitpunkt kalkulieren, da sie zu Beginn der Planungsphase nicht wissen, ob ihre Anlage im laufenden Jahr noch im Fördervolumen ent- 28 Die beiden Absenkungen zum von 13% und 3% zum wurden zusammengefasst. 212

214 halten sein wird, oder erst im Folgejahr und dann zu niedrigeren Vergütungssätzen in Betrieb genommen werden kann. Im Falle einer sehr starken Begrenzung des Zubauvolumens tritt zum Jahreswechsel der gegenteilige Effekt zur degressiven Vergütungsabsenkung ein: Jeder potenzielle Anlagenbetreiber wird versuchen seine Anlage gleich zu Jahresbeginn installieren zu lassen, um sicher innerhalb des förderfähigen Zubauvolumens zu liegen. Sobald der Deckel erreicht ist, gibt es im verbleibenden Jahr keine weitere Inlandsnachfrage. Diesem Effekt kann man versuchen zu begegnen, indem man den für das Jahr zulässigen Zubau in mehrere Tranchen aufteilt. Dies bedeutet mehrere Antragszeiträume, um eine Verstetigung der Nachfrage zu erzielen. Dieses Vorgehen bedingt einen hohen bürokratischen Aufwand im Rahmen der Antragsstellung und Bewilligung, was einen weiteren Nachteil einer Deckelung des Marktes darstellt. Unter der fehlenden Investitionssicherheit in einem gedeckelten Markt leiden auch die Hersteller von PV-Anlagen bzw. deren Komponenten, allen voran die Mitglieder der Wertschöpfungskette bis einschließlich der Modulproduktion. Sie zögern mit dem Ausbau ihrer Produktionskapazitäten, da die gedeckelte Nachfrage eine dynamische Marktentwicklung mit entsprechenden Wachstumsraten nicht zulässt und das mögliche Wachstum allein von der Entstehung und Erschließung neuer Märkte im Ausland abhängt. Problematisch ist dabei, dass Kostensenkungen, die gerade zu Beginn der Kommerzialisierung einer Technologie insbesondere durch Skaleneffekte bei der Errichtung neuer Produktionsanlagen realisiert werden können, dann nicht mehr oder nur verzögert erzielt werden können. In einem gedeckelten Markt lassen sich Kostensenkungspfade somit wesentlich schlechter bzw. langsamer realisieren. Wie extrem ein in Abhängigkeit von Förderinstrumenten existierender Markt auf Änderungen in der Fördersystematik reagieren kann, zeigt das Beispiel der Photovoltaik in Spanien. Die Förderbedingungen galten bis zum Erreichen eines absoluten Deckels und danach für eine Übergangszeit von einem weiteren Jahr ab dem Zeitpunkt des Überschreitens der zugelassenen Zubaumenge. Diese Regelung führte in diesem einen verbleibenden Jahr zu einem extrem hohen Marktvolumen von 2,6 GW. Dies bedeutete im Vergleich zum Vorjahr nahezu eine Verfünffachung. Nach Ablauf des Jahres und der angekündigten Anpassung der Förderbedingungen brach der Markt nahezu vollständig zusammen, so dass selbst die neu eingeführte restriktive Zubaugrenze von 500 MW nicht erreicht wurde. Nicht zu vernachlässigen sind in diesem Zusammenhang die weltweiten Auswirkungen einer Marktbegrenzung insbesondere dann, wenn der zu limitierende Markt bereits eine signifikante Größe erreicht hat. Die in Spanien im Jahr 2008 installierte PV-Leistung von 2,6 GW hatte einen Anteil von mehr als einem Drittel der in diesem Jahr weltweit installierten PV-Leistung. Durch die Deckelung des spanischen Marktes brach im Folgejahr ein Großteil der Nachfrage nach PV-Anlagen weg. Diese konnte jedoch nur teilweise von anderen Märkten kompensiert werden und war unter anderem (Mit)auslöser des starken Preisverfalls für Photovoltaikmodule Die Deckelung eines großen Einzelmarktes kann somit zu einem weltweiten Angebotsüberhang führen, der einen weiteren Preisverfall und erhebliche Verluste auf Herstellerseite auslösen dürfte. Hierdurch würde der ohnehin erhebliche Wettbewerbsdruck im Markt noch weiter 213

215 steigen. Würde der deutsche Markt, als weltweit größter Absatzmarkt, durch eine Deckelung signifikant reduziert, wären die Auswirkungen auf die Photovoltaikindustrie über die gesamte Wertschöpfungskette bis hin zum Maschinenbau nicht absehbar. Hinzu kommt, dass der große Erfolg des EEG, den kein anderes Fördersystem weltweit nur annähernd erreicht, vor allem auf die Schaffung verlässlicher Rahmenbedingungen Marktzugang durch Netzanschlussverpflichtung, Stromabnahmeverpflichtung, kostendeckende Vergütungssätze zurückzuführen ist, die eine stabile Nachfrage schafft. Weitere Eingriffe seitens des Gesetzgebers in das Marktgeschehen erfolgen jedoch nicht. Dennoch bleibt festzuhalten, dass mit einer festen Degressionsrate keine gezielte Steuerung des jährlichen Zubaus möglich ist. Solange die Vergütung einen kostendeckenden Anlagenbetrieb zulässt, ist die Investition in neue Anlagen ökonomisch sinnvoll, so dass auch Nachfrage vorhanden sein und Zubau stattfinden wird. Die Höhe des Zubaus hängt dabei wesentlich von der zu erwartenden Rendite des Anlagenbetreibers ab. Diese wiederum wird unmittelbar über den erzielbaren Endkundenpreis sowie die verfügbaren Finanzierungskonditionen beeinflusst und kann im Jahresverlauf erheblichen Änderungen unterliegen. Da die Nachfrage bzw. der tatsächliche Zubau wiederum die anfallenden Differenzkosten bedingen, gibt es auch hier über die im Jahresrhythmus erfolgen Degressionsschritte keine Möglichkeit der Einflussnahme seitens des Gesetzgebers. Im diesem Zusammenhang gab es schon längere Zeit intensive Diskussionen über Möglichkeiten einer gezielteren Steuerung des Marktwachstums, ohne den Markt selbst zu stark zu beeinflussen. Die seit dem Inkrafttreten des EEG 2004 bzw. des PV-Vorschaltgesetzes 2004 eingetretene hohe Dynamik des deutschen Photovoltaikmarktes befeuerte diese zusätzlich. Das Konzept der flexiblen, an das Marktwachstum gekoppelten Degressionsgestaltung, wurde in der Erarbeitungsphase des neuen EEG 2009 erstmals von der Partei Bündnis 90/Die Grünen vorgestellt. Da zu diesem Zeitpunkt kein Anlagenregister eingerichtet und somit keine Rückschlüsse auf die tatsächlich in Deutschland installierte Anlagenkapazität möglich waren, fußte der Vorschlag auf der Nutzung vorgegebener jährlicher Wachstumsraten als Bezugsgröße für die Festsetzung der jeweiligen Degressionshöhe im Folgejahr [201]. Trotz einer weitgehend positiven Aufnahme des Vorschlags in politischen Kreisen, führte erst der Änderungsantrag der Mitglieder der Fraktionen der CDU/CSU und SPD im Ausschuss für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit zum Entwurf eines Gesetzes zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und damit zusammenhängenden Vorschriften Drucksache 16/8148, zwei Tage vor der endgültigen Beschlussfassung zum EEG im Bundestag, zur Implementierung eines atmenden Deckels für die Photovoltaik im EEG

216 6.1.2 Ausgestaltung des Instruments im EEG 2009 Der Änderungsantrag der Mitglieder der Fraktionen der CDU/CSU und SPD im Ausschuss für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit zum Entwurf eines Gesetzes zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und damit zusammenhängenden Vorschriften Drucksache 16/8148 wurde in die Beschlussempfehlung des Ausschusses für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit zum Gesetzentwurf der Bundesregierung aufgenommen (Drucksache 16/9477). Die Degressionsanpassung im EEG 2009 basiert auf der tatsächlich installierten Leistung innerhalb eines Jahres, wobei der Zubau der Monate Oktober, November und Dezember aus dem Vorjahr zusammen mit dem Zubau des laufenden Jahres bis zum 30. September als Bemessungsgrundlage herangezogen wird, um die Degression für das Folgejahr im Oktober des laufenden Jahres bekannt geben zu können. Zur Erfassung des Zubaus wurde der Vergütungsanspruch für Photovoltaikanlagen im EEG 2009 an eine Meldepflicht geknüpft: Jede Anlage, für die der Betreiber eine Vergütung erhalten möchte, ist bei der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu registrieren. Somit liegt seit dem 01. Januar 2009 eine anlagenscharfe Erfassung der installierten Photovoltaikleistung in Deutschland vor. Die Fraktionen der CDU/CSU und SPD begründeten ihren Schritt wie folgt: ( ) Die Ergänzung des neuen Absatzes 2a steuert die Degression für Photovoltaik. Wächst der Markt schneller als die vorgegebene Bandbreite, erhöht sich die Degression zusätzlich. Die Regelung ermöglicht es so, dämpfend auf die Marktentwicklungen einzuwirken. Die Ergänzung ist so ein zusätzliches Element zur Begrenzung der Differenzkosten der Photovoltaik. ( ) Der sogenannte Atmende Deckel wurde somit kurzfristig auf Intervention der Politik im EEG 2009 im 20, der die Regelungen zur Degression enthält, umgesetzt. Absatz 2 Nr. 8 beinhaltet die Standarddegressionssätze für die Photovoltaikanlagen der unterschiedlichen Größenkategorien, Absatz 2(a) enthält die Ausgestaltung der zubauabhängigen Komponente: ( ) 8. solarer Strahlungsenergie a) aus Anlagen nach 32 aa) im Jahr 2010: 10,0 Prozent, bb) ab dem Jahr 2011: 9,0 Prozent sowie b) aus Anlagen nach 33 aa) bis einschließlich einer Leistung von 100 Kilowatt: aaa) im Jahr 2010: 8,0 Prozent, bbb) ab dem Jahr 2011: 9,0 Prozent sowie bb) ab einer Leistung von 100 Kilowatt: aaa) im Jahr 2010: 10,0 Prozent, bbb) ab dem Jahr 2011: 9,0 Prozent. (2a) Die Prozentsätze nach Absatz 2 Nr. 8 a) erhöhen sich um 1,0 Prozentpunkte, sobald die Leistung der bei der Bundesnetzagentur zum 30. September des Vorjahres innerhalb der vorangegangenen zwölf Monate nach 16 Abs. 2 Satz 2 registrierten Anlagen aa) im Jahr 2009: Megawatt, 215

217 bb) im Jahr 2010: Megawatt und cc) im Jahr 2011: Megawatt übersteigt; b) verringern sich um 1,0 Prozentpunkte, sobald die Leistung der bei der Bundesnetzagentur zum 30. September des Vorjahres innerhalb der vorangegangenen zwölf Monate nach 16 Abs. 2 Satz 2 registrierten Anlagen aa) im Jahr 2009: Megawatt, bb) im Jahr 2010: Megawatt und cc) im Jahr 2011: Megawatt unterschreitet. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit sowie dem Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie den nach Satz 1 in Verbindung mit Absatz 2 Nr. 8 für das Folgejahr geltenden Prozentsatz und die daraus resultierenden Vergütungssätze zum 31. Oktober im Bundesanzeiger. 6.2 Analyse der Wirksamkeit des Instruments Überlagerung durch andere Effekte Zur Beurteilung der Wirksamkeit des atmenden Deckels in seiner ursprünglichen Fassung steht mit dem Jahr 2009 nur ein einziger Degressionszyklus zur Verfügung. Da dieses Jahr 2009 für die Photovoltaik kein gewöhnliches Jahr darstellte, gab es verschiedene Effekte, die die Wirkung des Instruments zumindest überlagerten, wenn nicht vollständig ausschalteten. Somit war eine Wirkungsanalyse nicht möglich. Dennoch sollen hier zumindest die überlagernden Effekte aufgeführt werden, da sie für weitere Anpassungen bzw. Weiterentwicklungen des Instruments relevant sein können. Systempreis- und Marktentwicklung Nach einem starken vierten Quartal 2008, in dem deutschlandweit knapp 869 MW zugebaut wurden, kam es Anfang 2009 in Deutschland zu einem erheblichen Einbruch der Nachfrage. Unterstützt durch die ungünstige Witterung wirkte die mit dem Inkrafttreten des EEG 2009 vorgenommene Absenkung der Vergütungssätze um 8% für kleine Dachanlagen bis 100 kwp und um 10% für sämtliche anderen Anlagentypen und -größen stark nachfragedämpfend. So gingen im Januar 2009 mit knapp 2,8 MW nur 0,6% des Zubaus des Vormonats Dezember ans Netz 29. Auch die Folgemonate Februar und März waren vergleichsweise zubauschwach. Die niedrige Nachfrage in Deutschland und der nahezu vollständige Wegfall der Nachfrage aus Spanien in Folge der im Herbst 2008 erfolgten Gesetzesänderung in Kombination mit einem stetig wachsenden Produktionsvolumen in den asiatischen Ländern führte zu einem starken Preisverfall wie die dunkelrote Kurve in Abb. 6-2 deutlich zeigt. 29 Der Monat, in dem die Anlagenmeldungen bei der BNetzA eingegangen sind, wird hier als Inbetriebnahmemonat betrachtet. 216

218 Installierte Leistung [MWp] Monatlicher Zubau Preisentwicklung Zubau 2009 kumuliert Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Anlagenpreise [ /kwp] Abb. 6-2: Entwicklung der Systempreise sowie der Endkundennachfrage 2009 [202; 203] Dies wiederum führte ab etwa Mitte des Jahres zu einer Wiederbelebung der Nachfrage (orangefarbige Balken in Abb. 6-2), da die Preisentwicklung trotz der abgesenkten Vergütung des EEG 2009 Renditen im zweistelligen Bereich versprach (siehe auch [204]). Dies bewirkte, dass 2009 insgesamt rund 3,8 GW p Photovoltaikleistung in Deutschland installiert wurden. Im Vergleich zu 2008 bedeutete dies eine Verdopplung des Marktes. Diskussion um Anpassung der Vergütungssätze Ausgelöst durch den Preisverfall, die hohen erzielbaren Renditen auf Betreiberseite, den in der Folge extrem starken Zubau und nicht zuletzt die hierdurch erheblich ansteigenden Differenzkosten kam es insbesondere im Zuge des Wahlkampfs im Vorfeld der Bundestagswahl 2009 zu intensiven Diskussionen der Höhe der Photovoltaikvergütung auf politischer Ebene und über die Medien in der breiten Öffentlichkeit. Da vor allem erhebliche negative Auswirkungen auf die Akzeptanz der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien befürchtet wurden, mehrten sich die Stimmen, die eine Anpassung der Vergütungssätze für die Photovoltaik forderten. Folglich reagierte die Politik, so dass nicht zuletzt im Koalitionsvertrag von CDU, CSU und FDP für die 17. Legislaturperiode festgeschrieben wurde: Wir bekennen uns zur Solarenergie als wichtige Zukunftstechnologie am Standort Deutschland. Wir werden mit einer Anhörung in den Dialog mit der Solar-Branche und Verbraucherorganisationen treten, mit welchen Anpassungen kurzfristig Überförderungen bei der Photovoltaik vermieden werden können. Dabei werden wir auch prüfen, wie die Förderung der Freiflächen-Anlagen noch stärker auf die Nutzung von versiegelten oder vorbelasteten Flächen ausgerichtet werden kann. [205] Diese Ankündigung führte zu einer großen Verunsicherung im Markt, was letztlich dazu geführt hat, dass die Nachfrage zum Jahresende massiv zu- 217

219 nahm, da jeder seine Anlage schnellstmöglich zu den höchstmöglichen Vergütungssätzen ans Netz bringen wollte. In Abb. 6-2 ist dieser Endjahresboom anhand der bei der Bundesnetzagentur registrierten Leistung von fast 1,5 GW p allein im Dezember 2009 sehr deutlich zu erkennen. Ob in diesem Zusammenhang die termingerechte Bekanntgabe des Degressionssatzes für 2010 im Oktober durch die Bundesnetzagentur überhaupt einen Einfluss hatte, lässt sich nicht mit Sicherheit sagen. Da alle diskutierten Vorschläge zur Vergütungsabsenkung deutlich über dem einen Prozentpunkt, um den die Degression durch den atmenden Deckel erhöht werden sollte, lagen, ist davon auszugehen, dass hiervon allenfalls eine sehr geringe Wirkung ausging, da die Vergütungsdiskussionen zum Zeitpunkt der Bekanntgabe schon intensiv geführt wurden. Hinzu kam, dass eine Erhöhung der Degression für 2010 um einen Prozentpunkt durch den stark gewachsenen Absatz im Jahr 2009 ohnehin keine Herausforderung für die Branche darstellte. Die Regelung des atmenden Deckels griff 2009, denn im Bemessungszeitraum für die Degressionsbestimmung vom 01. Oktober 2008 bis zum 30. September 2009 wurde der im EEG vorgesehene Schwellenwert von MW p deutlich überschritten: Die zu berücksichtigende Leistung aus dem vierten Quartal 2008 betrug 869 MW p. Zusammen mit der installierten Leistung der ersten drei Quartale aus 2009 ergab sich eine Gesamtsumme von 2.340MW p. Somit wurde die Degression für 2010 um einen Prozentpunkt angehoben und betrug in 2010 für Dachanlagen bis 100 MW p 9% und für alle weiteren Anlagentypen und -größen jeweils 11% [203] Neugestaltung der Regelung im Ersten Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 11. August 2010 Die Ende 2009 aufgenommenen Arbeiten zur Anpassung der EEG- Vergütungssätze führten nach intensiven Verhandlungen zuletzt unter Beteiligung des Vermittlungsausschusses zur Verabschiedung des Ersten Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 11. August, das rückwirkend zum 01. Juli 2010 in Kraft getreten ist. Hierin ist eine erhebliche Änderung zur Regelung des atmenden Deckels enthalten: Der Zielkorridor für den Zubau wurde neu definiert und liegt nun zwischen MW p und MW p. Verglichen mit dem 2009 geltenden Zubaukorridor wurde der Maximalwert des neuen Korridors mehr als verdoppelt. Dabei wurde die zulässige Schwankungsbreite mit MW p wesentlich weiter gefasst, während eine jährliche Steigerung des Korridors nicht mehr vorgesehen ist. Dagegen wurde eine Staffelung der hinzukommenden Degression in Abhängigkeit von der Über- bzw. Unterschreitung des Korridors vorgenommen. Es wurden zwei verschiedene Regelungen getroffen. Eine, die ausschließlich für 2010 zur Anwendung kam und eine Regelung für 2011 und die Folgejahre sollten bei einer Überschreitung des Korridors pro zusätzliche MW p jeweils 1%-Punkt hinzukommen, bei Unterschreitung des Korridors sollte die Degression je 500 MW p um jeweils 1%-Punkt vermindert werden. Die De- 218

220 gressionsrate für 2011 konnte also ausgehend vom Zielwert 9% je nach Zubau zwischen 4% und 13% betragen. Für 2010 wurde abweichend von der bisher geltenden Systematik der Zubau der Monate Juni, Juli, August und September als Datenbasis verwendet und mit dem Faktor 3 multipliziert. Hieraus ergab sich der Zubau, auf Basis dessen die Degression für 2011 festgelegt wurde. Der Zubau in diesen vier Monaten betrug insgesamt MW p so dass sich MW p als Bemessungsgrundlage für die Degression 2011 ergaben. Die zubauabhängige Degressionskomponente erhöhte hiermit die Basisdegression um 4 Prozentpunkte auf insgesamt 13%. Die Staffelung in MW p -Schritten nach oben und 500 MW p -Schritten nach unten wird auch für 2011 und die Folgejahre beibehalten. Die Degressionsverschärfung je überschrittener Stufe ist mit jeweils 3%-Punkten pro Stufe bzw. die Degressionsabmilderung mit jeweils 2,5%-Punkten pro Stufe jedoch deutlich stärker ausgeprägt. Der Degressionssatz Anfang 2012 kann somit wiederum ausgehend vom Zielwert 9% zwischen 1,5% und 21% betragen. Ab 2011 war eine Rückkehr zum bisherigen Bemessungsmechanismus für die Degressionsfestlegung auf Basis des Betrachtungszeitraums vom 01. Oktober 2010 bis zum 30. September 2011 vorgesehen. Eine Übersicht über die Marktentwicklung bis Januar 2011 liefert Abb Abb. 6-3 Entwicklung der Systempreise [132] sowie der Endkundennachfrage 2009 und

221 6.2.3 Änderung der Regelung im Zuge des Europarechtsanpassungsgesetzes Erneuerbare Energien (EAG EE) vom 01. Mai 2011 Mit MW p wurde in Deutschland in 2010 trotz oder gerade wegen des ersten Änderungsgesetzes zum EEG mehr als das Doppelte des angestrebten Zubaus von MW p installiert, was erneute politische Reaktionen zur Folge hatte. Im Zuge des Europarechtsanpassungsgesetzes Erneuerbare Energien wurde eine neuerliche Änderung der Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen, wiederum über die Anpassung des Instruments der zubauabhängigen Degressionskomponente eingebracht: Die Basisdegression soll ab 2012 für alle Anlagenkategorien und -größen einheitlich 9% betragen. Die zubauabhängige Degressionskomponente wird erweitert, wobei die Staffelung in MW p -Schritten nach oben und 500 MW p -Schritten nach unten ebenso beibehalten wird, wie die Höhe der Degressionsverschärfung bzw. abmilderung mit jeweils 3 Prozentpunkten bzw. 2,5 Prozentpunkten pro Stufe. Für die Überschreitung des Korridors wird eine weitere Stufe eingeführt, so dass bei Überschreiten von MW p die zusätzliche Degression 15 Prozentpunkte beträgt. Für 2012 könnte der Degressionssatz ausgehend vom Zielwert 9 Prozent somit theoretisch zwischen 1,5 Prozent (Zubau < MW p ) und 24 Prozent (Zubau > MW p ) betragen. Als Datengrundlage für die Festlegung des Degressionssatzes soll ab 2012 wieder auf den Zeitraum vom 01. Oktober des Vorjahres bis zum 30. September des laufenden Jahres zurückgegriffen werden. Daher sind für die Festlegung der Degression 2012 bereits 1.874,4 MW p aus den letzten drei Monaten des Jahres 2010 anzurechnen. Die Degression 2012 wird somit mindestens 4 Prozentpunkte betragen. Für 2011 gibt es zusätzlich eine Sonderregelung: Sollte die Summe der bei der BNetzA für die Monate März, April und Mai 2011 gemeldeten PV-Leistung multipliziert mit dem Faktor 4 den angestrebten Zubaukorridor von MW p überschreiten, wird der zubauabhängige Teil der Degression vom auf den 01. Juli 2011 bzw. für Anlagen nach 32 auf den 01. September 2011 vorgezogen. Für jede Überschreitung um MW p erhöht sich der Degressionssatz um 3 Prozentpunkte. Auf den 01. Juli/01. September 2011 vorgezogen werden kann somit eine Vergütungsabsenkung in Höhe von 0% für den Fall, dass MWp nicht erreicht werden bis 15%, falls MWp überschritten werden. Beträgt beispielsweise der Zubau im März 400 MW p, im April 600 MW p und im Mai 800 MW p, ergibt sich ein Zubau von MW p, was einen Degressionsschritt von 12% zum 01. Juli/01. September 2011 zur Folge hätte. Auf Basis der durch die BNetzA erhobenen Zahlen für das gesamte Bemessungsjahr (Oktober 2010 bis September 2011) wird dann die Degression zum unter der Berücksichtigung etwaiger vorgezogener Degressionsanteile neu festgelegt. Beträgt beispielsweise der Zubau im Gesamtbemessungszeitraum MW p, werden die 9% Basisdegression, die zum anstehen, soweit korrigiert, dass in der Summe der vorgezogene zubauabhängige Degressionsanteil und die Basisdegression den dem Zubau im Gesamtbemessungszeitraum entsprechenden Wert aufweisen. 220

222 In der Summe müssten es bei MW p 18% sein. Wenn nun bereits eine Absenkung um 15% vorgezogen wurde, muss die Degression zum nur noch 3,53% betragen, um dem Wert nach den 18% im Falle einer einmaligen Absenkung zu entsprechen. Diese Maßnahme verfolgt das Ziel, durch eine unterjährige Anpassung der Vergütungssätze an das Marktgeschehen das erneute Entstehen einer Situation der Überförderung zu vermeiden. Da der mögliche Degressionsschritt zum 01. Juli/01. September 2011 in seiner tatsächlichen Höhe erst zum 30. Juni 2011 durch die BNetzA bekannt gegeben werden wird, schafft diese Maßnahme ein hohes Maß an Unsicherheit für Investoren. Die zu beobachtenden Entwicklungen der Vergangenheit legen den Schluss nahe, dass vor allem private Investoren die attraktivsten Förderbedingungen zu erzielen suchen werden. Die halbjährliche Anpassung der Förderung in ungewissem Ausmaß kann somit den Druck auf die Akteure, Anlagen noch vor Absenken der Vergütung in Betrieb zu nehmen, erhöhen und gegebenenfalls eine weitere Forcierung des Ausbaus der Photovoltaik befördern. Ein zusätzlicher, ausbauabhängiger Degressionsschritt führt auch deshalb zu einer höheren Unsicherheit im Markt, weil nicht sicher gestellt werden kann, ob der zukünftige Vergütungssatz für einen rentablen Anlagenbetrieb für neue Projekte ausreicht. Dies gilt insbesondere für risikoaverse Marktakteure, mit der Folge einer Beschleunigung des Marktwachstums durch die zubauabhängige Degressionsgestaltung. Zwar ist es möglich, dass sich Marktakteure dadurch besser stellen könnten, dass sie die Installation der PV-Anlage auf einen späteren Zeitpunkt verlegen, wenn die Produzenten mit einer Preissenkung reagieren. Jedoch zeigt die Erfahrung, dass der psychologische Effekt einer Vergütungsabsenkung überwiegt und der Zubau durch eine zubauabhängige Vergütungssatzdegression eher weiter beschleunigt wird Wirksamkeit als Zubaubegrenzung Für das Jahr 2010 ist eine Bewertung der Wirksamkeit der neuen Regelung als Zubaubegrenzung nicht abschließend möglich. Zum einen ist die Regelung erst im Juli 2010 in Kraft getreten, so dass nur das zweite Halbjahr 2010 als Datenbasis zur Verfügung steht. Zum anderen hat die schwebende gesetzliche Neuregelung einen nahezu ungebremsten Zubau im ersten Halbjahr 2010 ausgelöst. Nach Angaben der Bundesnetzagentur betrug der Zubau in 2010 insgesamt MW, mit MW wurde über die Hälfte der Leistung in der ersten Jahreshälfte installiert. Der Juni war im Jahresverlauf der mit Abstand zubaustärkste Monat etwa 28,5% der Gesamtleistung wurden allein in diesem Monat gemeldet. Da der Juni zum Bemessungszeitraum für die Degressionsrate in 2011 zählte (Berechnungsformel = (Juni + Juli + August + September) *3) ergab sich nach der Formel ein auf ein Jahr hochgerechneter Zubau von insgesamt MW p. Dies hatte zur Folge, dass die Degressionsrate für 2011 den Maximalwert von 13% erreichte. Inwiefern die Bekanntgabe dieses Wertes den Zubau zum Jahresende im Sinne eines Vorzieheffek- 221

223 tes verstärkt hat, kann nicht ausgewiesen werden. Der Zubau im Dezember blieb jedoch deutlich hinter den Prognosen zurück. Er lag mit MW p erheblich unter dem Rekordwert vom Juni Der Endjahresboom fiel zum einen durch die ungünstigen Witterungsverhältnisse, zum anderen vermutlich durch die in der Folge der Bekanntgabe der EEG-Umlage sehr negative Berichterstattung in den Medien deutlich niedriger aus als erwartet. Eine tatsächliche Begrenzung des Zubaus über das Instrument der zubauabhängigen Vergütung scheint nur theoretisch gegeben: Ein nachfragedämpfender Effekt könnte im Fall eines sehr hohen zusätzliche Degressionsschritts erzielt werden, wenn große Marktakteure, wie Systemintegratoren, Vorteile dadurch erzielen könnten, dass sie geplante Investitionen auf das Folgejahr bzw. den Zeitraum nach dem Degressionsschritt verschieben, weil dieser dadurch abgeschwächt oder verhindert wird. Dies würde allerdings voraussetzen, dass wenige Unternehmen eine außerordentlich hohe finanzielle Flexibilität zur Verschiebung großer Investitionsvolumina und damit eine erhebliche Marktmacht haben und die Degressionssätze somit gezielt beeinflussen könnten oder dass es branchenintern zu koordiniertem Nachfrageverhalten bzw. Abstimmungen kommt. Dies hätte jedoch wesentliche Wettbewerbsverzerrungen zur Folge, was weder wünschenswert noch nach der heutigen Marktsituation mit einer Vielzahl von Anbietern, nicht zuletzt aus dem Ausland, realistisch ist. Die aktuelle Wettbewerbssituation unterbindet jegliche Form des strategischen Verhaltens. Denn sollten sich Unternehmen bei der Installation bzw. dem Vertrieb von Anlagen zurückhalten, um einen geringeren Absenkungsschritt zu erreichen, würden andere Unternehmen, insbesondere die ausländische Konkurrenz, dies zu Gunsten des eigenen Umsatzes ausnutzen und die Nachfrage entsprechend bedienen. Hierdurch würden sich strategisch verhaltenden Unternehmen Marktanteile verlieren. Somit erscheint nach heutigem Kenntnisstand mit dem Instrument des atmenden Deckels keine gezielte Beeinflussung oder Steuerung des Zubaus möglich, nicht zuletzt weil es keine belastbaren Erkenntnisse über die Elastizität der Nachfrage in Abhängigkeit der Renditeerwartungen und einen entsprechenden Rückgang der Nachfrage bei rückläufiger Rendite gibt. Erst ab dem Zeitpunkt, an dem die Vergütungsabsenkung über die verstärkte Degression dazu führt, dass Anlagen nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können, wird definitiv eine Wirkung auf den Zubau erzielt, da dieser dann nicht mehr stattfindet Innovationsbeschleunigende Wirkung Die zubauabhängige Degressionsgestaltung bedeutet weiterhin einen zusätzlichen Innovationsanreiz. Wenn die Hersteller als Reaktion auf die gestiegenen Anforderungen an die Kostensenkung die Innovationsgeschwindigkeit erhöhen können, sind sie in der Lage, die Preise so an die sinkende Vergütung anzupassen, dass keine großen Einbußen im Bereich der Betreiberrenditen zu verzeichnen sind. In diesem Fall wirkt die stärkere Degression nicht beschränkend auf den Zubau, sondern kostensenkend, was ein durchaus gewünschter Effekt ist (siehe unten). Die genannten Vorzieheffekte vor der je- 222

224 weiligen Absenkung sind hiervon unabhängig und treten somit in jedem Fall ein. Abb. 6-4: Notwendige Entwicklung der Systempreise für Anlagen der Größenklasse bis 30 kwp in Abhängigkeit vom Zubauvolumen [eigene Berechnungen, 206] In Abb. 6-4 wird deutlich, welcher Anspruch an die Kostensenkung mit den jeweiligen Degressionsraten verknüpft ist, wobei hier nur der Fall betrachtet wird, dass der Zubaukorridor überschritten und somit die Degression verschärft wird. Im Jahr 2011 fällt auf, dass der für einen wirtschaftlichen Betrieb unter den gegebenen Vergütungssätzen maximal mögliche Systempreis oberhalb des angegebenen möglichen Systempreiskorridors [206] liegt. Dies deutet auf eine weiterhin bestehende Überförderung hin, was durch das angestrebte teilweise Vorziehen des Degressionssatzes von 2012 korrigiert werden würde. Im Falle der Einhaltung des Zubaukorridors in 2011 (blaue Linie) beträgt die Degression für %. Für einen wirtschaftlichen Anlagenbetrieb sind in diesem Fall Systempreise (inkl. Installation) in Höhe von /kw p notwendig. Laut Preisindex des Bundesverbands Solarwirtschaft lag der Systempreis im ersten Quartel 2011 bei /kw p. Eine Preissenkung um etwa 4% wäre in diesem Fall ausreichend, um auch nach erfolgter Vergütungsabsenkung Photovoltaikanlagen wirtschaftlich betreiben zu können. [132]. Beträgt die Degressionsrate dagegen in der Summe das Maximum von 24%, darf der Preis für eine fertig installierte Anlage zum nicht über /kwp liegen (rote Kurve). Im Vergleich zum Preisniveau des ersten Quartals 2011 würde dies eine Preissenkung um knapp 20% innerhalb eines Jahres bedeuten. Nach dem in der PV-Roadmap 2020 [206] skizzierten Kostensenkungspfad wäre dies möglich, sofern die Industrie den unteren Preispfad umsetzen kann. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass sich der Kostensen- 223

225 kungspfad der PV-Roadmap lediglich auf deutsche Hersteller bezieht. Es ist davon auszugehen, dass ausländische Hersteller diesen Pfad ebenso mitgehen bzw. in einigen Fällen auch unterschreiten werden. Bei der Betrachtung der von der Industrie angegebenen und durchaus ambitionierten Kostensenkungsziele fällt auf, dass die Basisdegression von 9 Prozentpunkten zwar in den Jahren 2012 und 2013 zu niedrig wäre. Die Steigung der Kostensenkungskurve ist hier deutlich steiler, da große Kostensenkungspotenziale erschlossen werden können. Nach 2013 flacht sich diese Kurve jedoch merklich ab, so dass je nach Zubau schon 2014, spätestens jedoch 2019, die aus der Degressionsrate erwachsenden Anforderungen an die jährliche Kostensenkung nicht mehr erfüllt werden können. Dies hat zur Folge, dass die dann für einen wirtschaftlichen Anlagenbetrieb nötige jährliche Absenkung der Systempreise nicht mehr erreicht werden kann. Diese Entwicklung ist parallel zur Fortentwicklung des gesetzlichen Rahmens zu beobachten, um hier gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt zu intervenieren und die Basisdegression an eine abflachende Kostenkurve anzupassen. Generell ist hier auf den Unterschied zwischen Kosten und Preisen hinzuweisen. In einer kurzfristigen Betrachtung kann davon ausgegangen werden, dass die Untergrenze für den Preis bei den Grenzkosten der Produktion liegt, da die Unternehmen mit bestehenden Produktionskapazitäten vor der Wahl stehen, entweder gar nicht zu produzieren oder zumindest Deckungsbeiträge in Höhe der variablen Kosten zu erwirtschaften. Dies würde zu einer Marktbereinigung mit anschließend wieder steigenden Preisen führen [207]. Mit einem Preisniveau, das gerade die Kostendeckung gewährleistet, kann jedoch kein Unternehmen langfristig bestehen, weil nur über zu erzielende Gewinne, die benötigten Mittel zur Finanzierung weiteren Wachstums, von Neuinvestitionen, von Forschung und Entwicklung etc. bereitgestellt werden können. Die erzielbaren Preise müssen demnach über den Produktionskosten liegen und einen Unternehmensgewinn gewährleisten, um Unternehmen langfristig im Markt zu halten Wirksamkeit als Differenzkostenbegrenzung Ziel der Regelung des atmenden Deckels ist auch die Begrenzung der sogenannten Differenzkosten, welche die Mehrkosten gegenüber der konventionellen Stromerzeugung darstellen und die über den EEG- Wälzungsmechanismus von allen nicht privilegierten Stromverbrauchern getragen werden müssen. Die Wirkung ergibt sich aus der bei Überschreitung des Zubauzielwerts steigenden Degression, die zu schneller sinkenden Vergütungssätzen und folglich auch sinkenden Differenzkosten für Neuanlagen führt. Da die nächste Degressionsstufe jedoch immer erst im Folgejahr greift, betrifft dies nur diejenigen Differenzkosten, die durch die neu installierten Anlagen nach der Vergütungsabsenkung verursacht werden. Die im Zuge des Europarechtsanpassungsgesetzes 2011 neugestaltete Regelung mit einer maximalen Degression von 24%, wobei die zubauabhängige Komponente ganz oder teilweise auf die Jahresmitte 2011 vorgezogen wer- 224

226 den soll, enthält die Option einer sehr starken Reduktion der Vergütungssätze bei entsprechend hohem Zubau. Das Vorziehen eines Teils der Degression bewirkt, dass eine deutliche Absenkung der Vergütungssätze bereits zum Juli 2011 möglich und zeitnah wirksam wird, so dass bereits der Zubau im zweiten Halbjahr 2011 deutlich geringere Differenzkosten verursachen würde. Eine Begrenzung der spezifischen Differenzkosten aus dem zukünftigen Zubau ist somit möglich, die absoluten Zahlen wiederum hängen unmittelbar vom Zubau ab. Für die Gesamtsumme der zu tragenden Differenzkosten ist insbesondere der Zubau, der noch zu Zeiten hoher Vergütungssätze erfolgt, entscheidend. Denn die hier entstehenden Kosten müssen über die gesamte Vergütungsdauer von 20 Jahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres getragen werden. Das beobachtbare Bestreben der Anlagenbetreiber, sich noch den jeweils höchsten Vergütungssatz zu sichern und die resultierende Tendenz zu einem stark boomenden Markt vor jeder Vergütungsabsenkung je stärker diese ausfällt, desto stärker ist die Nachfrage vor dem Absenkungstermin führt jedoch dazu, dass gerade durch diesen starken Zubau vor der Absenkung ganz erhebliche zusätzliche Differenzkostenbeträge entstehen. Spezifische Differenzkosten für Neubauanlagen [Mio. / GW a] Differenzkosten begrenzung Jährliche Differenzkosten [Mio. / a] -100 Szenario I: Zubau ab 2011: MW/a; Degression: ab %/a Szenario III: Zubau ab 2011: MW/a; Degression: ab %/a Szenario IV: Zubau ab 2011: MW/a; Degression: ab %/a 0 Entwicklung der spezifischen Differenzkosten bei einer Degression von 9 %/a Entwicklung der spezifischen Differenzkosten bei einer Degression von 24 %/a Abb. 6-5: Fiktive Entwicklung der jährlichen sowie der spezifischen Differenzkosten bei unterschiedlichen Zubau- und Degressionsraten (Grobabschätzung basierend auf dem Vergütungssatz für Anlagen 30 kw) Die Wirksamkeit des Instruments sowohl zur Reduktion der spezifischen Differenzkosten als auch zur Beschränkung der jährlichen Differenzkostensumme zeigt Abb Diese Grafik ist jedoch nicht als Differenzkostenprognose zu verstehen, sie zeigt lediglich den Wirkmechanismus des atmenden Deckels. Hierfür wurde bewusst nur eine grobe Schätzung der Differenzkosten vorgenommen, wobei diese durch die alleinige Verwendung des Vergütungssatzes 225

227 für Anlagen an und auf Gebäuden der Leistungsklasse 30 kw tendenziell eher als überschätzt einzustufen sind. Für die Entwicklung der spezifischen Differenzkosten für Neuanlagen in der Grafik durch die Balken dargestellt wurden zwei verschiedene Fälle betrachtet. Im ersten Fall (gelbe Säule) wurde ab 2011 ein Zubau von MW angenommen, der die reguläre Degression von 9% pro Jahr ab 2012 auslöst. Im zweiten Fall wird ab 2011 eine knappe Überschreitung der MW-Marke für den Zubau unterstellt, so dass die Degressionsrate sich ab 2012 auf 24% pro Jahr erhöht. Für die Berechnung der spezifischen Differenzkosten in Mio. pro GW und Jahr wurde ein Stromertrag von 900 kwh/kw unterstellt. Die Wirkung der erhöhten Degression im Szenario III ist in Abb. 6-5 deutlich zu erkennen. Bliebe die Degression auch nach 2012 bei 24% pro Jahr würden die Differenzkosten von Neuanlagen bereits 2017 negativ, weil der Vergütungssatz unter den anlegbaren Strompreis (Preispfad A gemäß [208]) fällt. Auch bei einem Degressionssatz von 9% pro Jahr, wie in Szenario I unterstellt sinken die spezifischen Differenzkosten deutlich, bleiben aber auch über 2020 hinaus noch positiv. Noch entscheidender als die Wirkung auf die Entwicklung der spezifischen Differenzkosten ist jedoch die Wirkung des atmenden Deckels auf die Entwicklung der jährlichen Differenzkostensumme. Um dies zu veranschaulichen wurde ergänzend zu Szenario I (türkisfarbene Linie) und Szenario III (blaue Linie) ein weiteres Szenario IV (lilafarbene Linie) eingeführt, dem bei einem Zubau von MW eine Degression von 9% pro Jahr, also der unveränderte Basiswert zugrunde liegt. Dieser Fall würde dem EEG ohne die zubauabhängige Degressionsgestaltung mit einem fixen jährlichen Degressionssatz entsprechen. Im Jahr 2011 wird die Differenzkostensumme in den drei betrachteten Fällen ausschließlich vom Zubauvolumen bestimmt, da der Degressionssatz und somit auch die Vergütungshöhe übereinstimmen. Ab 2012 ist dann die Wirkung des atmenden Deckels an der sich öffnenden Schere zwischen der blauen Kurve (mit atmendem Deckel ) und der lila Kurve (ohne atmenden Deckel ) deutlich zu erkennen. Die jährliche Differenzkostensumme aus Szenario IV steigt kontinuierlich an, wobei sie sich nur allmählich abflacht. Im Verlauf gleicht sie der Kurve des Szenarios I auf deutlich höherem Niveau. So liegt die jährliche Differenzkostensumme aus Szenario IV in 2020 rund 75% höher als die aus Szenario I. Dies ist allein auf den höheren Zubau zurückzuführen, da in beiden Fällen die Basisdegression von 9% angesetzt wurde. In Szenario III dagegen kommt die Wirkung der zubauabhängigen Degression voll zum Tragen. Die Differenzkostensumme steigt zunächst aufgrund des hohen Zubaus ebenfalls an, die Steigung der Kurve ist jedoch deutlich flacher. Sie erreicht etwa 2017 ihr Maximum wobei sie unterhalb der 9 Mrd.-Grenze bleibt und ist danach rückläufig. Im Jahr 2020 liegt sie sogar deutlich unter der Differenzkostensumme aus Szenario I und entspricht nur noch 60% des Wertes, der in Szenario IV ohne das Instrument des atmenden Deckels erreicht würde. Die Differenzkosten senkende Wirkung dieses Instruments ist somit nicht von der Hand zu weisen, wenngleich die kumulierten Differenzkosten über den 226

228 gesamten Vergütungszeitraum durch den höheren Zubau im Vergleich zur Einhaltung des Zubaukorridors (Szenario I) doch deutlich höher ausfallen. Diese sind jedoch in Abb. 6-5 nicht dargestellt, weil dies ausdrücklich keine Prognose darstellt, sondern nur eine Grobabschätzung, um die Wirkung des Instruments Zubauabhängige Degressionsgestaltung aufzuzeigen. 6.3 Methodische Grundlagen und Handlungsempfehlungen zur zukünftigen Ausgestaltung Gestaltung in Anlehnung an die Lernkurve Die wesentliche Herausforderung sowohl bei der Festlegung des Basisdegressionssatzes als auch bei der Ausgestaltung eines atmenden Deckels stellt die richtige Beurteilung der Innovationsfähigkeit und des Innovationstempos innerhalb der Photovoltaikbranche dar. Die Lernkurventheorie, die von einem bestimmten Lernfortschritt gekoppelt an das jeweilige Produktionsvolumen ausgeht, stellt hier einen theoretischen Ansatzpunkt dar (vgl. im Anhang Nr. 9.1). Bei der Verwendung dieses Ansatzes ist jedoch von Beginn an kritisch anzumerken, dass für die Erstellung der Lernkurven nur rein vergangenheitsbezogene Daten Verwendung finden können. Für die Wertschöpfungskette bis zum fertigen Modul konnte in der Vergangenheit ein Lernfaktor von 0,8 ermittelt werden. Dies bedeutet, dass mit jeder Verdopplung der Produktion, Kostensenkungen von 20% erzielt werden konnten. Zu Beginn der Entwicklung einer Technologie können Fortschritte somit sehr schnell erzielt werden, je größer jedoch das zu verdoppelnde Produktionsvolumen, desto langsamer sind die Kostensenkungen umsetzbar. Hierbei muss stets auf das weltweite Produktionsvolumen Bezug genommen werden, wodurch die Betrachtung von Teilsegmenten des Weltmarktes, wie beispielsweise Deutschland, nicht möglich ist. Weiterhin findet die Tatsache, dass Innovationen in der Regel nicht stetig sondern in Innovationszyklen erfolgen, wodurch eher Entwicklungssprünge als eine stetige Kurve entstehen, in der Lernkurvendarstellung keinen Niederschlag. Sie kann somit allenfalls einen Richtwert darstellen, da sie zur Feinjustierung von Vergütungssätzen selbst zu stark aggregiert ist. Sollte die Ausgestaltung des atmenden Deckels in Anlehnung an die Lernkurve erfolgen, im Sinne einer Kopplung der Zubaumenge an den hiermit verknüpften und zu erwartenden Lernfortschritt, wäre neben der Erfassung des Zubaus im Inland parallel eine sehr zeitnahe Erfassung der Weltmarktentwicklung notwendig. Dies ist zum heutigen Zeitpunkt weder gegeben noch erscheint es realistisch, ein derartiges globales Anlagenregister etablieren zu können. Aus diesem Grund erscheint dies kein gangbarer Weg zu sein. Auch die in der allerersten Skizzierung dieses Instruments durch die GRÜ- NEN vorgeschlagene Alternative der Kopplung der Degressionsrate an spezifische Wachstumsraten [201] erscheint aufgrund der zeitlich und räumlich unzureichenden statistischen Erfassung des Weltmarkts nicht als geeignetes Instrument. Auch Hilfskonstruktionen zur Hochrechnung des Weltmarktes über die Festlegung eines deutschen Anteils an der weltweiten Nachfrage 227

229 dürften ungeeignet sein, weil die Marktentwicklung insgesamt zu wenig prognostizierbar, zu dynamisch und in bestimmten Bereichen zu unstetig verläuft Verstetigung der Absenkung Die Entwicklungsdynamik in der Photovoltaikindustrie führt zu permanenten Fortschritten hinsichtlich der Kostensenkung. Gleichzeitig bewirkt die internationale Konkurrenzsituation, dass die Systempreise für Photovoltaikanlagen stetig sinken. Hier wirkt die jeweils einmalig zum Jahreswechsel eintretende Degression zusätzlich verstärkend: vor der Absenkung ist durch den Vorzieheffekt die Nachfrage stets hoch, um dann zunächst einzubrechen. Die Anbieter reagieren mit Preissenkungen bis die Nachfrage langsam wieder anspringt. In der Regel fallen die Preise auch im Jahresverlauf weiter, so dass durch die bis zum nächsten Degressionsschritt zum Jahreswechsel gleichbleibenden Vergütungshöhe die Rentabilität der Anlagen kontinuierlich ansteigt. Es zahlt sich also für Investoren gegebenenfalls aus, mit der Investition bis zum dritten oder vierten Quartal des Jahres zu warten, weil dann aufgrund der Preisentwicklung deutlich höhere Renditen zu erwarten sind. Dieses Verhalten in Kombination mit den genannten Vorzieheffekten führt zu erheblichen Nachfragespitzen je größer der bevorstehende Degressionsschritt desto stärker sind sie ausgeprägt. Diese Nachfragespitzen haben nicht nur die oben genannten Konsequenzen für die Differenzkostenentwicklung, sie sind auch für die Photovoltaikindustrie ungünstig, da in Spitzenzeiten selbst bei Maximalbelastung die Personalkapazität häufig nicht ausreicht, um die Nachfrage zu befriedigen, während in nachfrageschwachen Zeiten Unterbeschäftigung eintritt. Desweiteren führen kurzfristige Nachfragespitzen zur zeitweiligen Verknappung und in der Folge zur Verteuerung bestimmter Komponenten (z. B. Wechselrichter), was wiederum dem Ziel der Kosten- und Preissenkungen entgegensteht. Der hohe Druck in Spitzenzeiten kann auch zu abnehmender Qualität, sowohl in der Installation als auch in der Fertigung führen, was wiederum zu den unerwünschten Nebeneffekten zählt. Eine Möglichkeit, die auftretenden Nachfragespitzen zu glätten und somit die zubauverstärkende Wirkung jeder neuen Absenkung abzufangen, insgesamt also den Markt zu verstetigen, wäre, die zubauabhängige Komponente der Degression quartals- oder monatsweise anzusetzen. Die unterjährige Anpassung der Vergütung über den atmenden Deckel böte tendenziell mehr Möglichkeiten der Steuerung, weil flexibler auf bestimmte Ereignisse reagiert werden könnte. Hierzu wäre jedoch ein elektronisches Anlagenregister, das annähernd einer Echtzeiterfassung entspricht, erforderlich. Gleichzeitig bedeutet der Flexibilitätsgewinn bei der Steuerung der Höhe der Vergütungssätze die nahezu vollständige Aufgabe der Planungssicherheit für Investoren, weil diese zu Beginn der Planung nicht sicher wissen können, welchen Vergütungssatz sie erzielen werden, wenn ihre Anlage fertig installiert ist. Dies gilt insbesondere für Großanlagen mit Bauzeiten über mehrere Monate. 228

230 Da für eine monatliche Absenkung die technischen Voraussetzungen für eine zeitnahe Erfassung aktuell technisch noch nicht gegeben sind, verbleiben als Optionen der unterjährigen Absenkung nur Quartals- oder Halbjahresschritte. Um eine der dynamischen Preisentwicklung folgende Vergütungsanpassung vorzunehmen, bietet sich die Einführung einer quartalsweise abgestuften Degression an. Denkbar wäre beispielsweise zu Beginn des zweiten, dritten und vierten Quartals jeweils Absenkungen in Höhe von 3 Prozent vom Jahresanfangswert vorzunehmen und zum Jahreswechsel einen Abgleich mit dem erfolgten Zubau vorzunehmen (Variante 1). Zum Jahreswechsel würde dann noch, dem Zubau entsprechend, der verbleibende Teil der Degression nachgeholt. In der Summe ergibt sich so über das Jahr die gleiche Degression, wie bei der einmaligen jährlichen Absenkung in Abhängigkeit vom Zubau. Zum 01. Januar 2012 wird die Degression gemäß des im Europarechtsanpassungsgesetz festgelegten Mechanismus erfolgen. Beträgt beispielsweise 2011 der Zubau MW, so muss die Degression in Summe 21% betragen. Werden im Juli 2011 bzw. September % dieser Degression vorgezogen, müssen zum 01. Januar %-Punkte bezogen auf den im Januar 2011 gültigen Vergütungssatz nachgeholt werden. Bezogen auf den ab Juli 2011/September 2011 geltenden Vergütungssatz müssten es etwa 13% sein, um insgesamt auf die gleiche absolute Absenkung zu kommen. Nach dieser Absenkung im Januar könnte dann zum 01. April 2012 der erste von drei Absenkungsschritten erfolgen. Die zweite Absenkung würde zum 01. Juli 2012 erfolgen, die dritte zum 01. Oktober Um die Regelung möglichst unkompliziert und leicht verständlich zu gestalten, ist in jedem Fall für die Berechnung der prozentualen Absenkung im Laufe des Jahres jeweils der zum 01. Januar des Jahres geltende Vergütungssatz heranzuziehen. Es bietet sich an, in Form der quartalsweisen Absenkung die Basisdegression von 9% in drei Schritten zu jeweils 3% als Anteile von 97%, 94% bzw. 91% der am 01. Januar gültigen Vergütungssätze vorzuziehen, da sich dann bei der angestrebten Einhaltung des Zubaukorridors kein Korrekturbedarf zum 01. Januar ergibt. Durch diese einheitliche Berechnungsgrundlage werden auch Rundungsfehler vermieden. Die Bundesnetzagentur würde bei der zubauabhängigen Bestimmung der Degression für das Jahr 2013 diese bereits vorgezogenen Schritte berücksichtigen. Läge der Zubau beispielsweise bei MW, würde die Gesamtdegression aus 9% Basisdegression und 6% zubauabhängiger Degression bestehen, die sich also auf 15% summieren. Die unterjährige Degression hätte bereits 9% betragen, so dass zum 01. Januar 2013 eine Absenkung der Vergütung um die verbleibenden 6% erfolgen würde. Bei Einhaltung des Zubaukorridors von MW wäre die Absenkung um 9% bereits im Jahresverlauf erfolgt und zum 01. Januar 2013 würde keine weitere Anpassung erfolgen. Zum 01. April 2013 würde quartalsgemäß die nächste Anpassung um 3% (bezogen auf den am 01. Januar 2013 geltenden Vergütungssatz) erfolgen. Würde mit höheren unterjährigen Degressionssätzen gearbeitet, müssten ggf. zum Jahreswechsel die Vergütungssätze wieder angehoben werden, weil der Zubau nicht entsprechend erfolgte. Nach der vorgeschlagenen Regelung 229

231 kann dies nur in dem eher unwahrscheinlichen Fall eintreten, dass der Gesamtzubau in den 12 Monaten des Bemessungszeitraums bei weniger als MW liegt. Außerdem hat die Erfahrung im Oktober 2010 gezeigt, dass eine Vergütungsabsenkung um 3%-Punkte in einem Rahmen liegt, der kaum Vorzieheffekte auslöst. Hierdurch scheint das Ziel einer Zubauverstetigung einerseits und der Differenzkostenbegrenzung andererseits vollständig erreichbar. Die Vorteilhaftigkeit dieser Regelung besteht in einer langfristigen Planungssicherheit. Sobald im Oktober von der BNetzA die ab 01. Januar gültigen Vergütungssätze feststehen, besteht durch die schrittweise Absenkung um jeweils 3% Planungssicherheit von Oktober bis zum Ende des Folgejahres. Diese Regelung würde insbesondere den Planungs- und Realisierungszeiten von größeren Projekten Rechnung tragen. Außerdem muss mit wesentlich geringeren Sicherheitsaufschlägen kalkuliert werden, als wenn ein zubauabhängiger Degressionsschritt von ungewisser Höhe zur Jahresmitte eintritt. Eine Alternative hierzu stellt die Verteilung der Vergütungsabsenkung auf zwei Halbjahresschritte dar, wobei es zwei verschiedene Ausgestaltungsmöglichkeiten gibt: Zum einen könnte zur Jahresmitte ein fester Abschlag eingeführt werden (z. B. die Basisdegression in Höhe von 9%). Der variable Teil der Degression würde dann zum Jahresende in Abhängigkeit vom tatsächlichen Zubau ergänzt. Dies würde der obengenannten quartalsweisen Absenkung in nur zwei Schritten entsprechen. Eine zusätzliche Datenauswertung seitens der Bundesnetzagentur wäre in diesem Fall nicht erforderlich (Variante 2). Zum anderen bestünde die Möglichkeit, wie im Europarechtsanpassungsgesetz für 2011 bereits implementiert, zur Jahresmitte den zubauabhängigen Teil der Degression auf Basis einer Prognose bzw. Hochrechnung vorzuziehen, diesen dann aber zum Jahresende mit dem tatsächlichen Zubau abzugleichen und den nächsten Degressionsschritt entsprechend anzupassen (Variante 3). Bei dieser Variante muss die Bundesnetzagentur jedoch zweimal aktiv werden, was mit entsprechend höherem Aufwand verbunden ist. Zudem würde sich die über die festen Vergütungssätze, Degressionssätze und Zeiträume gewährleistete Planungssicherheit für Investoren verringern. Diese ist jedoch eine der wichtigsten Erfolgskomponenten des EEG. Schon über die Einführung der zubauabhängigen Degressionskomponente, durch die erst im Oktober eines Jahres die Degression bekannt gegeben wird, die zum 01. Januar des Folgejahres zur Anwendung kommt, wurde diese Planungssicherheit teilweise aufgegeben. Die Vorzieheffekte sind auch ein Resultat des hierdurch gestiegenen Investitionsrisikos. Wird nun die Anpassung unterjährig vorgenommen, sollten mit Blick auf das Investitionsrisiko jeweils feste Absenkungsschritte vorgegeben werden und die Anpassung an den tatsächlich erfolgten Zubau erst zum Jahresende erfolgen, wie oben in Variante 1 dargestellt. Mit schwindender Planungssicherheit steigt das Risiko, die Investitionsbereitschaft sinkt bzw. seitens der Investoren entsteht der Anspruch auf einen finanziellen Ausgleich für das vom Investor getragene Risiko. Hierdurch steigen die Erwartungen an die Rendite, was letztlich der weiteren konsequenten Absenkung der Stromgestehungskosten entgegenwirkt. 230

232 7 Umweltauswirkungen Die Förderung der Erneuerbaren Energien in Deutschland soll nachhaltig gestaltet werden. Das beinhaltet mit Blick auf die Umweltbelange einerseits den Klimaschutz als Ziel des EEG. Andererseits sollen mit dem Gesetz auch die Ausgestaltung der Techniken und die Bestimmung von Anlagenstandorten derart beeinflusst werden, dass die Konflikte mit den unterschiedlichen Zielen des Natur- und Umweltschutzes möglichst minimiert werden. In diesem Kontext steht die Bearbeitung der Aufgabenstellungen des Kapitels 7 Umweltauswirkungen. Als genereller Technologieaspekt werden darüber hinaus gleich zu Beginn mögliche Schadstofffreisetzungen aus Dünnschichtmodulen thematisiert. Die Risiken werden jedoch abschließend als sehr gering eingeschätzt (vgl. Kap. 7.1). Im zentralen Blickpunkt stehen die PV-Freiflächenanlagen. Der Sektor hat seit 2004 einen starken absoluten und relativen Zuwachs erfahren (vgl. Kap. 1). Die Ausarbeitungen knüpfen teilweise an den EEG-Erfahrungsbericht 2007 und das zu seiner Vorbereitung durchgeführte Monitoringprojekt [141] an. Im Hinblick auf das EEG werden die im Vorhabenzeitraum relevanten Freiflächenkriterien des 32 Abs. 2 EEG auf ihre Zielbezogenheit hin betrachtet. Dabei steht im Vordergrund, ob sie dazu in der Lage sind, die Aktivitäten des Marktes auf Flächen zu lenken, die aus umwelt- und naturschutzfachlicher Sicht weniger konfliktreich sind bzw. zu ökologischen Vorteilen führen können (Kap. 7.4). Die Lenkungswirkung der gesetzlichen Vergütungszusage wird zunehmend unterstützt durch die gesamtplanerischen Aktivitäten in den Ländern, Regionen und Kommunen (Kap. 7.5). Zum Abschluss (Kap. 7.6) folgen Ausarbeitungen zu PV-Anlagen an Gebäuden, die möglicherweise vor allem zum Zweck der Stromerzeugung gebaut werden und damit nicht vergütungspflichtig wären, und an Lärmschutzeinrichtungen, die derzeit noch unterschiedlich vergütet werden. Eine Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse und Handlungsempfehlungen folgt in Kapitel Mögliche Freisetzung umweltrelevanter Schadstoffe aus PV-Anlagen Anlass und Vorbemerkungen Mit der Entwicklung von Dünnschicht-Photovoltaikmodulen wird die Verwendung von Schwermetallen als Baustoff und das daraus resultierende Gefahrenpotenzial für die Umwelt diskutiert. Im Vordergrund dieser Debatte steht dabei vor allem die Halbleiterverbindung Cadmium-Tellurid (CdTe), auf deren Basis ein großer Teil der Dünnschichtmodule zur Solarstromerzeugung produziert werden. Tab. 7-1 gibt eine Übersicht über die weltweit wichtigsten Unternehmen der Dünnschicht-PV und die dort verwendeten Technologien [231]. 231

233 Tab. 7-1 TOP 15 der Dünnschicht-PV-Unternehmen und jeweils verwendete Technologie [231] Zu den Herstellern in Deutschland, die die CdTe-Technologie verwenden, gehören Marktführer First Solar, Calyxo (Q-Cells-Gruppe) und CTF-Solar. Die Dünnschichttechnologie ist wie die meisten Produkte im Elektronikbereich generell nicht schadstofffrei, auch die sogenannten CIS-Module enthalten Cadmium-Sulfid-Schichten. Weitere Schwermetalle werden verarbeitet, z.b. bei der Erstellung bleihaltiger Lote. Vor allem aber die Verarbeitung von Cd- Verbindungen in Solarzellen ist für die saubere grüne Stromgewinnung aus solarer Strahlungsenergie ein gewisses Akzeptanzproblem. Entsprechend bemüht sich die Herstellergruppe von CdTe-Modulen um First Solar seit Beginn der Produktion darum, mit Hilfe von Untersuchungen renommierter Forschungsinstitute nachzuweisen, dass insbesondere aufgrund ihrer vorbildlichen Produktionsqualität die potenziellen Umweltauswirkungen im Verhältnis zu den energetischen Vorteilen der Technologie gering sind 30. Mit Lebenszyklusanalysen werden die Vorteile gegenüber insbesondere der Nutzung fossiler Energieressourcen für die Energiegewinnung herausgestellt, durch Toxizitätstests wird die geringe Giftigkeit der Verbindung CdTe im Verhältnis zum metallischen Cd nachgewiesen, und in der Herstellung der Module, der angewendeten Modultechnik und im Recycling-Verfahren werden höchste Anforderungen erfüllt, um die Nachhaltigkeit zu gewährleisten. Eine andere Gruppe von Wissenschaftlern und Solarherstellern hat sich in der seit Januar 2010 aktiven Initiative Non-Toxic Solar Alliance e.v. (NTSA) organisiert und entwickelt Aktivitäten, um im Sinne abfallrechtlicher Grundsätze eine generelle Abkehr von der Verwendung toxischer Materialien wie Blei, Cadmium sowie deren Verbindungen in der Photovoltaik zu erreichen. Im 30 Aktuelle Informationen und Verweise zu einschlägigen Instituten und Untersuchungsergebnissen s. besucht

234 Sinne der NTSA agieren Unternehmen wie Solarworld, Bosch, Wacker Chemie sowie Photovoltech und die norwegische REC. Diese Herstellergruppe verwendet siliziumbasierte Modulen und bemüht sich im Rahmen von NTSA darum, mit Hilfe von Untersuchungen renommierter Institute und Forschungseinrichtungen die Gefahren der Schwermetalltechnologie und deren fehlende Nachhaltigkeit nachzuweisen. Dabei bedient sich NTSA allerdings fragwürdiger Methoden, die dazu führten, dass die kritische transparency-initiative Lobby Control eine Studie zu Einflussnahme der NTSA auf EU-politische Entscheidungsprozesse anfertigte, in der im Fazit eine unsaubere Form von Lobbyarbeit angeprangert wird. Ein fachliche Position in der CdTe-Frage wird allerdings von Lobby Control nicht bezogen [209]. Grundsätzlich ist eine kritische Distanz zu Technologien angebracht, die toxische und umwelt- sowie gesundheitsgefährdende Materialien nutzen und damit in den Umlauf bringen. Die an Nachhaltigkeitszielen orientierte Abfallpolitik der EU bemüht sich seit Jahrzehnten in ihren Grundsätzen und Richtlinien darum, derartige Schadstoffe möglichst weitgehend aus den Stoffkreisläufen herauszubekommen. Im Elektronikbereich geschieht dies über die Richtlinien 2002/95/EG zur Beschränkung der Verwendung bestimmter gefährlicher Stoffe in Elektro- und Elektronikgeräten (kurz: RoHS-RL; Restriction of hazardous substances ) und 2002/96/EG über Elektro- und Elektronik-Altgeräte (WEEE- RL). Ausnahmen sollen auf die Fälle beschränkt werden, in denen angemessene und sicherere Alternativen nicht zur Verfügung stehen, und müssen zur Anpassung an den wissenschaftlichen und technischen Fortschritt regelmäßig überprüft werden. NTSA hatte sich 2010 in das 2. Konsultationsverfahren zur Anpassung der RoHS-RL an den wissenschaftlichen und technischen Fortschritt eingebracht und beantragt, Photovoltaikmodule als Gerätetyp in die Richtlinie aufnehmen zu lassen. Das wäre dann der rechtliche Ansatzpunkt gewesen, der Verwendung von Schwermetallen, anderen toxischen Stoffen und insbesondere von Cadmiumverbindungen in PV-Modulen enge Grenzen zu setzen. Letztendlich wurde dem Antrag nicht entsprochen, weil keine ausreichenden Nachweise für negative Umweltauswirkungen bestanden und weil es sich hier ganz offensichtlich um eine inszenierte Lobby-Auseinandersetzung zwischen Wettbewerbern handelte. Eine umfassende und vergleichende Untersuchung verschiedener Herstellungswege für die Erneuerbare Energieerzeugung im Hinblick auf die Beurteilung der Gesamtheit der relevanten Umweltauswirkungen im Sinne einer anerkannten wissenschaftlichen und vergleichenden Lebenszyklusanalysen fehlt bislang noch. Die nachfolgenden Ausarbeitungen können daher nur die derzeitigen Erkenntnisse zum Gefahrenpotenzial im Sinne einer Momentaufnahme möglichst sachgerecht aufarbeiten und die derzeit im Einsatz befindlichen Aktivitäten zur Risikominimierung möglichst objektiv darstellen Übersicht zur Dünnschichttechnologie in der Photovoltaik. Innovationsgeschichtlich folgt in der Photovoltaik auf die siliziumkristalline Wafertechnik die Dünnschichttechnologie. Unter Dünnschichttechnologie wird 233

235 das Auftragen von festen Stoffen im Mikro- bzw. Nanometerbereich bis hin zu monomolekularen Schichten verstanden, die ein jeweils gewünschtes physikalisches Verhalten (Festigkeit, optische Eigenschaften, elektrische Leitfähigkeit usw.) aufweisen. Die Dünnschichttechnologie umfasst nicht nur das Auftragungsverfahren selber, sondern auch die anschließende Bearbeitung bzw. Strukturierung der aufgebrachten Schichten. In Abgrenzung zu den ca. 50 µm dicken Massivzellen der kristallinen Wafer ist bei der Dünnschicht-PV das photovoltaisch aktive Material auf einem Träger (Substrat) aufgebracht und bis < 2 µm dünn. Die Substratschichten sorgen dabei für die mechanische Stabilität, die Dicke des photovoltaischen Materials richtet sich nach der jeweiligen Absorptionsfähigkeit des Lichtes [212]. Zu den Vorteilen der Dünnschicht-PV allgemein zählen insbesondere vergleichsweise geringe Material- und Energieintensitäten, ein gut automatisierbarer Produktionsprozess und die sich daraus ergebenden Kostenvorteile. Weitere Vorteile sind die relativ beliebigen Zellgrößen und Substratmaterialien sowie die Herstellung transparenter Zellen, die besonders für die Gebäudeintegration geeignet sind [212]. Im Vergleich zu den klassischen Waferzellen haben Dünnschichtzellen eine geringe Temperaturempfindlichkeit, das heißt, sie verfügen über einen geringeren Leistungsabfall bei hohen Temperaturen. Weiterhin verfügen die Zellen im Verhältnis zu kristallinen Zellen über eine höhere Leistungsausbeute (Effizienz) bei schwachem oder diffusem Licht ( Schwachlichtverhalten ). So wird auch unter widrigen Wetterbedingungen ein vergleichsweiser hoher Wirkungsgrad erzielt. Durch eine homogene Farbgebung und eine gewisses Flexibilität haben sie auch gestalterische Vorteile, z.b. im Einsatz an Fassaden etc. Allerdings werden die theoretisch errechneten hohen Wirkungsgrade bisher in der Praxis nicht erreicht [210]. Bei Dünnschichtzellen gibt es eine Vielzahl von photovoltaisch aktiven Materialien. Unter Berücksichtigung der für die Ladungstrennung verwendeten Übergänge zwischen den verwendeten Halbleitern werden folgende Dünnschichtvarianten in der PV unterschieden [212]: Amorphes Silizium (a-si) mit p-n-übergang 31 oder mit Heteroübergang 32 zu a-si:c, Kristallines Si mit p-n-übergang, CdTe mit Heteroübergang zu CdS, CuInSe2 mit Heteroübergang zu CdS (CIS)40 und GaAs mit p-n-übergang oder mit Heteroübergang. Alle Technologien verwenden verschiedene, aus gesundheitlicher Sicht in unterschiedlicher Weise relevante Bestandteile. Neben den Elementen Silizium und Germanium werden Cadmiumsulfid (CdS), Germaniumarsenid (GaAs), Zinkselenid (ZnSe), Gallium- und Indiumverbindungen sowie Kupfer(I)chlorid eingesetzt. In der Photovoltaik sind dies vor allem Halbleiter aus 31 Übergang in der Halbleiterschicht zwischen einem (p)ositiven und einem (n)egativen Potenzial, wobei es durch den Austausch von Ionen zwischen den Schichten zur Erzeugeung von Strom kommt. 32 Grenzschicht zweier unterschiedlicher Halbleitermaterialien. Im Gegensatz zum p-n-übergang ist hier nicht (nur) die Dotierungsart, sondern die Materialart verschieden. 234

236 Kupfer-Indium-Schwefel-(CIS-) Verbindungen, hierzu gehört auch das z.b. Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS), und aus Cadmium-Tellurid (CdTe). Auf der Grundlage des Rohstoffbedarfs für Dünnschichtzellen (s. Tab. 7-2 und Tab. 7-3) und den sektorspezifischen Marktprognosen des Jahres 2007 kommt die Rohstoffstudie für Zukunftstechnologien [212] zu dem Schluss, dass der Bedarf an Cadmium in der PV-Industrie angesichts zur derzeit jährlich verfügbaren Cd-Produktion von rd t (2006) aus der Metallverhüttung relativ gut zu decken sein wird. Die hier der Berechnung zu Grunde gelegten Bedarfszahlen müssen als Maximalwerte angesehen werden, da die von der Industrie unmittelbar angegebenen Zahlen für den Cadmiumtellurid- Bedarf je Modul deutlich niedriger liegen und aufgrund der voranschreitenden Entwicklung stetig minimiert werden. Tab. 7-2 Zellenspezifischer Rohstoffbedarf [212] Zelltyp Rohstoff g/kwp Indium 50 CIS-Zelle Selen 29 Gallium 44 GaAs-Zelle Arsen 40 Germanium 37 CdTe-Zelle Tellur 31 Cadmium 100 Tab. 7-3 Entwicklung der Rohstoffnachfrage für Dünnschicht-PV (t/a) [212] Jahr Indium für CIS Selen für CIS Gallium für CIS Cadmium für CdTe Tellur für CdTe Demgegenüber ist die derzeitige Produktion an Tellur deutlich geringer. Für 2006 wird eine Jahresproduktion (ohne USA) von 132 t angegeben [212]. Bei der prognostizierten Entwicklung wird in Zukunft von einer Te-Verknappung ausgegangen (s. auch [211]) Potenzielle Schadstoffeinträge in die Umwelt Vor allem die besondere Problematik des toxischen Schwermetalls Cadmium sowie die vergleichsweise sehr hohen Produktionskapazitäten und mengen 235

237 der CdTe-Technologie rechtfertigen eine eingehendere Betrachtung der potenzielle Umweltwirkungen dieser Technologie. Dabei sind die Eigenschaften der Verbindung offensichtlich von denen der Einzelelemente zu unterscheiden. Die Fraunhofer-Studie zu Zukunftsrohstoffen fasst die Problematik wie folgt zusammen: Für die Akzeptanz der CdTe-Zellen ist der Cadmiumgehalt ungünstig. Aufgrund der Toxizität von Cadmium ist dessen Substitution Gegenstand intensiver Forschung. Allerdings ist das Schwermetall Cadmium in einer CdTe-Zelle relativ immobil. Gleichwohl ist die Mobilisierung von Cadmium bei Extrem-Situationen wie Gebäudebrand möglich. Ferner liegen toxische Risiken bei der Modul-Herstellung und bei der Behandlung von Altmodulen [212] Gefahrenpotenzial von CdTe Sowohl für Cadmium und Tellur als auch für Cadmiumtellurid gibt es Sicherheitsdatenblätter gemäß REACH-Verordnung (EG) Nr. 1907/2006, die von dem Hersteller oder Inverkehrbringer erstellt werden und dem beruflichen Verwender wichtige Informationen zu Merkmalen geben wie Identität des Produktes, auftretende Gefährdungen, sichere Handhabung und Maßnahmen zur Prävention sowie im Gefahrenfall [213]. Alle genannten Stoffe werden in diesen Sicherheitsdatenblättern [214], [215], [216] als gesundheitsgefährdend eingestuft. Cadmium Das Schwermetall Cadmium ist in der Natur weit verbreitet und kommt am häufigsten als Bestandteil von Zinkerzen vor. Höhere Cadmiumkonzentrationen zwischen 0,1% und 5% treten vor allem in Zinkmineralien (ZnS und Galmei) sowie in Blei- und Kupfererzen auf. Die Produktion von Cadmium liegt derzeit bei rund t/a und fällt zu ca. 80% als Nebenprodukt der Zinkgewinnung an. Sofern Cd nicht verwertet wird, ist es sicher zu deponieren. Bedingt durch die über Jahrzehnte andauernde starke Zunahme des weltweiten Cadmiumverbrauchs waren die Belastungen der Umwelt durch Abfälle, Abwässer oder Emissionen mit der Abluft gestiegen. Neben den Emissionen durch die Gewinnung von Zink, Blei und Kupfer wird Cadmium auch durch Prozesse freigesetzt, in denen Massenstoffe verwendet werden, die Cadmium als Spuren- oder Begleitelement enthalten. Hierzu gehören Verbrennungsprozesse, in denen fossile Energieträger eingesetzt werden, die Herstellung von Kalk, Zement und Soda, die Eisen- und Stahlproduktion sowie die Verbrennung cadmiumhaltiger Abfälle (Batterien, Pigmente und Stabilisatoren in Kunststoffen). Durch die zunehmende Verwertung der in den Abgas- und Abwasserreinigungssystemen anfallenden Stäube und Schlämme verbleibt Cadmium allerdings größtenteils im industriellen Stoffkreislauf. Durch den Einsatz der verschiedenen Rückhaltemaßnahmen zeigen Emissionen und Immissionen von Cadmium seit Ende der 1970er Jahre eine rückläufige Tendenz. Cadmium ist, verglichen mit anderen Schwermetallen, relativ gut wasserlöslich. Es ist daher im Boden als mobil einzustufen, ist generell eher pflanzenverfügbar und tendiert zur Bioakkumulation. Cadmium gehört zu den Stoffen, die von Pflanzen über die Wurzeln recht gut aus dem Boden aufgenommen werden [217]. 236

238 Zudem ist es ein toxisches Schwermetall mit Risiken für die Umwelt und die menschliche Gesundheit. Es weist eine starke Tendenz zur Anreicherung im menschlichen und tierischen Organismus (insbesondere in Niere und Leber) auf. Für Menschen ist das Schwermetall in seiner elementaren Form krebserregend und erbgutschädigend [218]. Die möglichen Auswirkungen erhöhter Cadmiumaufnahme auf die menschliche Gesundheit und erhöhten Eintrags in die Umwelt führten dazu, dass in vielen Staaten die Verwendung von Cadmium starken Restriktionen unterworfen ist. Tellur Tellur ist ein natürlich vorkommendes Halbmetall mit Halbleitereigenschaften. Das eher selten vorkommende Element wird hauptsächlich als Nebenprodukt bei der Kupfer- und Nickelraffination gewonnen. Weltweit gibt es nur wenige Lagerstätten, wo Tellur abgebaut wird. Tellur führt nach Angaben des ausgewerteten Sicherheitsdatenblattes bei Haut- oder Augenkontakt zu Reizungen bis hin zu schweren Verätzungen. Das Verschlucken oder Einatmen von Staub führt ebenfalls zu Reizungen der Schleimhäute (Mund, Rachen usw.) sowie Atemnot. Hinweise auf eine ökologische Gefährdung liegen nicht vor [220]. Cadmium-Tellurid Cadmiumtellurid (CdTe) ist ein natürlich p-leitender Halbleiter und ist wegen seiner physikalisch-chemischen Eigenschaften ein für Dünnschichtsolarzellen gut geeignetes Material: Die Energielücke liegt bei günstigen 1,45 Elektronenvolt und aufgrund des sehr hohen Absorptionsvermögens kommt man mit wenigen Mikrometer dicken Schichten aus. [219]. Der geruchlose, schwarze und kristalline Feststoff CdTe ist insbesondere gesundheitsschädlich bei der Aufnahme von Feinstaub über die Atemwege; bei Kontakt mit der Haut oder Schleimhäuten führt es zu Reizungen. Weiterhin wird CdTe als stark wassergefährdend und sehr giftig für Fische sowie Wasserorganismen eingestuft [218]. Im Sicherheitsdatenblatt wird gleichzeitig aufgeführt, dass CdTe unlöslich in Wasser ist und sich durch einen extrem niedrigen Dampfdruck auszeichnet. CdTe ist weiterhin aufgrund seiner festen Verbindung äußerst hitzebeständig (der Schmelzpunkt liegt bei 1041 C und der Siedepunkt bei 1121 C) [218]. Aufgrund der physikalischen Beständigkeit der CdTe-Verbindung wird das Cadmium fest gebunden, die negativen Umweltauswirkungen des Schwermetalls werden gehemmt [220]. Fraunhofer IWM [221] fasst den Sachverhalt dahingehend zusammen, dass vergleichende Toxizitätsuntersuchungen derzeit wissenschaftlich-methodisch noch nicht ausgereift sind und daher verschiedene Untersuchungen noch zu sehr unterschiedlichen Ergebnissen kommen. Unter Bezugnahme auf eine vom CdTe-Herstellerunternehmens 5Nplus beauftragte Untersuchung [222] zeige CdTe im Vergleich zum reinen Schwermetall Cd offensichtlich eine signifikant geringere Toxizität. Entsprechend sei die Verbindung CdTe jedenfalls als eigenständiger Stoff zu beurteilen. 237

239 Freisetzung durch Zerstörung von Modulen und einsetzende Lösungsprozesse Die Halbleiterschicht wird zum Schutz vor Feuchtigkeit und Korrosion mit einer Kunststofffolie mit der Bezeichnung Ethylen-Vinyl-Acetat (EVA) bei 150 C verschweißt. Sie wird durch eine beidseitige Verglasung relativ bruchsicher versiegelt und vor Beschädigungen geschützt. Die Halbleiterschicht von CdTe-Modulen ist zwischen 2 und 5 µm dick und beinhaltet nach Angaben der Hersteller 14 bis 25 Gramm CdTe pro 1,2 mal 0,6 Meter Modulfläche [223]. Ein Rahmen, meist aus Aluminium oder Edelstahl, fixiert alle Teile. Ein Auswaschen des CdTe in die Umwelt durch Eindringen von basischen oder sauren Lösungsmitteln ist bei unbeschädigten Modulen nicht möglich. Bei Zerbrechen oder Zerbersten der PV-Module (Transport, Hagel) besteht grundsätzlich die Gefahr, dass einzelne Bruchstücke der Halbleiterschicht gelöst und freigesetzt werden. Saure und basische Lösungen können zur Auswaschung des CdTe, ggf. zu einer Spaltung der chemischen Verbindung führen. Gefährdungen für Boden und Grundwasser, für Menschen und Tiere sind nicht auszuschließen. In verschiedenen Untersuchungen, die allesamt unter Laborbedingungen stattfanden, und zusammenfassenden Studien wurde die Gefahr der Freisetzung von CdTe analysiert: 1. Auf Anfrage des Magazins Photon erklärte First Solar, dass die PV- Module dem Standard-IEC Hageltest standhalten würden. Dabei werden Hagelkörner in einem Durchmesser von 2,5 cm mit einer Geschwindigkeit von 23 m/s auf das PV-Modul geschossen [224]; [225]. 2. CdTe wurde auf Auswaschung getestet. In einer vordefinierten Lösung (ph-neutral) wurde die Verbindung 24 Stunden aufbewahrt. Die darauf folgende Messung der Metallkonzentration erbrachte keinen Anstieg von CdTe und somit ebenfalls keine Auswaschung [227]. Darüber hinaus sind die Module von First Solar in Deutschland und den USA nicht als Sondermüll eingestuft [228]. 3. Das Norwegische Geotechnische Institut (NGI) führte einen Auswaschungstest mit CdTe unter den Versuchsbedingungen einer Hausoder Sondermülldeponie durch. Dazu wurde ein CdTe-PV-Modul in Stücke < 4 mm zerstoßen und in einer basischen Lösung (ph 9.6) über 24 Stunden inkubiert. Anschließend wurde der Schwermetallgehalt in der Lösung gemessen und mit Richtwerten für verschiedene Mülldeponien verglichen. Das Ergebnis zeigte, dass geringe Auswaschungen verschiedener Schwermetalle auftraten. Der Cadmiumanteil (0,73 mg Cadmium pro 1 kg zerkleinertem CdTe-PV-Modul) liegt innerhalb der Toleranz für gewöhnliche Hausmülldeponien in Norwegen [226]. 4. Das NGI hat ebenfalls das Lösungsverhalten von CdTe unter Verwendung von sauren Lösungen (Salpetersäure) untersucht. Dazu wurde das CdTe ebenfalls in Stücke < 4 mm zerstoßen und mit einer sauren Lösung versetzt, wobei der ph-wert schrittweise weiter abgesenkt wurde. Schon bei einer schwach sauren Lösung (ph 6,5 7) konnte abgeschiedenes Cadmium nachgewiesen werden. Je niedriger der ph- Wert, desto mehr Cadmium und Tellur lösten sich aus der Verbindung. 238

240 Bei einem ph-wert von 3,2 in der verwendeten Lösung wurden innerhalb 24 h ca. 40% des eingesetzten Cadmiums und 30% Tellur nachgewiesen [227]. 5. Eine zusammenfassende Auswertung und Interpretation der Versuchsergebnisse von NGI erfolgte 2010 durch das Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie [228]. Die norwegischen Untersuchungsergebnisse lassen nach Auffassung des Wuppertal-Instituts den Schluss zu, dass die Lösung von Cd und Te im Falle von beschädigten Modulen bereits durch das üblicherweise leicht saure Regenwasser (ph ~6) beginne. Dies sei problematisch, weil der mögliche Bruch einer Glasscheibe vom Betreiber nicht unmittelbar bemerkt werde. 6. Fraunhofer IWM [221] stellt in Auswertung unabhängiger Untersuchungen und Tests zur Löslichkeit von CdTe aus PV-Modulen, unter anderem auch der o. g. Untersuchungen des NGI, fest, dass die Module hinsichtlich ihrer Materialeigenschaften nicht als Gefahrenstoffe anzusehen sind und deshalb abfallrechtlich keine Sonderbehandlung erfahren müssen. Die verschiedenen Untersuchungen machen deutlich, dass im laufenden Betrieb eine Beschädigung von Module möglich ist und dass unter bestimmten Bedingungen CdTe freigesetzt werden kann. Unter diesen Umständen ist es daher nach Auffassung der Berichterstatter erforderlich, dass die in den Anlagen verbauten und in Betrieb befindlichen CdTe-Module regelmäßig auf Beschädigungen geprüft und ggf. ausgetauscht werden. Auf diese Weise können die Risiken eines potenziellen Eintrags von CdTe während des Betriebs einer Anlage minimiert werden Freisetzen durch ungeregelte Entsorgung Es ist nicht prinzipiell auszuschließen, dass CdTe-Module teilweise nicht im ordnungsgemäßen Recyclingprozess wiederaufbereitet werden und ohne Sonderbehandlung in die Abfallverwertung gelangen. Bisher liegen keine Bestimmungen vor, die eine generelle Sonderabfallbehandlung für PV-Module sicherstellen. Um ein derartiges Szenario weitgehend auszuschließen, wurden von der Branche verschiedene Initiativen ergriffen: Das Modulrecycling wird seit Beginn 2000 intensiv erforscht und entwickelt. Acht Unternehmen der europäischen Solarindustrie mit ca. 85% Marktanteil haben in gemeinsamer Initiative den Verband European Association for Voluntary Take Back And Recycling of Photovoltaic Modules (PV CYCLE) gegründet, um ein flächendeckendes Recycling- System entlang der solaren Wertschöpfungskette aufzubauen. Der Industrieverband verpflichtet sich, PV-Abfälle kostenfrei zurückzunehmen. Das gemeinsame Programm soll bis 2015 bestehen. In den beiden bisher laufenden großtechnischen Recycling-Anlagen der Deutschen Solar für kristalline Siliziummodule und von First-Solar für CdTe- Module lassen sich Recyclingraten von über 95% erzielen. Fast alle Materialbestandteile der Module werden wieder in den Produktionsprozess eingebracht.[229] 239

241 Der 2007 entstandene PV CYCLE, dem mehr als 60 PV-Modul- Hersteller angehören, setzt sich für ein branchenweites Rücknahme- und Recyclingprogramm für Altmodule in Europa ein. Neben den Herstellern von CdTe-PV-Modulen (Q-Cells und First Solar) verpflichten sich ebenfalls Hersteller von Siliziummodulen zu diesem Recyclingprogramm [230]. Der größte Hersteller First Solar sichert für seine CdTe- Module nach der Nutzungsphase eine Rücknahmegarantie und umweltgerechte Entsorgung zu [231]. In den eigenen Recyclinganlagen können nach Angaben des marktführenden Herstellers First Solar aus den PV-Modulen bis zu 90% des verwendeten Glas- und 95% des Halbleiteranteils zurückgewonnen werden [232]. Zur herstellerunabhängigen Sicherstellung des Modul-Recyclings wird für jedes verkaufte Modul ein fester Betrag auf ein Konto gezahlt. Dieser Betrag ist bereits in den Produktionskosten vorgesehen. Die Einzahlungen werden jährlich durch eine Versicherung kontrolliert [229]. Ein konsequentes Recycling mit der möglichst vollständigen Wiederverwertung insbesondere der umweltgefährdenden Inhaltsstoffe als Bedingung für eine nachhaltige und umweltverträgliche Nutzung von CdTe-Modulen ist damit schon weit entwickelt Freisetzen durch Havarien Die Zerstörung von PV-Modulen durch einen Brand und die dabei mögliche Freisetzung von Schadstoffen in die Umwelt stellt ein weiteres potenzielles Risiko dar. Das gilt sowohl für Anlagen auf Gebäuden als auch für Freiflächenanlagen. In verschiedenen Studien wurde das Schadenszenario bereits thematisiert: Eine von First Solar in Auftrag gegebene Untersuchung kommt zu dem Ergebnis, dass ein Umweltrisiko ausgehend von CdTe-Modulen bei Bränden äußerst gering ist [218]. CdTe ist aufgrund seiner physikalisch-chemischen Eigenschaften sehr stabil. Mehrere mögliche Szenarien wurden überprüft. Bei der Simulation eines Brandes mit steigenden Temperaturen von bis zu 1100 C verflüchtigte sich CdTe teilweise ab 800 C. Die Gase wurden jedoch im schmelzenden Glas der PV- Module eingeschlossen. Höhere Temperaturen verstärken Effekt der Verschmelzung des CdTe mit dem Glas [218]; [219]. Der Test erfolgte allerdings unter Laborbedingungen in einem Ofen mit einer homogenen Wärmeverteilung. Versuche mit Temperatureinwirkungen auf PV- Module bis 1200 C liegen nicht vor. Bei extrem hohen und zum Teil auch punktuell auftretenden Temperaturen besteht die Gefahr, dass die umschließenden Glasscheiben bersten oder durch Schräglage auf einem Dach abrutschen und das CdTe direkt in die Luft verdampft wird [219]. Dabei könnte das sehr giftige Cadmiumoxid entstehen. Die Temperatur eines Gebäudebrandes ist von der Dauer und von der Energie- sowie der Sauerstoffzufuhr abhängig. Bei einem Hausbrand erreichen die Temperaturen über eine längere Dauer im Normalfall 750 bis 900 C. Bis zu 1200 C sind ebenfalls möglich, jedoch nur unter besonderen Bedingungen und für eine kurze Zeit [233]. 240

242 Bei einem Brand auf einer PV-Freiflächenanlage ist mit geringeren Temperaturen zu rechnen. Bei der üblicherweise vorhandenen Krautschicht fehlt dem Feuer die notwendige Energiezufuhr. Eine Heidebrand erreicht bspw. Temperaturen von max. 500 bis 800 C über dem Erdboden, allerdings nur für einen kurzen Zeitraum (< 30 Sek.) [234]. Die Münchener Gesellschaft für Werkstoffprüfung (GWP) hat laut Pressemeldungen [235; 236] Solarmodule der derzeit am Markt verbreiteten Technologien Cadmiumtellurid, kristallines Silizium, CIS, und amorphes Dünnschichtsilizium in Brandtests unterschiedlichen Temperaturen bis zu 1100 C. ausgesetzt. Die Halbleiterschichten wurden dazu aus ihrem Modul entfernt, d.h. nicht unter tatsächlichen Betriebsbedingungen getestet. In den Rückständen wurden bei allen Modultypen Schadstoffe nachgewiesen, bei den CdTe-Modulen erhöhte Cadmiumwerte. Die GWP wird dahingehend zitiert, dass die Befunde nicht wissenschaftlich abgesichert sind, ein Testbericht wurde nicht veröffentlicht. Aufgrund der anzunehmenden Temperaturen sowie der zeitlichen Verläufe möglicher Brände sind grundsätzliche Unterschiede zwischen Dach- und Freiflächenanlagen auszumachen. Insgesamt ist das Risiko bei Dachanlagen vorhanden; ein Brandszenario mit hohen Temperaturen auf Freiflächen ist allerdings weitgehend auszuschließen. Eine abschließende Aussage zum Risiko der Freisetzung von CdTe im Zuge von Brandereignissen ist zum derzeitigen Zeitpunkt mangels abgesicherter Forschungsergebnisse nicht zu treffen Zusammenfassende Einschätzung des Umweltrisikos Vor dem Hintergrund der nicht prinzipiell auszuschließenden Freisetzung von CdTe aus Dünnschichtmodulen, wurden in der Vergangenheit sowohl auf nationaler als auch internationaler Ebene verschiedenen Stellungnahmen unabhängiger Gremien erarbeite, um zu einer Gesamteischätzung der möglichen Risiken zu gelangen: 2005: Unabhängiges Votum durch Peer-Review Im Jahr 2005 fand ein Peer-Review unabhängiger Gutachter unter der Verantwortung des Joint Research Centers und des Bundesministeriums für Umwelt statt. Der Stand wissenschaftlicher Studien wurde gewürdigt und von Experten beurteilt. Die wesentlichen Aussagen [237] werden hier konzentriert zusammengefasst: Die Weiterverwendung des industriellen Nebenprodukts Cd in der Photovoltaik wird unter den Maßgaben von Recycling und End-of-Life- Lösung und bei äußerst geringen Emissionen während des Betriebs als ökologisch sicherste Option angesehen. Die ökologischen Vorteile, die durch den Ersatz fossiler Brennstoffe durch CdTe-PV entstehen, dominieren bei weitem die geringfügigen ökologischen Auswirkungen. 241

243 Die bisher nachgewiesenen Vorteile der CdTe-Produktion bezogen auf den Energie-Payback 33 und die CO 2 -Bilanz des Lebenszyklus sowie die niedrigen Produktionskosten befördern die PV-Entwicklung insgesamt. Die Recycling-Bemühungen der Branche und die maßgeblichen Investitionen von First Solar in diesem Bereich schaffen die Voraussetzungen für eine notwendige Kreislauf-Infrastruktur. Die Umweltauswirkungen von Industrieprodukten, hier von Energietechnologien, sollten im Zuge von Lebenszyklusanalysen dargestellt und verglichen werden. 2009: Expertenvotum des französischen Umweltministeriums Auf der Grundlage der Ergebnisse einer Lebenszyklusanalyse, die Produktion, Verwendung, Recycling und Entsorgung einschließt, wurden die Umwelt-, Gesundheits- und Sicherheitsaspekte von CdTe-PV-Systemen durch eine französische Expertengruppe staatlicher und universitärer Institutionen und dem Joint Research Centre (JRC) der Europäischen Kommission unter der Leitung von Dr. Daniel Lincot des CNRS34 untersucht und bewertet [238]. Die Untersuchung wurde von First Solar veranlasst und knüpft an das oben beschrieben Peer Review von 2005 an, wobei neue Erkenntnisse berücksichtigt wurden. Aus den Schlussfolgerungen: Während des Normalbetriebs von CdTe-PV-Systemen kommt es zu keinerlei Cadmiumemissionen Die in Ausnahmesituationen wie Bränden oder beschädigten Modulen entstehenden Cadmiumemissionen sind vernachlässigbar. Daher kann der flächendeckende Einsatz von CdTe-PV-Systemen als sicher angesehen werden. CdTe-PV-Systeme weisen im Vergleich mit anderen verfügbaren PV- Technologien die niedrigsten Kohlenstoffdioxidemissionen auf. Die Energierücklaufzeit der CdTe-PV-Systeme von First Solar beträgt weniger als ein Jahr und stellt die kürzeste Rücklaufzeit aller verfügbaren PV-Technologien dar. Die Lebenszyklusemissionen der CdTe-PV-Technologie in die Atmosphäre sind sehr gering. Die geringen Cadmiumemissionen, der niedrige Ausstoß von Kohlenstoffdioxid und die kurze Energierücklaufzeit werden vornehmlich auf die hochmoderne Technologie von First Solar sowie auf das Engagement für eine kontinuierliche Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit und Umweltfreundlichkeit der CdTe-PV-Technologie zurückgeführt. Das vorfinanzierte Rücknahme- und Recycling-Programm von First Solar nutzt die beste verfügbare Technologie und ermöglicht die Rückgewinnung von Cadmium aus alten Modulen. 33 energetische Amortisationszeit, Zeitraum, in der eine Solarzelle Strom erzeugen muss, um die bei der Herstellung aufgewendete Energie zurückzuliefern. 34 Centre National de la Recherche Scientifique 242

244 2010: Entscheidung zur RoHS-Richtlinie Das Europäische Parlament hat am über eine grundlegende Änderung der RoHS-RL entschieden. Solarmodule bleiben wie bisher von der Regelung ausgenommen. Die Initiative der EU-Kommission vom 11. März 2008 zur Novellierung der RoHS-RL durchlief ein langwieriges Konsultationsverfahren. In diesem Verfahren wurde u.a. vorgeschlagen, die bisher geschlossene Liste der gegenständlichen Elektro- und Elektronikgeräte zu öffnen und damit PV-Module unter sonstige einzubeziehen. Weiterhin wird vorgeschlagen, die Ausnahmebestimmungen auf vier Jahre zu befristen und die Verwendung von Cadmium in photovoltaischen Dünnschichtpanelen auf Cadmiumtelluridbasis in die Ausnahmen aufzunehmen. Zur Begründung heißt es: Für photovoltaische Dünnschichtmodule auf Cadmiumtelluridbasis sollte es eine Ausnahmeregelung geben, da die Nachteile bei Verwendung eines Ersatzstoffs (es gibt nur technologisch weniger ausgereifte Alternativen, die mit einem höheren Energieverbrauch verbunden sind) die Vorteile (kein Cadmium) überwiegen [239]. Der Umweltausschuss des Europäischen Parlaments hat vor der Abstimmung zur RoHS-Novelle auf Vorschlag des Abgeordneten Chris Davies im Juni 2010 beschlossen, dass Erneuerbaren-Energie- Technologien nicht in den Anwendungsbereich der Richtlinie aufgenommen werden sollen. Der Beschluss wird damit begründet, dass die RoHS-Novelle im Einklang mit den Klimazielen der EU stehen müsse und die Entwicklung von nachhaltigen sowie wirtschaftlich entwicklungsfähigen Energieformen nicht behindert werden soll. Eine Gefahr für die Umwelt werde nicht gesehen [240] Fazit und Handlungsempfehlungen EEG Aufgrund des bisher als sehr gering einzuschätzenden Risikos der Freisetzung von CdTe aus Dünnschichtmodulen wird derzeit keine Notwendigkeit gesehen, Regelungen im EEG zu treffen. Forschungsbedarf Es fehlen Untersuchungen, die im dauerhaften Normalbetrieb PV-Anlagen mit CdTe-Modulen auf mögliche Schadstoffaustritte analysieren. Um die Einschätzung des bestehenden Risikos weiter zu qualifizieren, sollten derartige Forschungen in bestehenden Solarparks initiiert und begleitend im Sinne eines Monitoring durchgeführt werden. Da ein Risiko zur Freisetzung von Schadstoffen insbesondere im Zusammenhang mit Bränden an Dachanlagen nicht ausgeschlossen werden kann, sind wissenschaftlich belastbare Brandtests sind nicht nur mit extrahierten Halbleiterschichten, sondern mit komplett geschlossenen marktgängigen Modulen durchzuführen. 243

245 Die Bemühungen um die möglichst lückenlose Sicherstellung eines geschlossenen Materialkreislaufs in der PV-Industrie sind weiter zu unterstützen. Dies betrifft aufgrund des stofflichen Gefährdungspotenzials insbesondere den CdTe-Kreislauf. Alle Hersteller, deren Produkte in Deutschland verbaut werden, sind darin einzubinden. Für den Fall, dass eine Wiederverwertung von CdTe für die Industrie möglicherweise nicht mehr interessant ist, weil Stoffe wie CdTe im Laufe der Innovationsentwicklungen durch andere Stoffe ersetzt werden, sollten die administrative Vorschriften zur Behandlung von PV- Abfällen sicherstellen, dass ein Recycling oder eine sichere Entsorgung zeitlich unbegrenzt gewährleistet ist. Da eine umfassende Beurteilung des mit der Nutzung von CdTe-haltigen Modulen verbundenen Umweltrisikos nur im Vergleich mit Risiken der Cadmiumfreisetzung in anderen Nutzungsbereichen sinnvoll ist, sollten vergleichende Lebenszyklusanalysen durchgeführt werden. Darin sollten sowohl andere Formen der Erzeugung Erneuerbaren Energien wie z. B. die Biomasseverbrennung als auch die Verbrennung fossiler Energieträger, bei der ebenfalls Cd-Emissionen auftreten, einbezogen werden [241]. 7.2 Wirkungen von PV-Freiflächenanlagen auf Natur und Umwelt Übersicht Im Hinblick auf mögliche Auswirkungen der Nutzung der solaren Strahlungsenergie auf die Ziele des Naturschutzes sind grundsätzlich die Anlagen an und auf Gebäuden, Lärmschutzwänden und anderen baulichen Anlagen von solchen in der freien Landschaft zu unterscheiden. Werden die Solarmodule an und auf bestehenden Gebäuden angebracht, führen sie nach bisherigem Stand des Wissens in der Regel zu keinen zusätzlichen relevanten Beeinträchtigungen von Natur und Landschaft. Aus diesem Grund konzentrieren sich die nachfolgenden Analysen auf die möglichen Auswirkungen von PV- Freiflächenanlagen. Nach den bisherigen Wissensstand aus Untersuchungen des Bundesamtes für Naturschutz [242] und des BMU [243]; [244]; [245]; [246] können im Zusammenhang mit dem Bau, der Anlage und dem Betrieb von PV- Freiflächenanlagen grundsätzlich die folgenden Auswirkungen auf Natur und Umwelt sowie den Menschen auftreten: Entwertung von Vogellebensräumen durch Flächeninanspruchnahme und Scheuchwirkung Irritation von Wasservögeln durch Module und Kollisionsgefahr Reproduktionsvermindernde Fehlleitung / Irritation von Wasserinsekten Entzug und Zerschneidung von Lebensräumen für Groß- und Mittelsäuger durch Abzäunung der Anlagen Beeinträchtigung des Landschaftsbildes Bodenverdichtung, -umlagerung und -versiegelung; Erosionsgefahr 244

246 Störung der Vegetationsentwicklung durch Überdeckung bzw. Verschattung Störungen des Mikroklimas durch Wärmeabgabe aufgeheizter Module Störung des Menschen durch Reflexblendungen Störung des Menschen durch elektromagnetische Felder, Das tatsächliche Auftreten dieser möglichen Auswirkungen und die Schwere der damit verbundenen Konflikte mit den Zielen des Natur- und Umweltschutzes sind abhängig von der Größe und Gestaltung der Anlage und vom jeweiligen Anlagenstandort. Je nach Ausgangssituation können sich die Errichtung und der Betrieb von PV-Freiflächenanlagen grundsätzlich auch positiv auf die Erreichung von Naturschutzzielen auswirken, wie beispielweise der von der Agentur für Erneuerbare Energien herausgegebene Erfahrungsbericht zur Biologischen Vielfalt in und um PV-Freiflächenanlagen zeigt (247). Dabei sind einerseits Anlagenstandorte vorteilhaft, die als Konversionsflächen erheblich gestört oder stofflich belastet sind bzw. aufgrund von Altlasten eine akute bzw. latente Gefahr für die Umwelt darstellen. Zum anderen können intensiv genutzte Ackerstandorte durch die vom EEG vorgegebene Grünlandnutzung im Bereich des Solarparks ökologisch aufgewertet werden. Umfrage zu laufenden Begleituntersuchungen von Solarparks Im Zeitraum Mai bis August 2010 wurde eine bundesweite Anfrage bei den Unteren Naturschutzbehörden in den Landkreisen durchgeführt. Ziel der Umfrage war, aus ggf. veranlassten Monitoringprogrammen zu Solarparks neue Erkenntnisse zu auftretenden Wirkungen zu gewinnen. Mit 138 Rückläufen beteiligte sich knapp die Hälfte (46%) der 301 befragten Landkreise an der Umfrage. Davon bestätigten 87 Landkreise die Zulassung bzw. den Bau mindestens eines Solarparks. In nur 21 Fällen wurden Begleituntersuchungen veranlasst, die allerdings überwiegend die vorgesehenen Kompensationsmaßnahmen, das sind hier vor allem Eingrünung und Anpflanzungen, und kaum das Wirkungsspektrum des Vorhabentyps zum Gegenstand hatten. Ergänzend wurden ausgewählte Anlagenbetreiber, Planungsbüros und Fachleute der Landesumweltämter der Bundesländer Bayern und Brandenburg befragt. [248], [249]. Die Durchführung von Begleituntersuchungen mit dem Ziel, verbesserte Erkenntnisse zu den Umweltauswirkungen zu gewinnen und damit ggf. ein Risikomanagement zu ermöglichen, ist demnach die seltene Ausnahme. Soweit Auswirkungen der Anlage auf die Avifauna überwacht werden, sind dies wenige Einzelfälle, die sich im Wesentlichen aus der Betroffenheit von Schutzgebieten oder aufgrund der besonderen Größenordnung des Vorhabens ergeben haben. Auf Ackerflächen sind seitens der Befragten keine speziellen Monitoringanforderungen mitgeteilt worden. [250]. Nach dem Ergebnis der Recherchen wurden aussagekräftige Begleituntersuchungen zu den auftretenden Umweltwirkungen zu folgenden Solarparks durchgeführt: Solarparks Helmeringen I - III in Bayern [251]: insgesamt rd. 80 ha große PV-Anlage auf vormals intensiv ackerbaulich genutztem Gelände am Ran- 245

247 de ein Vogelschutzgebietes. Aufgabe des Monitoring ist es, Auswirkungen der Anlage auf Zug- und Brutvögel zu erfassen. Solarpark Turnow-Preilack I in Brandenburg [252], [253]: rd. 160 ha große PV-Fläche im Truppenübungsplatz Lieberose, ehemals Kiefernwald und teilweise verbuschende Offenland- und Heideflächen mit sehr hoher Munitions- und Kampfstoffbelastung, in einem Europäischen Vogelschutzgebiet gelegen. Das umfangreiche Monitoringprogramm hat die Aufgabe, neben der Beobachtung der Vegetationsentwicklung vor allem die Bestandsentwicklung der Brutvögel in der Anlagenfläche und in den Kompensationsflächen zu untersuchen. PV-Anlage Gerbach in Rheinland-Pfalz [254], [255], [256]: eine ca. 5 ha große PV-Fläche auf einem nach Südwesten exponierten, ehemals ackerbaulich genutztem Hanggelände. Aufgabe des Monitorigs für diese Anlage ist es, den Brutvogelbestand sowie das Vorkommen von Zugvögeln im Bereich der Anlage und der angrenzenden Flächen zu untersuchen sowie die Auswirkungen möglicher Spiegelungseffekte auf Zugvögel zu beobachten. Solarpark Waldpolenz in Sachsen [257].: 110 ha große Anlage auf einem ehemaligen Flugplatz der sowjetischen Armee. Brachliegende Fläche, die in großen Teilen landwirtschaftlich durch Schafbeweidung und Grünlandwirtschaft genutzt wurde. Hier hat das Monitoring die Aufgabe, die Entwicklung von Flora und Fauna (Avifauna und Heuschrecken) innerhalb des Solarfeldes und auf den außerhalb liegenden Pflegeflächen zu untersuchen. Der Stand der Erkenntnisse wird nachstehend zusammengefasst Umweltauswirkungen von Solarparks Entwertung von Vogellebensräumen durch Flächeninanspruchnahme und Scheuchwirkung Solarparks bedeuten je nach naturräumlicher und nutzungsbedingter Ausgangssituation eine strukturelle Veränderung. Als positive Wirkungen dieses Vorhabentyps gelten bspw. die Zwischenräume und Randbereiche von Solarparks, die von verschiedenen Struktur liebenden Vogelarten als Jagd-, Nahrungs- und Brutgebiet genutzt werden. Darüber hinaus stellen die Module und Umzäunungen keine Jagdhindernisse für Greifvögel dar, sondern werden regelmäßig als Ansitzwarte genutzt. Befürchtungen einer Störung der Avifauna durch Lichtreflexe oder Blendwirkungen konnten auch aktuell bisher nicht bestätigt werden. Aufgrund der vertikalen Struktur von PV-Modulen können negative Auswirkungen auf Vogellebensräume jedoch nicht generell ausgeschlossen werden. Insbesondere wenn weiträumige Offenlandschaften beansprucht werden und Offenland bewohnende Vogelarten wie Rebhuhn, Ortolan, Grauammer oder Schafstelze betroffen sind, können PV-FFA eine Stör- und Scheuchwirkung entfalten, die zur Folge hat, dass diese Arten ihr Bruthabitat aufgeben. Quantifizieren lässt sich dieser Effekt z.b. durch die Festlegung von Wirkdistanzen bislang aber nicht. Die vorliegenden Monitoring-Ergebnisse zeigen allerdings auch, dass PV-FFA in Abhängigkeit vom Naturraum in gewissem Maße auch von Offenlandarten 246

248 wie Feldlerche und Braunkehlchen als Bruthabitat angenommen werden (Solarparks Waldpolenz und Gerbach). Vogelarten des strukturreicheren Halboffenlandes wie Goldammer (ebd.), Brachpieper und Heidelerche (Solarpark Turnow-Preilack) wurden ebenso innerhalb der Modulflächen angetroffen. Neben diesen Bodenbrütern nutzen Bachstelzen die Ständerkonstruktionen unterhalb der Solarpaneele als Nistplatz. Als Nahrungsgäste innerhalb von Solarparks wurden u. a. Bluthänfling, Neuntöter, Steinschmätzer und Grauammer beobachtet. Dies lässt auf ein hohes Anpassungsvermögen zumindest der Vogelarten bei PV-FFA schließen, die strukturelle Requisiten tolerieren bzw. als Sing- und Ansitzwarte benötigen. Insbesondere in ehemals intensiv genutzten Agrarlandschaften können sich die i. d. R. extensiv genutzten Standorte von PV- Freiflächenanlagen zu wertvollen avifaunistischen Lebensräumen entwickeln. Die ausgewerteten Monitoringergebnisse deuten zudem darauf hin, dass die Eignung eines Solarparks als Vogellebensraum nicht nur von der PV-Anlage und der Anordnung der Module sondern auch von regelmäßigen, extensiven Pflegemaßnahmen wie Mahd oder Beweidung abhängt. Bspw. kann die Etablierung von Lerchenfenstern (offene oder kurzrasige Bodenstellen) innerhalb eines Modulfeldes die Ansiedlung von Offenlandarten wie z. B. der Feldlerche befördern. Irritation von Wasservögeln durch Module und Kollisionsgefahr Die Vermutung, dass insbesondere Wasservögel infolge von Farbgebung und Reflexionen (verändertes Lichtspektrum und Polarisation) große einheitliche Modulflächen für Wasserflächen halten und versuchen könnten, auf diesen zu landen, konnte bisher nicht belegt werden. Beim Solarpark Turnow-Preilack konnte bei überfliegenden Wasservögeln (Fischadler, Rohrweihe, Höckerschwan) zwar ein kurzzeitig tiefgehender Anflug des Modulfeldes beobachtet werden, der allerdings bei Annäherung an das mit ca. 160 ha Größe sehr ausgedehnte Solarfeld wieder abgebrochen wurde. Die Untersuchungen der Solarparks Helmeringen I und Gerbach ergaben ebenfalls keine Hinweise auf Einflüsse der PV-FFA auf das Zuggeschehen, wie Meideverhalten oder Irritationen von Zugvögeln (z.b. Flugrichtungsänderungen. Es gab auch im Rahmen regelmäßiger Beobachtungen und Begehungen keine Hinweise auf mögliche Schädigungen von Individuen bzw. Totfunde oder Anflugopfer innerhalb wie außerhalb der Anlagen. Zwar stellen die Module im Prinzip Hindernisse dar und bergen damit eine grundsätzliche Kollisionsgefahr, insbesondere in Verbindung mit denkbaren Reflexionen. Aufgrund der Ausrichtung der Module zur Sonne (i.d.r. 30 ) und dem Abstand zu Gehölzbeständen sind aber irritierende Widerspiegelungen von Habitatelementen (Gebüsche, Bäume etc.) auf den Modulflächen, die Vögel zum Anflug motivieren könnten, nicht möglich. Relevant erscheinen die geäußerten Bedenken allerdings bei Vorhaben in der Nähe großer Vorkommen von Wasservögeln. Für diese Fälle besteht weiterer Forschungsbedarf. 247

249 Reproduktionsvermindernde Fehlleitung / Irritation von Wasserinsekten Wasserinsekten können aufgrund der Reflektion polarisierten Lichtes von PV- Modulen zur Eiablage angezogen werden [258]. Allerdings üben Paneele mit weißen Rahmen oder weißen Zellgrenzen innerhalb der Module weitaus weniger Anziehungskraft auf die untersuchte Insektengruppe aus als homogen schwarze Paneele [258]. Aufgrund der möglichen Beeinflussung der Reproduktionsraten der Insektengruppe könnte dieser Einfluss im Einzelfall eine Rolle spielen. Inwieweit die Einhaltung einer ausreichenden Distanz von geschützten Gewässern angeraten ist, ist jeweils im Einzelfall zu untersuchen. Entzug und Zerschneidung von Lebensräumen für Groß- und Mittelsäuger durch Abzäunung der Anlagen Die zum Diebstahlschutz vorzunehmende Umzäunung von Solarparks stellt für Groß- und Mittelsäuger eine Barriere dar und kann bei kilometerlanger Längsausdehnung neben dem Entzug des Lebensraumes zur Zerschneidung traditionell genutzter Verbundachsen und Wanderkorridore führen. Da für derartige Zäune bei den meisten bekannten PV-Vorhaben eine Bodenfreiheit von mind. 10 cm zum Boden festgelegt wird, besteht für Kleinsäuger und andere Kleintiergruppen wie bspw. Reptilien und Amphibien keine derartige Beeinträchtigung. Allerdings wird in einem Einzelfall von einer überraschenden Überwindung der Barriere berichtet. Rehen gelang es bei einer Bodenfreiheit des Zaunes von 10 cm in die Flächen des Solarpark Helmeringen I einzudringen. Offensichtlich war es dem Niederwild möglich, einen Zaunbereich mit einem etwas größeren Abstand zum Boden zu finden, diesen zu erweitern und hierdurch das Gelände als Unterstands- und Äsungsfläche aufzusuchen. Im Rahmen der Vorhabenplanung von Großvorhaben sollten mögliche Barriereeffekte vermieden werden, hierzu eignen sich die Aufteilung in separate Bauabschnitte, die Anpassung der Modulfelder und das Freihalten nicht umzäunter Durchlässe. Bodenverdichtung, -umlagerung und -versiegelung; Erosionsgefahr Während der Bauphase eines Solarparks ist z. T. mit erheblichen Belastungen des Bodens zu rechnen. Diese variieren je nach Anlagetyp, Aufständerungsmethode und Modulgröße. Insbesondere bei Vorhaben mit großen vorgefertigten Anlageteilen, die nur mit Autokränen aufgestellt werden können (z. B. Betonfertigfundamente, große Modulanlagen), ist mit einer deutlichen Bodenverdichtung zu rechnen. Daneben kann es zu Beeinträchtigungen durch die Umlagerung von Boden beim Bau der Kabelgräben und Fundamente sowie bei einer Modellierung des Geländes kommen. Derartige Bodenumlagerungen und -verdichtungen haben Änderungen der Vegetationszusammensetzung und damit auch Änderungen der gesamten Lebensraumbedingungen zur Folge. Die zu erwartende Versiegelung von Boden beschränkt sich bei Anlagen mit Schraub- oder Rammfundamenten im Wesentlichen auf die erforderliche Grundfläche für Betriebsgebäude und Erschließungsflächen. Hier kann von einem Versiegelungsgrad von max. 5% der Gesamtfläche ausgegangen werden. 248

250 Die Erosionsgefahr unterhalb einer PV-Anlage wird neben der Anordnung und Oberflächengröße der Module von der Standort- und Bodenart beeinflusst. So besteht auf bindigen Böden und an Hanglagen eine höhere Erosionsgefahr als auf wasserdurchlässigen Böden und ebenen Standorten. Besonders auf erosionsgefährdeten Ackerböden wird die Anlage eines Solarparks aber auch aufgrund der dauerhaften Vegetationsdecke ggf. zur Verminderung des Bodenabtrags führen. In gefährdeten Lagen sind bereits während der Vorhabenplanung Vorkehrungen zu treffen, z. B. die Anlage von Versickerungsrinnen. Störung der Vegetationsentwicklung durch Überdeckung bzw. Verschattung Die Ausprägung einer dauerhaften Vegetationsdecke unterhalb der Modulflächen wird aufgrund der Überdeckung bzw. Verschattung oftmals als gehemmt und damit auch die Erosionsgefahr als erhöht angesehen. Im Allgemeinen begrünen sich fertig gestellte Anlagenflächen vor allem auf ehemaligen Ackerflächen auch unter den Modulen rasch, wenn ein Mindestabstand von 80 cm zum Boden eingehalten wird. Dies gewährleistet einen ausreichenden Streulichteinfall, so dass großflächige vegetationsfreie Stellen weitgehend ausgeschlossen werden können. Zudem sorgen die kleinräumigen Unterschiede in den Standortbedingungen für ein vielfältiges Strukturmosaik, in dem verschiedenste Arten wie schatten- und halbschattentolerante Pflanzen neben lichtliebenden Arten auftreten können. So kann auch Bodenerosion durch fehlende Vegetationsdeckung weitgehend ausgeschlossen werden. Zudem bieten die im Vergleich zur Umgebung trockeneren, sandigen Stellen unterhalb der Module auch Kleinsäugern wie Mäusen geeigneten Lebensraum (Solarpark Gerbach). Andererseits kann beispielsweise bei einem trockenen, sandigen und mageren Boden die Vegetationsentwicklung nur langsam fortschreiten, was aber durchaus auch im Interesse des Naturschutzes sein kann. So entwickeln sich auf den sandigen Flächen des Solarparks Turnow-Preilack nach der tiefgreifenden Altlastenberäumung im Modulfeld sehr langsam Silbergrasfluren und Heidevegetation und bilden ein Mosaik mit den noch vegetationsfreien Offenlandbereichen. Störungen des Mikroklimas durch Wärmeabgabe aufgeheizter Module Im Regelfall erhitzen sich PV-Module auf Temperaturen bis 50 C, bei voller Leistung (Sonnenschein) können an der Moduloberfläche zeitweise Temperaturen von über 60 C auftreten. Untersuchungen zum Solarpark Gerbach ergaben, dass kein Gewächshauseffekt stattfindet, da innerhalb der Modulfelder weiterhin Luftaustausch- Prozesse ablaufen können. Zudem wurde festgestellt, dass sich die Lufttemperatur zwischen den Modulreihen und unter den Modulen nur geringfügig von der des umgebenden Offenlandes unterscheidet. Insbesondere unterhalb der Module ist die Lufttemperatur geringer als im Vergleich zur Umgebung. Dieser Effekt lässt sich auf die Schattenwirkung unter den Paneelen zurückführen, die vergleichbar mit dem Schatten unter Bäumen ist. Das Mikroklima unterhalb der Modultische ist daher durchaus mit klimatischen Verhältnissen zu vergleichen, die auch in der unbebauten Landschaft auftreten können. Erhebliche Beeinträchtigungen sind diesbezüglich ausgeschlossen. 249

251 Störung des Menschen durch Reflexblendungen Solarmodule reflektieren einen Anteil des einfallenden Lichtes, wodurch starke Blendungen des Menschen befürchtet werden. Die Lichtreflexion kann zwar zu störenden Reflexblendungen führen. Allerdings greift hier das Prinzip Einfalls- gleich Ausfallswinkel, so dass die für den Menschen relevanten Blendungen zeitlich und örtlich sehr begrenzt auftreten (meist nur bei tief stehender Sonne). Zudem wird aufgrund der stark Licht absorbierenden Eigenschaft der Module nur ein Bruchteil der einfallenden Strahlung reflektiert [259]. Daneben ist schon in kurzer Entfernung von wenigen Dezimetern nicht mehr mit intensiven Blendeffekten zu rechen. Auch aus Beispielen von bestehenden Anlagen in der Nachbarschaft von Flugplätzen ist nicht bekannt, dass sicherheitsrelevante Beeinträchtigungen des Flugbetriebes durch Reflexblendungen von den Anlagen ausgehen. So wird beispielsweise seit 2004 auf dem südlichen Teil des Flughafengeländes Saarbrücken parallel zur Start- und Landebahn ein Solarpark mit einer Leistung von 4,2 MW betrieben. Auch von Anlagen auf Lärmschutzwänden entlang von stark befahren Straßen sind Blendwirkungen bisher nicht bekannt. Störung des Menschen durch elektromagnetische Felder Solarparks kommen als mögliche Erzeuger von elektromagnetischen Feldern ( Elektrosmog ) in Frage. Derartige elektromagnetische Wellen entstehen durch Wechselstrom. Solarzellen erzeugen jedoch zunächst Gleichstrom, der erst in den Wechselrichtern zu Wechselstrom transformiert und zu den Trafostationen weitergeleitet wird. Insgesamt entstehen im Bereich des Solarparks nur sehr schwache Gleich- bzw. Wechselfelder. Da zudem die unmittelbare Umgebung der Wechselrichter/Trafostationen keine Daueraufenthaltsbereiche von Menschen darstellen, ist nicht mit relevanten Auswirkungen auf die menschliche Gesundheit zu rechnen Einschätzung der aktuell diskutierten Auswirkungen Hinsichtlich Intensität, räumlicher Reichweite und zeitlicher Dauer können die von einem Solarpark ausgehenden Wirkungen in Abhängigkeit von den Merkmalen der verschiedenen Anlagen voneinander abweichen und sind letztendlich einzelfallabhängig zu beurteilen. Konflikte mit den Belangen des Naturschutzes sind vor allem bei einer unsachgerechten Standortwahl zu erwarten (z. B. bei Beanspruchung von Rastund Nahrungshabitaten von Zugvögeln) oder bei großflächiger kompakter bzw. undurchlässiger Ausdehnung (z.b. durch eine Zerschneidung von Lebensräumen). Bei PV-Anlagen, die auf naturschutzfachlich weniger wertvollen Standorten (Intensiväcker, stark vorbelastete Konversionsstandorte) entstehen, ist das Konfliktpotenzial auch aufgrund der Vorbelastungen dagegen i. d. R. gering. Mit zunehmender Größe steigt die technische Überprägung der betroffenen Flächen und erreicht landschaftsbestimmendes Niveau, so dass von stärkeren Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes auszugehen ist. Dabei ist immer zu berücksichtigen, dass die Anlagen aufgrund der geringen Anlagen- 250

252 höhe im ebenen Gelände nur aus unmittelbarer Nachbarschaft wahrgenommen werden. Die Einsehbarkeit steigt allerdings unter ungünstigen Standortbedingungen in bewegtem Gelände deutlich an; auf landschaftstypische Strukturen aufsetzende Sichtschutzpflanzungen können hier die Eingriffsintensität verringern. Die Barrierewirkung aufgrund der Umzäunung schafft Zäsuren in der Landschaft, die zumindest für Großsäuger nicht durchlässig sind. 7.3 Analyse von Bauleitplanverfahren im Hinblick auf die Minderung anlagenbezogener Umweltauswirkungen Vorgehensweise und Ergebnisse Im Leitfaden zur Berücksichtigung von Umweltbelangen bei der Planung von PV-Freiflächenanlagen [260] erfolgte mit Stand 2007 eine erste umfassende Darstellung der potenziellen Umweltauswirkungen von PV- Freiflächenanlagen. Neben verfahrensrechtlichen Hinweisen für das Bebauungsplanverfahren wurden auch Empfehlungen für naturschutzfachliche Maßnahmen zur Vermeidung und zur Kompensation der Auswirkungen gegeben. Gegenstand des aktuellen Vorhabens ist eine an Beispielen vorgenommene Überprüfung der Vorgehensweisen zur Ermittlung des Eingriffsumfangs und der Vermeidung und Kompensation solarparkspezifischer Auswirkungen. Dabei werden ggf. berücksichtigte FFH-rechtliche und artenschutzrechtliche Zusammenhänge hervorgehoben. 19 Fallbeispiele aus den Jahren 2005 bis 2010 wurden ausgewählt und ausgewertet. Die Beurteilungsgrundlage war jeweils der Satzungsbeschluss für den vergütungsrechtlich obligatorischen Bebauungsplan. Die Unterlagen waren öffentlich zugänglich oder wurden auf Anfrage von Landkreisen und Planungsbüros zur Verfügung gestellt. Es handelt sich entsprechend der geltenden Vergütungsbestimmungen um Anlagen auf Acker- und Konversionsflächen unterschiedlicher Größe. Tab. 7-4 zeigt eine zusammenfassende Gegenüberstellung der Beeinträchtigungen sowie den dazu häufig vorgesehenen Vermeidungs- und Ausgleichsmaßnahmen. Die Auswertungsergebnisse sind der Anlage 9.3 zu entnehmen. 251

253 Tab. 7-4: Zusammenfassung der Auswirkungen und getroffenen Vermeidungs- und Kompensationsmaßnahmen nach den Schutzgütern der Umweltprüfung Gegenständliche Auswirkung Schutzgut Tiere Erschwerte Durchlässigkeit für Säugetiere bzw. Niederwild durch Einzäunung Bau- und anlagebedingter Lebensraumbeeinträchtigung bzw. -verlust Schutzgut Pflanzen Verlust / Beeinträchtigung von Offenlandbiotopen Verlust / Beeinträchtigung von Gehölzstrukturen Schutzgut Boden Flächenversiegelung und Verdichtung, Flächeninanspruchnahme (*) Schutzgut Wasser Keine Schutzgut Landschaft / Landschaftsbild Störung des Landschaftsbildes durch ein landschaftsfremdes technisches Bauwerk Schutzgut Klima / Luft Mikroklimatische Veränderungen der Standortverhältnisse (*) Vermeidungs- (V) und Ausgleichsmaßnahme (A) Minimierung der Einzäunung (V) Kleintierdurchlässigkeit der Einzäunungen (Bodenabstand 10 bis 20 cm) (V) Bauzeitenregelung (V) Anlage von Habitatstrukturen (Maßnahme auch in Kombination mit dem Schutzgut Landschaftsbild und Schutzgut Pflanzen) (A) Anlage von Offenlandbiotopen außerhalb der Vorhabenfläche, z. B. extensiv genutztes Grünland (A) Anlage von Gehölz- und Heckenstrukturen (Maßnahme auch in Kombination mit dem Schutzgut Landschaftsbild und Schutzgut Tiere) (A) Beschränkung des ohnehin geringen Versiegelungsgrades (V) Minimierung von Geländebewegungen, Erdarbeiten, Bodenverdichtung während der Bauphase (V) Schutzgut Mensch (Teilfunktionen Wohnen und Erholung) Keine - Schutzgut Kultur- und Sachgüter Keine - Anlage von Hecken- und Gehölzpflanzungen zur optischen Einbindung in den Landschaftsraum und als Sichtschutz (Maßnahme auch in Kombination mit dem Schutzgut Pflanzen und Tiere) (A) Schnelle Wiederbegrünung im Zuge und nach der Bauphase (A) (V) = Vermeidungsmaßnahme, (A) = Ausgleichsmaßnahme (*) = Überwiegend keine oder geringe Beeinträchtigung und wurde selten vertiefend betrachtet Schutzgut Tiere und Pflanzen, Biologische Vielfalt Zum Standardprogramm eines landschaftspflegerischen Planbeitrags gehört die Erfassung der Brutvorkommen von Vögeln. Die Flächeninanspruchnahme von Brut- und Nahrungsflächen ist eine der wichtigsten Wirkungsarten von Solarparks und war bei 14 von 19 Fallbeispielen Gegenstand der Maßnahmenplanung. Auf Ackerflächen zeigt sich dabei regelmäßig die Betroffenheit von Offenlandbrütern wie die Feldlerche. Die Bedeutung der Flächen für Insekten, Fledermäuse oder Amphibien und deren mögliche Beeinträchtigungen werden nur fallweise untersucht. Im Re- 252

254 gelfall sind diese Artengruppen auf landwirtschaftlichen Flächen nicht betroffen, anders als auf Konversionsflächen. Maßnahmen zur Vermeidung baubedingter Beeinträchtigungen infolge der Tötung von Tieren während der Baufeldräumung werden insbesondere aus artenschutzrechtlicher Sicht geprüft. Die Begrenzung der Bauzeiten außerhalb der Brutperiode zwischen März und September (gemäß 39 BNatSchG) gehört zu den üblichen Vermeidungsmaßnahmen. Die Barrierewirkung und erschwerte Durchlässigkeit der Zaunanlagen für Säugetiere wird regelmäßig konstatiert und durch Freihalten eines Bodenabstandes zwischen 10 bis 20 cm zumindest für Kleinsäuger vermieden. Mögliche Reflexionen der PV-Module werden regelmäßig angesprochen und entsprechend des Kenntnisstandes nicht als erheblich qualifiziert. Im Einzelfall wird der Verzicht auf die großflächige nächtliche Beleuchtung der Anlagen bzw. die Verwendung von Kaltstrahlern zum Schutz von Tieren in Betracht gezogen. Zum Ausgleich der ggf. verloren gegangenen Funktionen und Strukturen werden zum Ausgleich der verlorenen Brut- und Nahrungsflächen regelmäßig unmittelbar benachbart extensiv genutzte Offenland- oder Gehölzstrukturen (vgl. Schutzgut Pflanzen) angelegt. Im Einzelfall wurden in der Nachbarschaft Trittsteinbiotope (Steinhaufen, Altholzstapel) angelegt oder Vogelnist- und Fledermauskästen aufgehängt. Für das Schutzgut Pflanzen ist die Flächeninanspruchnahme und der damit verbundene Verlust von Biotopstrukturen relevant. Nach Art des Standorttyps, hier Acker- oder Konversionsfläche, fällt die Art der prognostizierten Beeinträchtigungen unterschiedlich aus. Auf Ackerflächen wird das Schutzgut Pflanzen in der Regel nicht beeinträchtigt. Aufgrund des vergütungsrechtlich vorgesehen Etablierens von Grünland wird eine Verbesserung der Situation für das Schutzgut Pflanzen angenommen, die aufgrund der meist extensiven Pflege der Flächen eindeutig zu einer positiven Bilanz am Eingriffsstandort und zur naturschutzfachlichen Verbesserung im Vergleich zur Vornutzung. Weniger vergleichbar ist die Situation auf Konversionsflächen. Die häufig vorgesehene Kompensationsmaßnahme ist die Ansaat bzw. Entwicklung von extensiv genutztem artenreichen Grünland oder die gezielte Entwicklung von spezifischen Sukzessionsflächen. Im Baufeld ist üblicherweise eine schnelle Wiederbegrünung vorgesehen. Auf diese wird im Einzelfall verzichtet, wenn naturschutzfachlich besondere Standortvoraussetzungen und Habitatvoraussetzungen erhalten oder gezielt entwickelt werden sollen. Bei allen Vorhaben, die in ehemals militärischen Liegenschaften entwickelt werden, spielt das Entwicklungsziel der Etablierung von Offenlandbiotopen eine maßgebende Rolle. In den Randbereichen und unter Verzicht auf potenzielle Modulflächen werden ggf. auch schattenspendende Strukturen wie Gehölzinseln und Heckenstrukturen erhalten (Vermeidung) bzw. etabliert vorgesehen. Insbesondere auf Ackerflächen werden Brutplätze und biologischer Trittsteine erhalten bzw. geschffen. Ebenso gelingt damit häufig die optische Einbindung der Anlage in die Landschaft. 253

255 Schutzguter Boden / Wasser Die Schutzgüter Boden und Wasser spielen für die Beurteilung des Vorhabens in der Regel eine geringe Rolle. Baubedingte Beeinträchtigungen wie Flächeninanspruchnahme (z. B. durch Baustelleneinrichtungsflächen, Zuwegungen) und die Verdichtung von Boden wird als vorübergehend dargestellt. Die Versiegelung im Baufeld durch aufgestellte Module, Wechselrichterhäuschen und Wege, die rechnerisch meist deutlich unter 5% liegt, spielt zumeist keine Rolle bei der Beurteilung des Eingriffs. Die schnelle Wiederbegrünung vermeidet auf Ackerflächen die mögliche Bodenerosion. Der Rückzug der Intensivlandwirtschaft vermeidet die typischen Stoffeinträge und führt insgesamt für den Bodenschutz zu einer positiven Bilanz. Schutzgut Landschaft / Landschaftsbild Für das Schutzgut Landschaft bzw. Landschaftsbild wird regelmäßig eine die Beeinträchtigung des Landschaftsbildes berücksichtigt. In den Randbereichen der Vorhabenflächen werden Hecken- und Gehölzstrukturen vorgesehen. Im Zusammenhang mit dem Schutzgut Mensch werden die Störung von Sichtbeziehungen zu angrenzenden Siedlungsbereichen, mögliche Störungen durch Reflexionen und die Beeinträchtigungen der Erholungsfunktion im Umfeld der Anlage durch vergleichbare Maßnahmen gemindert. Schutzgut Klima / Luft Vereinzelt werden in den Antragsunterlagen mikroklimatische Veränderungen der Standortverhältnisse als Beeinträchtigungen konstatiert. Auf Ackerflächen wird die schnelle Wiederbegrünung während der Bauphase als geeignete Maßnahmen eingestellt. Kultur- und Sachgüter In keinem der untersuchten Fälle gab es Betroffenheiten dieses Schutzgutes Zusammenfassende Beurteilung Die beispielhaften Auswertungen der Unterlagen zum Bauleitplanverfahren zeigen, dass der Bebauungsplan sich als Zulassungsvoraussetzung für PV- Freiflächenanlagen etabliert hat. Die für alle Bebauungspläne bestehende Pflicht zur Durchführung einer Umweltprüfung gewährleistet, dass eine Berücksichtigung der Umweltbelange regelmäßig sichergestellt ist und ggf. bestehende Beeinträchtigungen frühzeitig dargelegt werden können. Die Bestimmungen des BNatSchG insbesondere zur Eingriffsregelung und zur Artenschutzprüfung werden beachtet. Die im Rahmen des Bebauungsplanverfahrens durchgeführte Projektplanung bis hin zur Zulassungsreife mit Umweltprüfung gewährleistet, dass die regelhaft auftretenden naturschutzfachlichen Konflikte durch geeignete Maßnahmen in aller Regel gelöst werden können. 254

256 7.4 Räumliche Steuerungswirkung und Zielbezogenheit des EEG Ziel des Kapitels ist die Untersuchung, ob die Freiflächenkriterien geeignet sind, dem gesetzlichen Zielanspruch des EEG zu genügen, nämlich zusätzliche Beeinträchtigungen von Natur und Landschaft insbesondere dadurch zu vermeiden, dass bereits ökologisch geschädigte, funktional eingeschränkte oder vorbelastete Standorte genutzt werden und ggf. sogar zu ihrem Vorteil entwickelt werden. Die möglichen Nachteile durch die Sonnenenergienutzung sollen damit möglichst gering gehalten werden Vergütungskriterien des EEG EEG bis Juni 2010 Auf der freien Fläche installierte Solaranlagen können die Umwelt beeinträchtigen. Um dem entgegenzuwirken, hat der Gesetzgeber die Vergütung von Strom aus Freiflächenanlagen an verschiedene Voraussetzungen gekoppelt. Mit den Bedingungen und Anforderungen des 32 Abs. 2 und 3 EEG 2009 (bzw. 11 Abs. 3 und 4 EEG 2004) soll eine umwelt- und naturschutzbezogene Steuerung der Auswahl unbebauter Flächen ermöglicht werden. Die Vergütung kann nur in Anspruch genommen werden, wenn die Anlage im Geltungsbereich eines Bebauungsplanes (B-Plans) nach 30 BauGB oder auf einer planfestgestellten Fläche nach 38 BauGB errichtet wird. Für Anlagen, die nach dem im Geltungsbereich eines B- Plans errichtet wurden bzw. werden, kann die Vergütung nur in Anspruch genommen werden, wenn die genutzten Flächen versiegelt waren, Konversionsflächen wirtschaftlicher und militärischer Nutzung darstellen oder zum Zeitpunkt des B-Plan-Beschlusses Grünland aufweisen, das in den drei vorangegangenen Jahren als Ackerland genutzt worden war. Durch die im Rahmen eines Bauleitplanverfahrens obligatorischen Instrumente der Umweltprüfung und der Eingriffsregelung soll die Vermeidung der Inanspruchnahme ökologisch sensibler Flächen gewährleistet werden. Mit der Präferenz für versiegelte Flächen soll dem Bodenschutz entsprochen und der Zunahme des Flächenverbrauchs entgegen gewirkt werden. Als Konversionsflächen gelten vorbelastete Standorte, auf denen die negativen Folgen der vorhergehenden militärischen oder wirtschaftlichen Nutzung noch fortdauern. An die inzwischen von der Vergütung ausgeschlossene Präferenz von Ackerflächen war die Bedingung geknüpft, sie als Grünland zu nutzen und damit zur Verminderung der Bodenerosion und der Verbesserung der Aufnahmefähigkeit von Niederschlagswasser beizutragen. 35 Vgl. die offizielle Begründung zu dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare- Energien-Gesetz EEG) vom 21. Juli 2004 BGBl I S. 1918; weiterhin die entsprechenden Passagen zu 32 in den Gesetzeskommentaren, z.b. Reshöft 2009, Altrock et al

257 Über die Vergütungshöhe begünstigt der Gesetzgeber zudem die Errichtung von Solaranlagen an und auf Gebäuden und räumt ihr damit einen gewissen Vorrang ein. 1. EEG-Änderungsgesetz v Das EEG wurde mit dem 1. EEG-Änderungsgesetz vom angepasst. Wesentliche Änderungen betrafen Degressionsentscheidungen sowie hier zu betrachten die Flächenkriterien des 32 Abs. 3 EEG (neue oder ergänzte Merkmale wurden von den Autoren hervorgehoben): Für Strom aus einer Anlage nach Absatz 2, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplans errichtet wurde, der zumindest auch zu diesem Zweck nach dem 1. September 2003 aufgestellt oder geändert worden ist, besteht die Vergütungspflicht des Netzbetreibers nur, wenn sich die Anlage 1. auf Flächen befindet, die zum Zeitpunkt des Beschlusses über die Aufstellung oder Änderung des Bebauungsplans bereits versiegelt waren, 2. auf Konversionsflächen aus wirtschaftlicher, verkehrlicher, wohnungsbaulicher oder militärischer Nutzung befindet, 3. auf Grünflächen befindet, die zur Errichtung dieser Anlage in einem vor dem 25. März 2010 beschlossenen Bebauungsplan ausgewiesen sind und zum Zeitpunkt des Beschlusses über die Aufstellung oder Änderung des Bebauungsplans in den drei vorangegangenen Jahren als Ackerland genutzt wurden, und sie vor dem 1. Januar 2011 in Betrieb genommen wurde oder 4. auf Flächen befindet, die längs von Autobahnen oder Schienenwegen liegen, und sie in einer Entfernung bis zu 110 Metern, gemessen vom äußeren Rand der befestigten Fahrbahn, errichtet wurde. Die Konversionsflächen werden in der Begrifflichkeit erweitert. Während der Anlagenstandort bisher auf militärische und wirtschaftliche Vornutzungen zurückzuführen war, werden nun ausdrücklich auch verkehrliche und wohnungsbauliche Vornutzungen erfasst. Damit dürfte diese Kategorie begrifflich weitgehend vollständig erfasst sein. Die Gesetzesbegründung lässt eine stärkere Ausrichtung des Konversionsbegriffs auf ökologisch vorbelastete Standorte erkennen. Die Freiflächenkategorie der Ackerfläche ist von der Vergütung ausgeschlossen mit der Ausnahme, dass der Bebauungsplan vor dem beschlossen wurde und die Inbetriebnahme vor dem erfolgt ist. Der Gesetzesbegründung ist zu entnehmen, dass Ackerböden zunehmend der landwirtschaftlichen Nutzung entzogen wurden. Die verstärkt aufgetretene Konkurrenz zwischen der Nutzung von Ackerflächen zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion und zur Stromerzeugung aus Photovoltaikanlagen wurde damit zu Gunsten der Nahrungs- und Futtermittelproduktion entschieden. Zudem solle einem bedenklichen zusätzlichen Landverbrauch entgegengewirkt werden [261]. Der Ausschluss der Ackerflächen erfolgte nicht aus ökologischen Gründen. Ackerflächen sind nur noch vergütungsfähig, wenn sie an Autobahnen und Schienenwege heranreichen. 256

258 Eine neue Kategorie definiert Flächen, die sich längs von Autobahnen und Schienenwegen bis zu 110 m Entfernung befinden ( Seitenrandflächen ). Laut Gesetzesbegründung sind diese Flächen durch Lärm und Abgase des Straßen- und Schienenverkehrs belastet und daher zu einem großen Teil sowohl wirtschaftlich als auch ökologisch weniger wertvoll, die Nutzung dieser Flächen zur Solarstromerzeugung daher sinnvoll ([261]; und Teilkapitel ) Freiflächenanteil im Verhältnis zu Dachanlagen Von Beginn an definiert das EEG einen grundsätzlichen Vorrang der Nutzung von Dachflächen gegenüber der Freiflächennutzung. Dies soll durch die Differenzierung der Vergütungen erreicht werden. Das Freiflächensegment sollte dabei vor allem eine Anstoßfunktion für die angestrebte Kostensenkung zukommen und war daher sogar im EEG 2004 in der Vergütung neuer Anlagen zwischenzeitlich auf 2014 befristet gewesen [262]. Im Zuge der ökologischen Bewertung des EEG 2004 wurde entsprechend im Berichts-Update [263] festgestellt: Die statistischen Zahlen belegen, dass die gewünschte Vorrangstellung von bauwerksbezogenen Solaranlagen gegenüber Freiflächenanlagen nicht in Frage steht. Über 95% der im Zeitraum des EEG 2004 neu installierten Leistung wurde auf Dachflächen und anderen gebäudebezogenen Flächen produziert. Dies entspricht den Belangen des Freiflächenschutzes und damit dem generellen Ziel der Vermeidung von Beeinträchtigungen von Natur und Landschaft. Ein Anteil der Freiflächenanlagen von bis zu 10% am Gesamtzubau galt seitens des BMU mit den Zielen des Freiflächen- und Naturschutzes vereinbar. Die statistischen Auswertungen zum Erfahrungsbericht (s. Kap. 1) zeigen, dass es zwischen 2004 und 2008 ein kontinuierliches Ansteigen des Anteils der PV-Freiflächenkapazitäten am jährlichen Gesamtzubau gab. Mit der Verdoppelung des Gesamtzubaus des Vorjahres in 2009 ist dann der Anteil der Freiflächen sprunghaft auf rund 18% gestiegen, und auch im Jahr 2010 liegt der Freiflächenanteil bei 15%. Im Bestand liegt der Leistungsanteil der Freiflächenanlagen bei knapp 14%, so dass zwar weiterhin eine eindeutige Ausrichtung des Ausbauschwerpunkts der solaren Strahlungsenergie auf baulichen Anlagen und Gebäuden liegt, der angestrebte maximale Anteil von 10% jedoch überschritten wurde. Mit dem Ausschluss der Vergütung für Anlagen auf vormaligen Ackerflächen im EEG 2010 hat der Gesetzgeber eine klare Position zur Begrenzung der PV-Freiflächenanlagen auf der Freifläche gezogen. Er kann sich damit auch auf seine ursprünglichen gesetzlichen Absichten und die Rolle der Freiflächen beziehen (s.o.). Gleichwohl ist aus aktueller Sicht darauf hinzuweisen, dass in der Diskussion um die Notwendigkeit des noch stärkeren Ausbaus der Erneuerbaren Energien die Freiflächen ein erhebliches Potenzial für die Nutzung der solaren Strahlungsenergie bergen. Soll die Photovoltaik hier auch künftig eine maßgebliche Rolle spielen, sind Freiflächen weiterhin angemessen zu befördern. Entsprechend gedeutet wurde bereits die Entscheidung, mit dem EEG 2010 die Befristung des Vergütungsanspruchs für Strom aus Freiflächenanlagen aufzuheben, so dass auch nach Ende des Jahres 2014 Freiflächenanlagen in Deutschland gebaut werden können. 257

259 7.4.3 Wirksamkeit der Freiflächenkriterien bezogen auf die Marktakzeptanz der Kategorien Die Entwicklungen bei den Freiflächenanlagen zeigen, dass das EEG in seiner räumlichen Steuerungsfunktion unmittelbar Wirkung zeigt. Seitdem sich dieses PV-Segment auf dem Markt entwickelt, werden die möglichen Projektstandorte nach den Kriterien des EEG beurteilt und ansonsten aufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit nicht weiter verfolgt. Somit kann die Fähigkeit des EEG, den Zubau über die Zuordnung einer auskömmlichen Vergütung auf die gewollten Flächenkriterien zu orientieren und über die obligatorische Vorgabe des Bebauungsplan ortsbezogen zu lenken, als bestätigt gelten und wäre aus diesem Grund nicht weiter zu vertiefen. Aus der Initialphase der Freiflächenanlagen zwischen 2004 und 2007 bis dahin waren erst rd. 150 Anlagen realisiert sind Auseinandersetzungen über die Vergütungsfähigkeit der Anlagen kaum bekannt. Diese Situation hat sich zwischenzeitlich geändert. Verschiedene Gründe führten zu Auseinandersetzungen über die Vergütungsfähigkeit von Freiflächenanlagen, hier insbesondere im Zusammenhang mit der Definition der Konversionsfläche, aber auch zu Abgrenzungen im Hinblick auf Anlagen auf baulichen Anlagen. Begrifflich-planungstechnische Abgrenzungsprobleme und verspätete Klärungsanfragen bei den Strom abnehmenden Netzbetreibern führten zu Rechtsstreitigkeiten, mit denen sich dann im Einzelfall oder auch aufgrund offensichtlicher Missstände die Clearingstelle EEG und die Gerichte auseinanderzusetzen hatten. Die regional recht ungeordnete Entwicklung beim Zubau von Anlagen auf Ackerflächen zeigt darüber hinaus, dass die räumliche Grob -Steuerung des EEG im Sinne einer raumverträglichen Gesamtentwicklung nachgesteuert werden muss. Die dafür vorhandenen Instrumente der regionalen und kommunalen Gesamtplanung waren zunächst noch nicht adäquat auf die durch das EEG initiierten dynamischen Entwicklungen eingestellt. Die Entscheidung des Gesetzgebers mit dem EEG 2010, die Ackerflächen von der Vergütung auszunehmen, dürfte das Problem der raumverträglichen Steuerung auf 17 Mio. ha Ackerflächen in Deutschland trotz eines letzten Booms der Ackeranlagen 2009 und 2010 vorerst gelöst haben. Gleichwohl ist zusammenfassend festzuhalten, dass abgesehen von Differenzen bei der korrekten Ansprache von Konversionsflächen (s. Clearingstelle EEG 2010 [264]) sowie von einzelnen Vergütungsentscheidungen und Entscheidungen aus der Frühphase der Freiflächenregelung (2004/2005) bisher keine Vorhaben bekannt geworden sind, die nicht den Vergütungskriterien des EEG entsprechen. Mit dem Erreichen der Marktpreisfähigkeit des Solarstroms und auch der Verfügbarkeit individueller Absatzmöglichkeiten für den erzeugten Strom ist in den nächsten Jahren allerdings zu erwarten, dass der Zubau von PV- Freiflächenanlagen nicht ausschließlich unter EEG-Bedingungen erfolgen wird. Damit ergeben sich bereits heute Begründungen dafür, die räumliche Steuerung durch die Regional- und Flächennutzungsplanung auf EEGunabhängige Ansiedlungsinteressen weiter zu entwickeln. 258

260 7.4.4 Zielbezogenheit der Freiflächenkriterien des EEG 2009 Unabhängig von der generellen Steuerungsfunktion des EEG ist zu beurteilen, ob die im EEG festgelegten Vergütungskriterien im Sinne der Umweltund Naturschutzbelange wirksam sind und damit den ökologischen Zielen des EEG entsprechen. Ebenso wie die Voraussetzung eines gültigen Satzungsbeschlusses für einen Bebauungsplan dienen die Freiflächenkriterien dazu, sicher zu stellen, dass ökologisch sensible Flächen nicht überbaut werden und eine möglichst große Akzeptanz in der Bevölkerung vor Ort erreicht werden kann. Entsprechend hat der Gesetzgeber mit zunehmendem Konkretisierungsgrad seiner Bestimmungen zu den PV-Freiflächenkriterien über das EEG in den Fassungen 2004, 2009 und 2010 erkennen lassen, dass 1) ökologisch sensible Flächen und Standorte geschützt werden sollen und 2) Flächen und Standorte, die durch bestimmte Nutzungen in ihrem ökologischen Wert beeinträchtigt oder vorbelastet sind, als Standorte bevorzugt genutzt werden sollen. Versiegelte Flächen Die Umsetzung von Anlagen auf versiegelten Flächen nimmt in den statistischen Auswertungen der Freiflächenanlagen immer einen nachgeordneten Rang ein. Dies liegt unter anderem daran, dass im Einzelfall auch eine Situation besteht, die eine Zuordnung der Vergütung unter Bezugnahme auf das Vorhandensein einer baulichen Anlage zulässt. Daher wird auch Strom aus Anlagen an Straßen, Stellplätzen, Deponieflächen, Aufschüttungen, Lagerund Abstellplätze und ähnlichem vergütet. Diese Unterscheidung ist aber umweltfachlich nicht relevant und daher nicht weiter zu vertiefen. Es steht außer Zweifel, dass PV-Anlagen auf derartigen Flächen in Hinsicht auf eine bestehende Vorbelastungssituation grundsätzlich gegenüber anderen Standorten zu bevorzugen sind. Durch die vorhandene Versiegelung werden die Funktionen des Bodens als Bestandteil des Naturhaushalts mit seinem Wasser- und Nährstoffkreisläufen, Filter-, Puffer- und Stoffumwandlungseigenschaften und für den Schutz des Grundwassers dauerhaft beeinträchtigt. Insbesondere bauliche Anlagen erfüllen das Kriterium der Versiegelung. Konversionsflächen Eine Konversationsfläche im Sinne des EEG liegt laut Gesetzesbegründung vor, wenn die Auswirkungen der ehemaligen militärischen oder wirtschaftlichen, hinzugekommen mit EEG 2010 auch der verkehrlichen oder wohnungsbaulichen Nutzung, noch fortwirken. Eine lange zurückliegende Nutzung, die keine Auswirkung mehr auf den Zustand der Flächen hat, ist nicht ausreichend. Zu Konversionsflächen werden in den gesetzlichen Begründungen Abraumhalden, ehemalige Tagebaugebiete, Truppenübungsplätze und Munitionsdepots gezählt [262]. Aufgrund zahlreicher Definitions- und Abgrenzungsprobleme im Hinblick auf den Konversionsbegriff, hier insbesondere auf das erforderliche Ausmaß einer noch fortwirkenden und den Standort prägenden Vornutzung und das Zutreffen der Voraussetzung von Umweltbeeinträchtigungen, ist zwischenzeitlich eine intensive Begriffsklärung durchgeführt worden. 259

261 Zusammengefasst und weitgehend geklärt wurde der Sachverhalt bezogen auf die Konversionsflächen aus militärischer und wirtschaftlicher Vornutzung von der Clearingstelle EEG [264]. Demnach ist erste Voraussetzung für die Qualifizierung einer Fläche als Konversionsfläche, dass der ökologische Wert der Fläche infolge der ursprünglichen Nutzung schwerwiegend beeinträchtigt ist. Maßgeblich ist dabei, ob sich der ökologische Wert der Fläche aufgrund der spezifischen Vornutzung schlechter darstellt als vor dieser bzw. ohne diese Nutzung. Dabei ist der Zustand sämtlicher Schutzgüter der Umwelt relevant. Die Clearingstelle zählt Flächentypen bzw. Flächencharakteristika auf, bei denen anzunehmen ist, dass eine Konversionsfläche im Sinne des EEG vorliegt. Das sind z. B. Flächen, bei denen die Existenz oder der hinreichende Verdacht von Altlasten oder schädlichen Bodenveränderungen im bodenschutzrechtlichen Sinne gegeben ist. Ebenso zählen hierzu Flächen mit Kampfmitteln oder solche, bei denen noch eine spezielle gesetzliche Überwachung nach Betriebseinstellung aufrechterhalten wird. Hinzu kommen Flächen, auf denen schädliche Bodenveränderungen im Sinne des Bundesbodenschutzgesetzes nachgewiesen werden können. Für die Abgrenzung konkreter Anlagenstandorte sind zudem die Empfehlungen 5 und 6 der Clearingstelle [264] hilfreich. Entsprechend Empfehlung 5 ist für die Entscheidung über das Zutreffen des Konversionskriteriums nicht die Aufstellfläche der einzelnen Solarstromanlagen im engeren Sinne entscheidend, sondern vielmehr die Konversionsfläche in ihrer Gesamtheit. Dabei ist die Konversionsfläche diejenige Fläche, die innerhalb der räumlichen Ausdehnung der ursprünglichen wirtschaftlichen oder militärischen Vornutzung auf der Grundlage des Bebauungsplans tatsächlich einer Nachnutzung zugeführt wird. In Empfehlung 6 wird der Fall präzisiert, dass eine schwerwiegende Beeinträchtigung des ökologischen Werts nur für Teile der tatsächlich einer Nachnutzung zugeführten Fläche gegeben sein kann. Es ist von einer Konversionsfläche auszugehen, wenn der überwiegende Teil der Fläche (d.h. mehr als 50% der Fläche) eine solche Beeinträchtigung aufweist. Hierzu sind durch einheitliche Merkmale gekennzeichnete Teilflächen zu bilden, als beeinträchtigt oder unbeeinträchtigt zu qualifizieren und einander gegenüberzustellen. Die Übertragbarkeit der Empfehlungen der Clearingstelle auf verkehrliche und wohnungsbauliche Konversionsflächen dürfte dabei gegeben sein. Die Kategorie der Konversionsflächen wurde auch schon vor dem rechtlichen Ausschluss der Ackerflächen zunehmend angenommen. Der absolute Zubau im Freiflächensektor betrug 2010 rund 30% (vgl. Kap. 1.2). Angesichts der bautechnischen Vorteile der Ackerflächen, die in der Regel auch einen geringeren Kostenaufwand verursachen, ist dies bemerkenswert. Auffällig ist, dass nicht zuletzt aufgrund des insgesamt höheren Flächenangebotes der Anteil der Anlagen auf Konversionsflächen mit rd. 60% in der Summe der Bundesländer Brandenburg, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Mecklenburg- Vorpommern erheblich höher ist. Wenn Anlagen auf Konversionsflächen errichtet werden, besteht zudem ein besonderer und dem EEG im engeren Sinne nicht zurechenbarer, aber die Gesetzesphilosophie unterstützender Effekt: Über die jeweiligen baurechtlichen Genehmigungsverfahren wird in aller Regel erreicht, dass mit Kampfmitteln oder auch Altlasten belastete Flächen derart saniert werden müssen, 260

262 dass die geltenden Sicherheitsbestimmungen für Bau und Betrieb der Anlage eingehalten werden können. So führt der Bau von Solarparks auf ehemaligen militärischen Übungsplätzen zu einer vollständigen Kampfmittelberäumung der Bauflächen und in Einzelfällen auch der für die naturschutzfachliche Kompensation des Eingriffs erforderlichen Flächen. Soweit betrachtet entspricht die Nutzung militärischer und wirtschaftlicher Konversionsflächen den Zielen des Natur- und Umweltschutzes, die räumliche Steuerungswirkung des EEG könnte umfassend positiv bewertet werden. Allerdings entsteht ein Zielkonflikt auf militärischen, aber auch anderen Konversionsflächen wie ehemaligen Abwasserrieselfeldern häufig dann, wenn die Flächen aufgrund ihrer besonderen Art- und Biotopvorkommen einen herausragenden Wert für den Naturschutz bekommen haben und deshalb großflächig unter Schutz stehen. Die Gleichzeitigkeit des Zutreffens von erheblichen Umweltbeeinträchtigungen und besonderen Bedeutungsmerkmalen für den Naturschutz lässt eine eindeutige Zuordnung im Sinne des Konversionskriteriums des EEG nicht zu. In Kap wird der Aspekt der Naturschutzbedeutung von Konversionsflächen näher betrachtet und im Hinblick auf einen möglichen Ausschluss bestimmter naturschutzrechtlicher Schutzgebietskategorien kommentiert. Ackerflächen Die bis Juni 2010 geltende Vergütungsregelung des EEG für Strom aus Anlagen, die auf Grünflächen errichtet wurden, die zuvor mindestens drei Jahre als Ackerflächen genutzt wurde, zielte auf die ökologische Verbesserung derartiger Standorte ab. Dabei hängen die Wertigkeit des Ökosystems der Äcker und deren floristische und faunistische Diversität stark von der Bodenart und der Art und Intensität der Bewirtschaftung ab. Unter den heutigen intensiven Bewirtschaftungsformen handelt es sich bei Ackerflächen um suboptimale bis pessimale Lebensräume für nahezu alle Tierarten, die dennoch als Nahrungs- und Rastgebiete insbesondere für Vögel eine wichtige Rolle behalten haben [265]. Entsprechend kann die durch eine PV-Freiflächenanlage initiierte Umwandlung von Teilflächen der ausgeräumten artenarmen Agrarlandschaft in extensiv genutztes Grünland einen erheblichen ökologischen Aufwertungseffekt erzeugen. Hinzu kommt der positive Effekt aufgrund des Verzichts auf Düngung und Einsatz von Pflanzenschutzmitteln [247]. Als Alternative zu den Ackerflächen wird immer wieder das Grünland in die Diskussion möglicher PV-Standorte eingebracht. Unter den Gesichtspunkten des Umwelt- und Naturschutzes wäre die Nutzung von Grünland allerdings deutlich nachteiliger zu bewerten und hätte keinerlei ökologische Aufwertung zur Folge. Das Grünland gehört insbesondere in seinen extensiven Nutzungsformen zu den artenreichsten Biotoptypen in Mitteleuropa und ist infolge Nutzungsintensivierung in seinem Bestand durch Grünlandumbruch gefährdet [266]. Die Schaffung von Grünland durch PV-Anlagen auf Ackerflächen wäre in jedem Fall ökologisch günstiger. 261

263 7.4.5 Naturschutzfachliche Aspekte von militärischen Konversionsflächen Bedeutung für den Naturschutz Für den Naturschutz sind insbesondere die militärischen Konversionsflächen von besonderem Interesse. Die Naturstiftung David beschäftigt sich seit 2005 mit rd ha Militärflächen in Deutschland, die zu etwa gleichen Teilen aktiv und ehemalig genutzt sind. Es handelt sich vielfach um sehr große zusammenhängende Gebiete mit einem Komplex an Lebensräumen wie Heiden, Moore, naturnahen Wäldern oder weitgehend natürlichen Fließgewässer und Seen. David stellt fest, dass die Militärflächen vor allem wegen der offenen Lebensräume für den Naturschutz bedeutsam sind: nährstoffarme Heiden und Sandmagerrasen sind über viele Jahrhunderte infolge der Nutzung durch den Menschen entstanden [267]. Kennzeichnend für viele ehemals militärisch genutzte Standorte ist die ursprünglich bewusste Platzierung außerhalb innerörtlicher Siedlungsflächen und die Abschottung von benachbarten Siedlungen, um Militärübungen ungestört und ohne Gefährdung und Belästigung von Unbeteiligten durchführen zu können. Besonders gekennzeichnet sind diese Bereiche häufig durch Abgeschiedenheit, geringe Nutzungsintensität, Größe und Weitläufigkeit und damit verbunden häufig eine überregionale Biotopverbundfunktion sowie Vorkommen von sehr wertvollen Sonderstandorten. Die Naturschutzbedeutung kann daran abgelesen werden, dass bisher rd. 20% der Militärflächen in der Obhut von Naturschutzverbänden stehen. Große Flächenanteile stehen unter Naturschutz: Im Bundesland Brandenburg, das rd. 30% der bundesdeutschen Militärflächen umfasst, sind rund 45% entweder als Naturschutzgebiet oder als FFH-Gebiet ausgewiesen. Derartig geschützte Flächen stehen in aller Regel aufgrund der eindeutigen Vorrangstellung des Naturschutzes nicht bzw. nur ausnahmsweise unter Einhalten der geltenden Zulassungsvoraussetzungen für die Solarstromerzeugung zur Verfügung. Gefährdung der Ziele des Umwelt- und Naturschutzes durch Altlasten Auf der anderen Seite ist insbesondere die Altlastensituation auf einem Großteil der ehemaligen Militärflächen prekär und zumindest nicht sicher auszuschließen. Das Gefährdungspotenzial für die Schutzgüter Wasser, Boden und Mensch aufgrund von Munitionsresten, Schadstoffen und Vergrabungen unterschiedlicher Art ist insgesamt hoch, jedoch meist nicht flächendeckend, kann aber auch ein entscheidendes Investitionshemmnis darstellen. Im Einzelfall können bestimmte Naturschutzziele gefährdet sein, wenn eine zielgerichtete Pflege aufgrund der Gefahrensituation durch Altmunition und Blindgänger nicht möglich ist. Naturschutzverbände wie der NABU Brandenburg und die dem Naturschutz nahestehende Sielmann-Stiftung befinden sich im Besitz von munitionsbelasteten Naturschutzflächen und vertreten deshalb eine differenzierte, aber innerhalb des Naturschutzes nicht unumstrittene Auffassung zur Thematik. So wird anlässlich einer einschlägigen Tagung zu PV- Freiflächenanlagen auf naturschutzrelevanten militärischen Konversionsflächen vom NABU Brandenburg formuliert, dass die vielen ehemaligen Trup- 262

264 penübungsplätze in Brandenburg immerhin über acht Prozent der Landesfläche in den Fokus der Solarbranche geraten, ist aufgrund der Begrenzung der Einspeisevergütung durch das EEG auf Konversionsflächen nachvollziehbar, ist doch die Naturausstattung auf diesen Flächen oftmals ganz besonders wertvoll [ ] Doch es gibt auch Freiflächenphotovoltaikanlagen, die mit einer ökologischen Baubegleitung, einem begleitenden Monitoring und einer sinnvollen Ausgleichs- und Ersatzplanung zum Partner des Naturschutzes werden können, etwa bei der Pflege von Heiden und Trockenrasen. [268] Der Solarpark Turnow-Preilack 1 konnte auf dem Truppenübungsplatz Lieberoser Heide in einem europäischen Vogelschutzgebiet nur deshalb entstehen, weil erhebliche militärische Altlasten nicht nur eine außerordentliche Gefahr für den Menschen und die natürlichen Ressourcen darstellten, sondern im konkreten Fall die Wiederherstellung und Pflege der Erhaltungsziele des EU-Vogelschutzgebietes (SPA) Spreewald und Lieberoser Endmoräne verhinderten. Die Erhaltung des hier typischen Sand- und Heideoffenlandes durch kontinuierliche geeignete Pflegemaßnahmen war aufgrund der Munitionsaltlasten großflächig nicht möglich. Die Sukzession schritt in diesen Bereichen seit Aufgabe der militärischen Nutzung 1991 mit zunehmender Verbuschung und einem schnell fortschreitenden Rückgang der Offenlandflächen voran. Ergebnisse der Bestandserfassungen zu den Habitaten im SPA Spreewald und Lieberoser Endmoräne ließen bereits 2005 erkennen, dass die der EU gemeldeten Erhaltungsziele in der gegebenen Situation vom zuständigen Land Brandenburg offenbar nicht bzw. nur unzureichend gewährleistet werden können. Aus den ornithologischen Hinweisen des Naturschutzes war zu entnehmen, dass bei Fortschreiten der natürlichen Sukzession die Bestände der Anhang I-Arten Ziegenmelker und Neuntöter sowie der in Brandenburg vom Aussterben bedrohten Arten Wiedehopf und Brachpieper zurückgehen würden, auch ein Erlöschen der Bestände des Brachpieper wurde nicht ausgeschlossen. [269] Eine umfassende Beräumung der Flächen von militärischen Altlasten ist daher eine unabdingbare Voraussetzung, um in solchen Gebieten einen den Schutzgebietszielen entsprechenden, der Naturschutzpflege zugänglichen Zustand herzustellen. Dies erfolgte auf dem Areal des Solarparks Turnow- Preilack I in enger Zusammenarbeit der Vorhabenplaner und der zuständigen Naturschutzverwaltungen. Eine Fläche von 350 ha wurde beräumt, davon von rd. 160 ha mit dem Solarpark bebaut und rd. 190 ha für den Naturschutz im Sinne der Erhaltungsziele des Gebiets entwickelt und gepflegt [270]. Ein auf mindestens 10 Jahre ausgelegtes Monitoring läuft seit 2008 und lässt erkennen, dass die im Rückgang befindlichen Vogelarten spontan wieder stärker vertreten sind [271]. Auch die Sielmann-Stiftung strebt an, mit Hilfe der Investitionen durch einen ca. 120 ha großen Solarpark eigene Flächen in der Döberitzer Heide zu beräumen, zu sanieren und für den Naturschutz zu entwickeln. Es sollen nicht nur Gefährdungen des Grundwassers beseitigt werden, sondern die notwendige Pflege zum Erhalt der weiträumigen Heidelandschaft ermöglicht werden. Auch hier ist in einem EU-Vogelschutzgebiet die offene Sand-, Gras- und Heidelandschaft zunehmend durch Waldsukzession bedroht. Es besteht zwar seit 2009 ein Aufstellungsbeschluss für eine Bebauungsplan, allerdings ist 263

265 das Vorhaben sehr umstritten, so dass noch kein Abschluss erreicht werden konnte [272] Der Ausbau der Erneuerbaren Energien und die Installation von PV- Freiflächenanlagen für einen festgelegten Zeitraum von ca Jahrn ermöglicht es, eine Beräumung, Sanierung und Pflege des Gebietes zu erreichen und damit die Kontaminationsrisiken von Boden und Grundwasser zu beseitigen. Durch die Kampfmittelberäumung und die nachfolgenden Maßnahmen ist langfristig sichergestellt, dass die für das Schutzgebiet formulierten Erhaltungsziele erfüllt werden können. Auf diese Weise lässt sich die naturschutzfachlichen Situation verbessern und gleichzeitig der Ausbau der Erneuerbaren Energien beschleunigen. Beispiele für vergleichbare Überlegungen bieten weitere Solarparkplanungen in der Lieberoser und Reicherskreuzer Heide, der Kyritz-Ruppiner Heide (alle Brandenburg) oder in Neustrelitz (Mecklenburg-Vorpommern), die zum Teil in Naturschutzgebieten, z.t. in FFH- und Vogelschutzgebieten stattfinden. Hieraus folgt, dass auch heute unter Naturschutz stehende Flächen nicht von vornherein durch Ausschluss der Vergütungsfähigkeit aus einer möglichen Standortsuche herausfallen sollten. Es sind z.t. erhebliche Finanzmittel zu beschaffen, um derartige Flächen zu sanieren und damit ökologisch aufzuwerten. Mit einem Investitionsvorhaben für eine PV-Freiflächenanlage können im Sinne des Umwelt- und Naturschutzes Vorteile geschaffen werden. Im Rahmen der Anlagenrecherchen für den Erfahrungsbericht wurden auch Unterlagen und Informationen zu Photovoltaik-Freiflächenanlagen auf militärischen Konversionsflächen ausgewertet (s. a. Anlagensteckbriefe unter Punkt 9.3 der Anlage, Nr. 1). Insgesamt lassen sich die Konfliktpotenziale bei der Realisierung von Photovoltaik-Freiflächenanlagen auf militärischen Konversionsflächen wie folgt zusammenfassen: Abgeschiedenheit, geringe Nutzungsintensität, Größe und Weitläufigkeit und Vorkommen von ökologisch sehr wertvollen Sonderstandorten machen militärische Übungsplätze, ob in Betrieb oder aufgegeben, zu wichtigen Naturschutzarealen. Daher liegen diese Flächen auch häufig in naturschutzrechtlichen Schutzgebieten (national-, europarechtlich), die einer Nutzung für Photovoltaik zunächst entgegenstehen. Auf militärischen Konversionsflächen besteht deshalb ein erhöhtes arten- und naturschutzrechtliches Konfliktpotenzial, das einen erhöhten planerischen Aufwand im Planungs- und Genehmigungsverfahren und längere Planungszeiten bedarf. Je nach natürlichen Gegebenheiten sind u. U. umfangreiche Bestandserfassungen und vor allem eine sorgfältige Prüfung der artenschutzrechtlichen Verbotstatbestände nach 44 BNatSchG geboten. Im Falle der Betroffenheit von Natura Gebieten ist eine FFH-Verträglichkeitsprüfung vorzusehen. Werden die Belange des Artenschutzes bei der Vorhabenplanung nicht ausreichend berücksichtigt, kann dies zu erheblichen Folgen für das Vorhaben führen. So ist mit dem Solarpark Finow ein Fall aus Brandenburg bekannt, in dem die artenschutzrechtliche Situation in der Planungsphase nur unzureichend Berücksichtigung fand. Durch Abriss- 264

266 und Bauarbeiten wurden u. a. Zauneidechsenbestände in größerem Umfang bei den Bauarbeiten gefährdet bzw. zerstört. Dies hatte zur Folge, dass der örtliche Naturschutzbund beabsichtigte, eine Klage wegen Umweltschaden nach Umweltschadensgesetz (USchadG) einzureichen. Der drohende Baustopp wurde erst durch die rechtzeitige Einigung über zusätzliche Vermeidungs- und Kompensationsmaßnahmen verhindert [273]. Vorhaben wie beispielsweise der Solarpark Turnow-Preilack auf dem ehemaligen Truppenübungsplatz Lieberose Heide zeigen, dass bei einer an die Schutzziele angepassten und problemorientierten Planung im Einzelfall sogar PV-Vorhaben in einem europäischen Vogelschutzgebiet umsetzbar sind. Über die Vergütungsbedingungen des EEG hinaus müssen munitionsbelastete Flächen im Vorfeld des Anlagenbaus aus ordnungsrechtlichen Gründen vollständig munitionsberäumt werden. Beim Bau eines Solarparks werden damit die Möglichkeiten genutzt, die Gesundheitsund Umweltrisiken zu verringern bzw. zu beseitigen Naturschutzrechtlich hochwertige Flächen und Flächenkategorie Konversionsflächen aus juristischer Sicht Zur Überprüfung der Frage, ob ein Ausschluss von EEG-rechtlich vergüteten PV-Freiflächenanlagen auf Konversionsflächen mit Naturschutzbedeutung Vorteile brächte, wurde eine rechtliche Stellungnahme eingeholt [274], die sich auf den möglichen Ausschluss hochrangiger Schutzgebietskategorien bezieht. Diese Stellungnahme kommt u. a. zu folgenden Ergebnissen: a) Die Anreicherung des 32 Abs. 3 Nr. 1 EEG mit naturschutzrechtlichen Ausschlusskriterien (Inbezugnahme von förmlichen Schutzkategorien wie NSG etc.) ist aus juristischer Sicht nicht erforderlich. Die Belange des Naturschutzes sind im Verfahren der Aufstellung eines Bebauungsplans und im Vorhabenzulassungsverfahren bereits ausreichend verankert und erfahren dort einen ihrem relativen Gewicht entsprechenden Schutz. Es ist nicht Aufgabe des Umweltenergierechts, im Vollzug des Umweltrechts im Kontext der Bauleitplanung und/oder Vorhabenzulassung vermuteten oder bestehenden Vollzugsdefiziten entgegenzuwirken. Dies ist wenn überhaupt erforderlich durch die Länder im Wege der Rechts- und/oder Fachaufsicht zu gewährleisten. b) Die durch Anreicherung des 32 III 1 Nr. 2 EEG eintretenden Wirkungen träfen in erster Linie die zur Bauleitplanung berufenen Kommunen (und die Vorhabenträger), die hier empfindlich in ihren geschützten Interessen und Rechten berührt wären. c) Die als Ausschlusskriterien in Betracht kommenden formalen Schutzkategorien der Naturschutzgesetze des Bundes und der Länder erweisen sich als zu starr bzw. zu wenig differenziert. Die unter Rückgriff auf diese Kategorien bewirkte Typisierung und Pauschalierung hat mit dem generellen Vergütungsausschluss für eine Vielzahl von Fällen eine zu rigide Rechtsfolge. Dem müsste nach Einschätzung der Gutachter durch Aufnahme einer Rückausnahme entsprechend 19 I 2 BNatSchG [ ] abgeholfen werden. 265

267 Ergänzend wird darauf hingewiesen, dass die Aufnahme einer Übergangsregelung für bereits laufende Planungen und Zulassungsverfahren aus Vertrauensschutzgründen unverzichtbar sei. Die Aufnahme einer Vergütungsausschlussregelung dürfe nicht dazu führen, dass bereits fortgeschrittene, mit erheblichem Aufwand und Kosten verbundene Planungen oder Vorhabenrealisierungen, etwa die Durchführung vorgezogener CEF- oder Ausgleichsmaßnahmen oder Untersuchungen im Hinblick auf Munition, Altlasten oder Bodenverhältnisse wirtschaftlich entwertet werden. Bei den erforderlichen Übergangsregelungen sei es wegen der Spezifik von Konversionsflächen anders als bei der Novellierung des EEG 2010 ( 20 IV EEG und die Übergangsregelung für Ackerflächen in 32 III 1 Nr. 3 EEG) zwingend erforderlich, zugunsten der Vorhabenträger und Kommunen maßgebend auf den Aufstellungsbeschluss für den Bebauungsplan abzustellen, da dieser gleichsam den Startschuss für die erheblichen investiven Aufwendungen für Verträglichkeitsuntersuchungen, vorbereitende Gutachten, Sicherung von Ausgleichsflächen darstellt. [275] Zielbezogenheit der neuen Flächenkategorien des EEG 2010 Mit dem EEG 2010 gelten seit dem folgende Kriterien: Konversionsfläche unter Berücksichtigung der Ergänzungen aus verkehrlicher und wohnungsbaulicher Nutzung ; Fläche, die in einer Entfernung bis zu 110 m längs von Autobahnen und Schienenwegen liegt; bauplanungsrechtlich vor dem 1. Januar 2010 festgesetztes Gewerbeund Industriegebiet Konversionsflächen aus verkehrlicher und wohnungsbaulicher Nutzung ( 32 (3) 2 EEG 2010) Die Flächenkategorie Konversionsflächen verkehrlicher und wohnungsbaulicher Nutzung gem. 32 (3) EEG 2010 ergänzt die bestehenden Konversionsregelungen. Die Änderung stellt sicher, dass für Strom aus Solaranlagen zukünftig auch dann eine Vergütung gezahlt wird, wenn die Anlagen auf Konversionsflächen aus verkehrlicher und wohnungsbaulicher Vornutzung errichtet werden und ein entsprechender Bebauungsplan vorliegt. Zumeist konnten diese Flächen schon früher zu diesem Zweck verwendet werden, weil sie in aller Regel versiegelt waren. Hier gab es in der Praxis aber Schwierigkeiten, weil die Flächen teilweise unversiegelte Bereiche umfassten. Deshalb werden sie nunmehr ausdrücklich in ihrer Gesamtheit als Konversionsflächen aufgenommen [276] Nach Gottwald & Herrmann [277] ist unter verkehrlicher Nutzung die gesamte Verkehrsinfrastruktur zu verstehen. Dazu gehört der motorisierte und nichtmotorisierte Verkehr, Straßen-, Schienen-, Luft-, Schifffahrts- und Fußverkehr, Individualverkehr und öffentlicher Verkehr, Personen- und Güterverkehr. Auch die neue Flächenkategorie der wohnungsbaulichen Nutzung ist entsprechend den Empfehlungen der Clearingstelle vom weiter zu fassen. Allerdings besteht auch hier die Unsicherheit, wie weit zum einen angrenzende Flächen mit einbezogen werden können, zum anderen ob nur reine und 266

268 allgemeine Wohngebiete entsprechend den Festsetzungen des Bebauungsplans unter diese Flächenkategorie fallen oder ob beispielsweise auch Mischgebiete nur dann genutzt werden können, wenn die Wohnnutzung einst vorherrschte. Hilfreich sind für die weitere Eingrenzung auch hier die Empfehlungen der Clearingstelle [264]. Dort werden zwar nur die militärischen und wirtschaftlichen Konversionsflächen näher eingegrenzt, ein großer Teil der Empfehlungen ist aber ohne Weiteres hier ebenfalls anwendbar. So ist davon auszugehen, dass auch in diesen Fällen aus der Vornutzung nachwirkende schwerwiegende ökologische Beeinträchtigungen vorauszusetzen sind. Auch die Aussagen zum räumlichen Zusammenhang und der Beeinträchtigung angrenzender Flächen ist sinngemäß zu interpretieren. Entsprechend ist nicht auszuschließen, dass auch angrenzende Grünflächen oder Nebenanlagen der ehemaligen verkehrlichen oder wohnungsbaulichen Nutzung ebenfalls für PV- Anlagen genutzt werden können. Aus umweltfachlicher Sicht sind diese Flächenkategorien relativ unproblematisch. Probleme können bestehen, wenn in den Siedlungsbereichen ältere Baum- und Gehölzbestände existieren oder diese Bereiche schon über längere Zeit ungenutzt brach liegen. Dann stellt sich häufig beispielsweise eine Vogel- und Fledermausfauna ein, die der Planung einer PV-Anlage wiederum entgegenstehen kann Bauplanungsrechtlich festgesetztes Gewerbe- und Industriegebiet Nach 32 Absatz 3 Satz 2 und 3 EEG 2010 besteht ein Vergütungsanspruch für Anlagen auf Flächen, die vor dem als bestehende Industrie- und Gewerbeflächen ausgewiesen wurden. Bisher galt dies nur für Anlagen auf Gewerbeflächen, die vor dem 1. September 2003 als solche ausgewiesen wurden. Unterscheiden lassen sich zwei mögliche Konstellationen: Industrie- und Gewerbeflächen sind über einen Bebauungsplan ausgewiesen, allerdings noch nicht erschlossen, die Vornutzung besteht noch fort. Hier handelt es sich in der Regel um größere Ackerflächen, die keine besondere Bedeutung aus umweltfachlicher Sicht haben. Die Umweltprüfung war Bestandteil des für das Industrie- und Gewerbegebiet durchgeführten Bebauungsplanverfahrens. Industrie- und Gewerbeflächen sind über einen Bebauungsplan ausgewiesen und bereits erschlossen, liegen aber über einen längeren Zeitraum brach. Die Umweltprüfung war Bestandteil des für das Industrie- und Gewerbegebiet durchgeführten Bebauungsplanverfahrens. Hier ist bei der Realisierung eines PV-Vorhabens zu prüfen, ob sich aufgrund der durch das Brachliegen bedingten natürlichen Entwicklung die umweltfachliche Bedeutung der Flächen v.a. im Hinblick auf den Artenschutz geändert hat. Einem Biodiversitätsschaden im Sinne des Umweltschadensgesetzes ist durch Nachuntersuchung vorzubeugen. PV-Anlagen führen in der Regel zu geringeren Beeinträchtigungen des Naturhaushaltes und des Landschaftsbildes als Industrie- und Gewerbeflächen. Bei 267

269 entsprechend sachgemäßer Planung und Gestaltung (s. Kap. 7.2 und 7.3) können sie zudem positive Wirkungen auf den Naturhaushalt haben. So werden die bauplanungsrechtlich festgesetzten Industrie- und Gewerbegebiete für PV-Anlagen aus Umweltsicht als weitgehend unproblematisch eingeschätzt. Seit Ausschluss der Ackerflächen aus der EEG-Vergütung ist am PV-Markt eine verstärkte Aktivität bei der Suche nach bauleitplanerisch ausgewiesenen und bisher nicht genutzten Industrie- und Gewerbeflächen zu erkennen Seitenrandflächen an Autobahnen und Schienenwegen Im Zuge der Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zum wurde als Ausgleich für die Rücknahme der Vergütung von PV- Freiflächenanlagen auf Ackerflächen mit 32 Abs. 3 Nr. 4 EEG ein Passus eingeführt, nach dem PV-Freiflächenanlagen, die innerhalb eines 110 Meter Korridors entlang von Autobahnen und Schienenwegen errichtet werden, vergütungsfähig sind, wenn sie im Geltungsbereich eines Bebauungsplans liegen, der zu diesem Zweck nach dem aufgestellt oder geändert wurde. Das BMU (2010) begründet dies in seiner Formulierungshilfe zum EEG damit, dass diese Flächen durch Lärm und Abgase des Straßen- und Schienenverkehrs belastet und daher zu einem großen Teil sowohl wirtschaftlich als auch ökologisch weniger wertvoll sind. Dort wird weiter ausgeführt: Die Nutzung dieser Flächen zur Stromerzeugung mittels solarer Strahlungsenergie ist daher sinnvoll, wenn den Anlagen keine anderen öffentlich-rechtlichen Vorschriften entgegenstehen. Insbesondere dürfen die Anlagen die Sicherheit des Straßen- und Schienenverkehrs sowie wichtige Umweltbelange nicht beeinträchtigen. Um dies zu gewährleisten, ist die Nutzung dieser Flächen zur Stromerzeugung aus solarer Strahlungsenergie nur möglich, wenn sie im Bereich eines Bebauungsplans nach 9 BauGB als entsprechend nutzbare Fläche ausgewiesen worden sind. Die zuständigen Planungsbehörden müssen dabei die besonderen Sicherheitsaspekte beachten und die Belange des Umwelt- und Naturschutzes berücksichtigen. [278] Zwar sind bereits heute schon Anlagen unmittelbar angrenzend an Verkehrswege gebaut worden, allerdings nicht auf 110 m Entfernung beschränkt. Bei den bereits bestehenden Anlagen entlang von Schienenwegen und Autobahnen handelt es sich zumeist um Anlagen auf Ackerflächen im Sinne der Vergütungsregelung des EEG Aktuelle Recherchen zeigen, dass diese Kategorie an Autobahnen und Schienenwegen von Projektentwicklern aufgegriffen wird. Einige Vorhaben sind bereits in der konkreten Planungs- bzw. Realisierungsphase. Definition der Flächenkategorie Autobahn Das EEG stellt mit 32 Absatz 3 (4) auf Bundesautobahnen im Sinne des 1 Abs. 3 Bundesfernstraßengesetzes (FStrG) ab. Ihre Eigenschaft als Bundesautobahn erhält die Straße durch die Widmung. Im Sinne der Straßenverkehrsordnung ( 18 StVO) sind dies Bundesfernstraßen, die durch das hierfür vorgesehene Verkehrszeichen 330 gekennzeichnet sind. Allerdings können auch andere Straßen mit geeignetem Ausbauzustand als Autobahn gekennzeichnet sein, ohne dass sie Bundesautobahnen sind. 268

270 Abb. 7-1: Verkehrszeichen 330 (Autobahn) und 331 (Kraftfahrstraße) Planungsbeschränkungen an Bundesautobahnen Bei der Planung von Anlagen an Bundesautobahnen sind Vorgaben des FStrG zu berücksichtigen, die die Nutzung des 110 m-streifens einschränken. Für Bundesautobahnen existiert nach 9 FStrG ein gestaffeltes Schutzsystem. Innerhalb eines 40-Meter-Streifens bestimmt 9 Abs. 1 Nr. 1 FStrG ein Anbauverbot. Innerhalb eines 100-Meter-Streifens ist gem. 9 Abs. 2 Nr. 1 FStrG grundsätzlich die Zustimmung zu einer Baugenehmigungen durch die oberste Landesstraßenbaubehörde erforderlich. Definition der Flächenkategorie Schienenwege Während 32 (3) Nr. 4 EEG 2010 die Straßenverkehrswege auf die Kategorie Autobahn beschränkt, werden Schienenwege hier analog zum übergeordneten Begriff Straße allgemein und grundsätzlich einbezogen. Eine Differenzierung hinsichtlich der Nutzung für den Fern- oder Nahverkehr oder evtl. auch hinsichtlich der Nutzung von Flächen entlang still gelegter Bahnstrecken erfolgt im EEG nicht. Auch Schienenwege von Straßenbahnen oder auf Privatgrundstücken wie z.b. in Industrie- und Hafenanlagen sind nicht ausgenommen. Für Schienenwege sind keine vergleichbaren rechtlichen Einschränkun-gen für bauliche Anlagen bekannt. Es ist jedoch davon auszugehen, dass in der Regel ein Bereich von 10 m entlang der Schienenwege aus technischen Gründen (technische Unterhaltung der Strecken, Spannungsschutz) nicht mit PV-Anlagen bestellt werden kann, so dass hier nur 100 m des vergütungsfähigen Korridors genutzt werden kann. Anlagenplanungen sollten gleichwohl im Vorfeld des Bauleitplanverfahrens mit dem Schienenlastträger abgestimmt werden. Überlagerung von Umweltwirkungen Von bestehenden Straßen und Schienenwegen gehen anlage- und betriebsbedingte Wirkungen aus, wobei die Intensität der Wirkungen in erster Linie von den Bauwerksdimensionen und der den Verkehrsweg nutzenden Kfz- und Zugzahlen abhängig ist. Anlagebedingte Wirkungen von Straßen und Schienenwegen gehen vom Straßen- und Schienenkörper, Brücken, Tunnel, Entwässerungsanlagen sowie Straßen- und Schienennebenflächen aus. Sie bestehen im Wesentlichen aus der dauerhaften Flächeninanspruchnahme, Landschaftsbildveränderungen sowie Trenn- und Barriereeffekten. 269