Photovoltaikanlagen in der Immobilienbewertung

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1 Photovoltaikanlagen in der Immobilienbewertung Welche Auswirkungen haben PV-A auf das Verkehrswertgutachten Referent: Rolf Schubert Von der IHK zu Köln öffentlich bestellter und vereidigter Sachverständiger für die Bewertung von bebauten und unbebauten Grundstücken Folie 1 1

2 Gliederung 1. Stromerzeugung aus Sonnenenergie 2. Marktpotential für Photovoltaik-Anlagen Energieumwandlungs-Verfahren bei Solaranlagen Nutzungsarten bei Photovoltaik-Anlagen Bewertungsaufgaben für den Sachverständigen 3. Politische Rahmenbedingungen Aktuelle Einspeisevergütung und Absenkung Garantierte Höhe für 20 Jahre Herstellung (verschiedene Verfahren, Wirkungsgrade, Lebensdauer) 4. Herstellungskosten (verfahrensabhängig, leistungsabhängig) Umweltschutz und Entsorgung Marktpreise für Module und fertig installierte Anlagen Standortfragen 5. Bewertungsgrundlagen (Zusammenhänge zwischen Kennwerten) Bewertungsverfahren (Abhängig von der Aufgabenstellung) Bewertung bestehender Anlagen Wirtschaftlichkeits-, bzw. Rentabilitäts-Berechnungen Folie 2 2

3 Stromerzeugung aus Sonnenenergie Energiegewinnung aus Sonnenenergie gewinnt zunehmend an Bedeutung. Ein Verfahren im Umbruch. Die Bundesregierung hat am das Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes verabschiedet. Sept stellte sie das Energiekonzept vor. Damit gelten seit Juli 2010, Oktober 2010 und ab Januar 2011 jew. neue Regeln für die Vergütung von Solarstrom. Heute möchte ich Ihnen Grundlagen und die Grundsätze zur Bewertung von Photovoltaikanlagen näherbringen. Folie 3 3

4 Marktpotential für Photovoltaikanlagen Folie 4 4

8 Marktpotential für Photovoltaikanlagen 2009 Ca GWh Folie 8 8

9 Unterschiedliche Energieumwandlungs-Verfahren Wir unterscheiden bei Solaranlagen zwischen Solarthermieanlagen (ST-A), die der Wärmegewinnung für den Haushalt dienen. Sie befinden sich überwiegend auf Dächern privater und öffentlicher Gebäude Photovoltaikanlagen (PV-A), die der Stromgewinnung dienen. Sie werden überwiegend als großflächige Freianlagen, auf geeigneten Dächern und auch an Lärmschutzwänden installiert. Heute werden wir uns nur mit den PV-A beschäftigen Folie 9 9

10 Nutzungsarten bei Photovoltaikanlagen Bei den PV-A unterscheiden wir Anlagen Zur Volleinspeisung von Solarstrom in das öffentliche Stromnetz und Zum Eigenverbrauch des erzeugten Stroms im eigenen Betrieb oder Haushalt Im Eigenbetrieb d.h. die PV-A gehört dem Grundstückseigentümer Im Fremdbetrieb d.h. der Betreiber der PV-A pachtet eine Dachfläche oder ein Grundstück und zahlt ein Nutzungsentgelt. Folie 10 10

11 Bewertungsaufgaben für den Sachverständigen Bodenwertermittlung geeigneter Grundstücke für Freiflächenanlagen Ermittlung der jährlichen umsatzabhängigen Nutzungsentgelte Ermittlung eines einmaligen Ablösebetrags Rentierlichkeits-Berechnungen für geplante PVA Verkehrswertermittlungen, insbesondere bei Ankauf / Verkauf, Erbauseinandersetzung, Scheidung, Zwangsversteigerung, Bodenordnung (Flurbereinigung), Enteignung Beleihungswertermittlungen z.b. für Realkredite, Bonitätseinschätzungen (z.b. nach Basel II) Steuerliche Wertermittlungen z.b. bei Betriebsaufgaben, Verkauf von Betriebsgrundstücken, Überführung von Betriebsvermögen in Privatvermögen, Erbschaft und Schenkung Entschädigungswertermittlung insbesondere für die Begründung des Rechts zur Errichtung und die Erhaltung der PVA einschließlich für die sonstigen Nachteile bei der Grundstücksbewirtschaftung als Rentenrate oder als Barwert Folie 11 11

12 Bewertungsfaktoren von Photovoltaikanlagen Wesentlich für die Bewertung sind die politischen Rahmenbedingungen, d.h. die Einspeisevergütung (Höhe und Dauer, Kappungsgrenzen) die Herstellungskosten und technischen Leistungsmerkmale Nennleistung, Materialkosten, Installationskosten, Finanzierungskosten, Wartungskosten, Rückbau- und Entsorgungskosten, Jahresenergieleistung, PV-Wirkungsfläche (PVW), Modulwirkungsgrad (MWGr), Modul-Typ, Kilowatt-Peak (KWp) der Standort, die örtliche Sonneneinstrahlung, die Ausrichtung der Dachfläche oder Freifläche und die Dachneigung, Abschattung, Topographie Folie 12 12

13 Politische Rahmenbedingungen Mit dem 2. Gesetz zur Änderung des Erneuerbare- Energien-Gesetzes (EEG 2003) wurde die Einspeisevergütung für solare Stromerzeugung aus PV- Anlagen deutlich erhöht. Man wollte damit einen Boom, wie z.b. bei den Windkraftanlagen erzeugen. EEG Diese Einspeisevergütungsregelungen wurden am in das Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich (EEG 2004) übernommen. Folie 13 13

14 Politische Rahmenbedingungen Folie 14 14

15 Politische Rahmenbedingungen Fehlprognose über den jährlichen Zubau an PV-Anlagen Folie 15 15

16 Die aktuelle Einspeisevergütung ab Aufgrund der rasant steigenden installierten Fläche und wegen der fallenden Installationskosten musste die Bundesregierung die Überförderung stoppen. Sie hat deshalb eine zusätzliche Degression beschlossen, die die Förderung an die aktuellen Kosten anpasst. Gleichzeitig wurde die Förderung von Freiflächenanlagen auf Ackerland ersatzlos gestrichen. Die Regierung behält sich vor, auch in Zukunft die Förderung bei Bedarf reduzieren zu können. Ab wird die Vergütung um weitere 13 % sinken. Folie 16 16

17 Absenkung der Einspeisevergütung Folie 17 17

18 Garantie der Einspeisevergütung Die Bundesregierung garantiert die bei Inbetriebnahme dem Betreiber gesetzlich festgelegte Einspeise- Vergütungen für 20 Jahre. Dieser Grundsatz führte 2010 zu heftigen Diskussionen, denn die Kosten dafür werden der Allgemeinheit über die EEG-Zulagen auf die Strompreise auferlegt. Es wird diskutiert, ob zukünftig die Höhe der Einspeise- Vergütung nur für vorher festgelegte jährliche Kontingente garantiert werden sollte. (Deckelung) Folie 18 18

19 Der Hauptbestandteil ist Silizium. Sie werden in verschiedenen Bauformen angeboten, z.b.: Kristalline PVA-Module auch Dickschichtzellen c-si mit mindestens 100 µ (rechts) Herstellung Dünnschicht PVA-Module a-si (amorphe Zellen) oder µc-si (mikrokristallines Silizium) oder CdTe (Cadmium-Tellurid) II-IV- Halbleiter-Solarzellen, die großtechnisch durch z.b. Chemische Gasphasenabscheidung sehr günstig herstellbar sind. Während Silizium, der Grundstoff für Solarzellen in nahezu unbegrenzter Menge verfügbar ist, weisen die je nach Modul-Typ und Herstellungsverfahren notwendigen seltenen Metalle, wie z.b. Cadmium, Indium, Gallium, Tellur und Selen oder auch Bor eine ungünstige Materialökonomie auf und versiegen teilweise bereits heute. Folie 19 19

20 Wirkungsgrade Für die Produktion von Strom ist ein hoher Wirkungsgrad erwünscht. Mikrokristalline Module und die polykristallinen Dünnschichtmodule erreichen heute Wirkungsgrade von 10 bis 17 %, dabei ist nicht nur der Wirkungsgrad von Bedeutung, es kommt auch auf die Herstellungsverfahren, die Materialkosten und die Ausbeute, d.h. den erforderlichen Energieeinsatz bei der Produktion im Verhältnis zum Energieertrag über die Betriebsdauer und die dabei anfallenden Emissionen von Schadstoffen an. Hier sind CdTe-Dünnschicht-Solarzellen den bisher üblichen konventionellen Siliziumzellen überlegen. Die Entwicklung geht weiter und man forscht derzeit an so genannten Mehrfachsolarzellen, die im Labor Wirkungsgrade von über 40 % erreichten. Die Chemische Industrie arbeitet an flexiblen organischen Solarzellen, die aus Kohlenwasserstoff-Verbindungen bestehen und derzeit bereits Wirkungsgrade von 8 % erreichen. Sie sind preiswert und umweltverträglich herstellbar. Folie 20 20

21 Lebensdauer Degradation Darunter versteht man allgemein den alterungsbedingten Rückgang des Wirkungsgrads über die Betriebsdauer. Man betrachtet die Module über einen Zeitraum von 20 Jahren. In dieser Zeit verlieren die Module zwischen 10 und 20 % ihrer Leistung. Zum Teil durch Verschmutzung der Oberflächen, Veralgung mit Teilabschattung der Zellen, Vergilbung des polymeren Einbettungsmaterials zwischen Zelle und Glas. Kristalline Solarzellen Heutige Dickschicht Solarzellen haben anfängliche Wirkungsgrade zwischen %. Die Hersteller geben eine Mindestgarantie von 80 bis 85 % (Peak-Leistung) auf ihre Produkte in 20 Jahren. Hier sind so genannte rekombinationsaktive Defekte für die Degradation verantwortlich, die die Ladungsträgerlebensdauer auf ca. 10 % ihres Anfangswertes senkt. Durch die Photoreaktion lagert sich Sauerstoff zwischen die Halbleiterplatten an und verhindert die Stromerzeugung. Folie 21 21

22 Herstellkosten Amorphe Dünnschicht Siliziumsolarzellen (a-si) Module, die mit dieser Technik hergestellt wurden, verlieren bereits im 1. Jahr bis zu 25 % ihrer Leistung. Nach etwa Sonnenstunden erreichen diese Zellen einen stabilen Sättigungswert für den Wirkungsgrad. Bei diesen Modulen basiert die Leistungsangabe deshalb nicht auf dem Anfangswirkungsgrad, sondern auf den nach einem Jahr erreichten Sättigungsgrad. Der Wirkungsgrad einer Solarzelle ist das Verhältnis der erzeugten elektrischen Leistung zur Leistung der einfallenden Strahlung. Maximal erzielbare Leistung (Kilowatt-Peak) Diese Kennzahl wird von den Herstellern meist unter standardisierten Bedingungen gemessen und als kwp (Kilowatt-Peak) angegeben. Materialsystem Wirkungsgrad Lebensdauer Modulkosten amorphes Silizium a-si 5-10 % < 20 Jahre polykristallines Silizium % Jahre 3 /W monokristallines Silizium % Jahre 3-10 /W Cadmiumtellurid CeTe 5-12 % > 20 Jahre 1 /W Folie 22 22

23 Herstellung Energetische Amortisation und Erntefaktoren Die Energetische Amortisationszeit ist der Zeitpunkt, zu dem die für die Herstellung einer PV-Anlage aufgewendete Primärenergie durch die Anlage wieder erzeugt wurde. Dabei schneiden Dünnschichtmodule mit 2 3 Jahren am Besten ab. Polykristalline Zellen benötigen etwa 3 6 Jahre und Monokristalline Zellen 5 7 Jahre Umweltschutzaspekte Die Herstellung von PV-Solarzellen ist ein chemischer Prozess, bei dem gasförmige, flüssige und feste Chemikalien zum Einsatz kommen, die gesundheits- und umweltschädlich sind. Ablufterfassung und Reinigung sind unbedingt zu beachten. Bei der Reinigung der Abluft fallen ätzende Abwasserlösungen an. Die regelmäßig notwendige Reinigung der Herstellungsanlagen erfolgt teilweise mit giftigen Gasen. Produktionsrückstände und Emissionen können zu Langzeitschäden und Altlasten führen. Das gleiche gilt für unsachgemäße Entsorgung der Altzellen. Folie 23 23

24 Exkurs: Entsorgung von Altanlagen Solarmodule werden leider nicht kostenlos als Elektronikschrott entsorgt, da sie ortsfest verwendet werden. Es gibt bisher noch keine gesetzlichen Rücknahmeverpflichtungen für die Modulhersteller. Gemäß der am in Kraft getretenen TA Siedlungsabfall dürfen sie auch nicht mehr als Bauschutt entsorgt werden. Ihr hoher und voluminöser Kunststoffanteil muss durch "thermische Vorbehandlung" reduziert werden. Dazu sind bisher zwei Möglichkeiten bekannt. Entsorgung in einer Müllverbrennungsanlage Gemäß der TA Siedlungsabfall (Technische Anleitung zur Verwertung, Behandlung und sonstigen Entsorgung von Siedlungsabfällen in Verbindung mit der Verordnung über die umweltverträgliche Ablagerung von Siedlungsabfällen) dürfen Abfälle seit dem 1. Juni 2005 grundsätzlich nicht mehr unbehandelt entsorgt werden. Dies gilt auch für Solarmodule. Der normalerweise hohe und voluminöse Kunststoffanteil bei den Solarmodulen auf Siliziumbasis muss durch thermische Vorbehandlung reduziert werden. Dies geschieht üblicherweise in einer Müllverbrennungsanlage. Der PV-Anlagenbetreiber muss diesen Pfad der Entsorgung, wenn die Rücknahme nicht garantiert wird, selber bezahlen. Folie 24 24

25 Exkurs: Entsorgung von Altanlagen Dünnschichtmodule Neben den Solarmodulen auf Siliziumbasis werden auch Dünnschichtmodule wie z.b. Kadmium-Tellurid (CdTe)- oder Kupfer-Indium-Diselenid (CIS- Module) eingesetzt. Die Module enthalten u.a. Cadmium, Selen, Tellur und Kupfer. Umweltverträgliche Recyclingverfahren sind bei diesen Modulen besonders bedeutsam, da es sich um wertvolle Halbleitermaterialien handelt (Tellur, Indium) oder sie wegen ihrer Toxizität nicht in die Umwelt gelangen dürfen (z. B. Cadmium in CdTe-Modulen). Firstsolar z.b., ein Hersteller von CdTe-Modulen hat bereits ein Recyling-System aufgebaut und übernimmt normalerweise sogar die Transportkosten. Informationen zu Rücknahmesystemen Recyclingsysteme für Solar-Module sind im Aufbau. Siehe Derzeit bereits 107 Mitglieder weltweit. Kostenlose Rücknahme verbrauchter Module Deutsche Solar AG: Firstsolar: Solarenergie-Förderverein Deutschland: Folie 25 25

26 Exkurs: Entsorgung von Altanlagen Die Preisfrage Noch gibt es keine gesetzliche Rücknahmeverpflichtung der Hersteller. Bis dahin muss der Anlagenbetreiber im Zweifel die Kosten selber tragen. Ausblick Wenn man defekte Module zu entsorgen hat, es ist immer sinnvoll, beim Hersteller oder bei PV-Cycle nachzufragen, ob man die Module zurücknimmt und ob ggf. Kosten in Rechnung gestellt werden. Das Recyceln von Photovoltaikmodulen wird an Bedeutung zunehmen. Zur Zeit sind Konzepte unterschiedlicher Verwertungsverfahren von Solarmodulen und der Aufbau von Sammelsystemen in europaweite Forschungsvorhaben eingebunden und noch nicht abgeschlossen. Die Möglichkeit eines kostenlosen Recyclings von Solarmodulen ist bereits in der EU- Richtlinie 2002/96/EG vorgesehen. Unterschiedliche Konzepte der Umsetzung (Einarbeitung in ein Gesetz, Freiwillige Rücknahme) sind zur Zeit in der Diskussion. Folie 26 26

27 Marktpreise für Solarmodule Folie 27 27

28 Marktpreise für Solarmodule Folie 28 28

29 Standortfragen Hier bei uns in Deutschland erzielt eine solare Nutzfläche optimale Energiegewinne durch 30 Neigung und Südausrichtung. Abweichungen davon mindern die Erträge geringfügig! Ein SW- oder SO-Dach mit einer 50 Neigung braucht als Ausgleich etwa 10% mehr Solarfläche. Folie 29 29

30 Standortfragen Bei der Planung von Solaranlagen hat eine möglichst vollständige Verschattungsfreiheit der Solaranlage höchste Priorität! Ein verschattetes Solarmodul produziert keinen oder kaum Strom und kann, wenn es in Reihe mit anderen Modulen geschaltet ist, diese lahmlegen. Es kommt auch auf die Topographie an. Da ist die Lage an einem Südhang wesentlich günstiger, als an einem Nordhang oder in einer Troglage. Es gibt Lagen, an denen morgens oder abends die Sonne vorzeitig oder verspätet hinter einem Gipfel auf- oder untergeht. Derartige Lagen sind für eine Photovoltaik-Anlage kaum geeignet. Bei der Bewertung von Bestandsanlagen ist deshalb darauf zu achten, ob nicht durch größer gewordene Bäume oder später erstellte Neubauten, oder durch stärkere Verschmutzungen der Wirkungsgrad bereits eingeschränkt ist, und deshalb nicht mehr von der vollen Leistung ausgegangen werden kann. Die Anlagenbetreiber führen meist aus Passion ausführliche Statistiken. Folie 30 30

31 Bewertungs-Grundlagen Bewertungsgrundlagen: Abhängig vom Bewertungsauftrag ist es erforderlich, die für die Bewertung notwendigen Anlagen- und Ertragsdaten zu erfassen. Globalstrahlung ist die auf eine horizontale Fläche treffende gesamte Sonneneinstrahlung 900 bis kwh/m² (eine Energie-Einheit). Die jährliche Sonnenscheindauer am Standort liegt in Deutschland zwischen und Stunden (eine Zeiteinheit). Bei Photovoltaik-Anlagen kommt es mehr auf die mittlere Jahressumme der Globalstrahlung (GlStra 0 ) an. Strahlungsgewinne lassen sich z.b. bei geneigten Modulen erzielen. (Neig) Der Modulwirkungsgrad (MWgr) ist ein Maß für die Effizienz, mit der die Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt wird. Üblich sind 10 bis 17% mit leicht steigender Tendenz durch Forschung. Der Anlagenausnutzungsgrad (AuGr) berücksichtigt die internen Anlagenverluste, z.b. durch Wechselrichter, Leitungsverluste, Verschmutzungen, Verschattungen und Ausfallzeiten. Er liegt i.d.r. zwischen 75 % und 80 %. Folie 31 31

32 Bewertungs-Eingangsdaten Die PV-Wirkungsfläche (PVW) ist der Teil des Grundstücks oder des Daches, der tatsächlich von einer PV-Anlage überdeckt werden kann. In der Regel bei Freiflächenanlagen etwa 40 %, bei Dachanlagen bis 70 %. Bei Dachflächenanlagen bestimmt sich die PV-Wirkungsfläche (PVW) nach dem Teil des zur Sonne ausgerichteten Daches, der durch PV-Module abgedeckt werden kann. Beispielsweise sind 50 m² von 70 m² der Dachfläche nutzbar. Die effektive jährliche Einstrahlung (EffjEinstr) (in kwh/m²) einer PV- Anlage berechnet sich aus EffjEinstr = (GlStra 25 Neig AuGr) 7,5 % Risikoabschlag Beispiel: EffjEinstr = ( ,09 0,75) 7,5 % = 755 kwh/m² Die Nennleistung (NeL) einer PVA ist ein Maß für ihre Leistungsfähigkeit. Sie wird bestimmt aus der Wirkungsfläche, die für 1 kwp (Kilowatt-peak) Nennleistung bei Volllast erforderlich ist. Sie ist abhängig vom Modulwirkungsgrad und der PV-Wirkungsfläche. Folie 32 32

33 Bewertungs-Eingangsdaten Bei einer PV-Wirkungsfläche z.b. bei 70 % der gesamten nutzbaren Dachfläche hat ein EFH mit (10 m x 10 m) 100 m² Geschossfläche und 45 Dachneigung eine zur Sonne ausgerichtete Dachhälfte mit etwa 70 m² 70 % ~ 50 m² PVW. Bei einem MWgr von 15 % ergibt sich eine Nennleistung (NeL) von 6,67 m²/kwp und 7,5 kwp. Die erzielbare Jahresenergieleistung (JEL), d.h. die mögliche Energieeinspeisung in kwh, die von der Dach- oder Freiflächenanlage in das öffentliche Stromnetz abgegeben werden kann, ermittelt man nun mit JEL = EffjEinstr NeL 755 kwh/m² 7,5 kwp = kwh JEL Zur JEL hat der Betreiber in aller Regel Aufzeichnungen. Für geplante / prognostizierte Anlagen wird das ein Fachmann feststellen. Überschläglich kann man die JEL mit dem PV-Rechner unter oder berechnen lassen. Folie 33 33

34 Bewertungs-Eingangsdaten Das grundsätzliche Bewertungsverfahren für sämtliche besonderen wertsteigernden objektspezifischen Grundstücksmerkmale ist in der ImmoWertV in 8 vorgeschrieben. Zunächst wird der vorläufige Verkehrswert des Gebäudes im Vergleichswert-, Ertragswert- oder Sachwertverfahren bewertet. Das Ergebnis ist ggf. an den Markt anzupassen. Danach wird das besondere objektspezifische Grundstücksmerkmal in einem eigenen Verfahren berücksichtigt. Für PV-Anlagen bietet sich das Ertragswertverfahren an. 1. Es gibt einen garantierten Ertrag 2. Es gibt eine bestimmbare Restnutzungsdauer und 3. Es gibt einen Liegenschaftszinssatz (hier für gewerbliche Nutzung) Falsch wäre es, wenn man die PV-Anlage mit der RND des Basisgebäudes bewertet. Auch der Ansatz eines LZ für Wohnen ist nicht richtig. Folie 34 34

35 Bewertungsbeispiel (Neue Anlage EFH-Dach) Die Herstellkosten für schlüsselfertig installierte PV-Anlagen auf Schrägdächern liegen heute in etwa bei /kwp. Das sind bei 19,05 kwp etwa Entscheidend für die Bewertung bestehender Anlagen ist jedoch nur die garantierte Einspeisevergütung und die verbleibende Restlaufzeit dieser Vergütung. Für den darauf folgenden Zeitraum bleibt ggf. der Eigenverbrauch. Die dann mögl. Stromkostenersparnis werden Abbaukosten und Entsorgung decken. Neue Anlage: Inbetriebnahme Ende Die Einspeisevergütung beträgt im 4.Quartal 2010 bei Anlagen bis 30 kwp 0,3303 /kwh. Für d.nächsten 20 Jahre. PV-Leistung 19,05 kwp Stichtag Dez. 10 JEL kwh Preis /kwp Degradation 0% Investition Vergütung 33,03 ct/kwh Reinertrag zuzügl. MWSt. 19% RND 20 Jahre Rohertrag, o.mwst LZ 7% BWK 131 Vers. 149 Wartung 15% Barwertfaktor 10,594 Reinertrag Ertragswert Folie 35 35

36 Rentabilitätsrechnung (gleiche neue Anlage EFH-Dach) Folie 36 36

39 Bestands-Anlage (Echte Daten einer PV-A in Franken). Inbetriebnahme Die Herstellkosten dieser PV-A mit 25,18 kwp lagen 2007 bei Die jährliche AfA ist (5 % von Netto-Herstellkosten) Die PV-Anlage wurde 2007 voll finanziert. Der Zinsaufwand im Jahr 2009 betrug 1897, ,00 Gebühr. Die Einspeisevergütung betrug 2007 bei Anlagen bis 30 kwp 0,4921 /kwh. Die tatsächliche Stromerzeugung lag im Ø der letzten 3 Jahre bei kwh p.a. Die jährliche Einspeisevergütung liegt bei p.a. Bewertung (Bestands-Anlage EFH-Dach) kwh kwh kwh 750 kwh 500 kwh 250 kwh 0 kwh Tatsächliche Stromerzeugung pro Monat (3-Jahres Ø) Folie 39 39

40 Bewertungsverfahren (Bestands-Anlage EFH-Dach) Die Einspeise-Vergütung ist garantiert für 20 Jahre. Bewertungsstichtag Restnutzung mit garantierter Vergütung noch 17 Jahre. Wirtschaftliche Restnutzungsdauer 27 Jahre (bei Haltbarkeit von Jahren). Bei Leistung von 25,18 kwp und einer tatsächlichen Ø JEL von kwh p.a. werden jährlich vergütet 0,4921 /kwh Rohertrag = p.a. BWK 5,35 % : Für Versicherung (131 /p.a.) und Wartung (149 p.a.) = 280 p.a. Reinertrag = p.a. 17 Jahre, LZ von 7 % = Barwertfaktor für die Kapitalisierung 9,763 Ertragswert (Barwert der Einspeisevergütung) Gewinn nach Zinsen, AfA, Bewirtschaftung, aber vor Steuern Folie 40 40

41 Ausgangswerte für eine Großanlage Bei einer Industrie-Flachdach-Anlage benötigt man für 1 kwp meist 20 bis 25 m² des Grundstücks. D.h. man kann auf einem Grundstück mit m² etwa 400 kwp Nennleistung erreichen. Freiflächen-Anlagen auf Ackerflächen werden heute nicht mehr subventioniert. Das Geschäft mit Großanlagen konzentriert sich heute auf Industrie-Dächer und Logistik-Dachflächen. Wir werden nun eine Muster-PV-Anlage für eine Brutto-Dachfläche mit m², die ab Januar 2011 in Betrieb gehen soll, kalkulieren. Aufgrund von Aufbauten, Lichtbändern etc. rechnet man mit einer maximal für eine PV-Anlage nutzbare Fläche von m² (80 %) Folie 41 41

42 Bewertung einer Großanlage auf Gewerbehallen Die Eckdaten: Dachfläche: m² installierte PV-A: 80 kwp Jährliche Stromeinspeisung: kwh Inbetriebnahme: Einspeise-Vergütung p.a.: = 27,8 ct/kwh Herstellkosten schlüsselfertig: = /kwp Folie 42 42

43 Bewertung einer Großanlage auf Gewerbehallen In den nächsten 20 Jahren werden unter Berücksichtigung der Degradation ca an Einspeisevergütung gezahlt. Dem stehen Investitionskosten von gegenüber. Bei Vollfinanzierung bei endfälligem Kredit 10 Jahren Laufzeit bei 3,5 % Zinsen kommen Zins-Kosten in Höhe von rund dazu. Wenn man die Dachfläche anpachtet, müssen etwa 5 % der gesamten Erträge gezahlt werden, das sind ca Es verbleibt ein kumulierter Überschuss nach BWK und sonstigen Kosten, vor Steuern und Tilgung in Höhe von etwa in 20 Jahren. Nach Tilgung und Steuern entsteht in 20 Jahren ein Minus von ca Man muss vor der Investition wissen, dass die vorrangige Nutzbarkeit des tragenden Gebäudes für die nächsten 20 Jahre als Lager oder Produktionsstätte genutzt wird, sonst hat man ein unrentables, leerstehendes Gebäude, welches zu unterhalten ist, nur weil eine PV-Anlage auf dem Dach steht. Folie 43 43

44 Wirtschaftlichkeitsberechnung Ob sich PV-A Anlagen in Zukunft wirklich ohne Subvention rechnen, ist abhängig von vielen Parametern. Da sind zunächst die hohen Investitionskosten. Das Ganze rechnet sich nur durch die hohen Subventionen, die jedoch zwischenzeitlich aus volkswirtschaftlicher Sicht kaum noch zu rechtfertigen sind. Ein weiteres Problem ist die starke Schwankung der Stromerzeugung. Im Winter sind es ca. 20 % der Leistung, die im Sommer möglich ist. Nachts wird nichts erzeugt. Problematisch sind auch die noch fehlenden Speichermöglichkeiten. Bei jeder Energieumwandlung gehen 25 bis 40 % der Primärenergie verloren. Während der Betriebszeit von 20 Jahren darf kein Defekt auftreten. Für eine flächendeckende weitere Verbreitung fehlen derzeit die intelligenten und flexiblen Strom-Leitungsnetze. Diese können auch kaum aus dem Stand nachgerüstet werden. Folie 44 44

45 Kontakt So erreichen Sie uns: Rolf Schubert & Partner Sachverständigen-Sozietät Immobilienbewertung Baptiststraße Köln Tel.: Fax: Web: Folie 45 45

46 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Folie 46 46