Förderung der Solarstrom-Erzeugung in Deutschland. Diskussionspapier

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1 Diskussionspapier zur bisherigen und künftigen Förderung und deren Effekte und Vorstellung eines alternativen Förderkonzeptes Version 2.1 Februar 2011 Kontakt:

2 Struktur Grundlagen Bisherige Entwicklung Tendenzen künftige Entwicklung Konfliktfelder, Ausblick Vorstellung: alternatives Förderkonzept Zusammenfassung /Kommentierung

3 Grundlagen: Förderung des Ausbaus der Solarstromerzeugung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Feste Vergütung (pro kwh erzeugten Solarstromes) über einen festen Zeitraum. Unterschiedliche Vergütung je nach Anlagengröße Regelmäßige (ursprünglich jährliche) Anpassung der Vergütungshöhe (Degression) Umlageverfahren Betreiber einer PV-Anlage erhält mehr Geld für den Strom aus EEG-Anlage, als der Marktpreis hergibt. Mehrkosten werden auf den nichtprivilegierten Letztverbraucher umgelegt.

4 Bisherige Entwicklung: kontinuierlicher Zubau von PV-Anlagen (gesamt: Ende 2010 ca.15gw installierte Leistung) trotz zusätzlicher Degressionsschritte, deutlich über den Erwartungen liegende Zubauraten (Rekordjahr 2010 mit ca. 7 8 GW) Ausbau der Anlagen regional sehr unterschiedlich, Konzentration auf wenige Schwerpunkte Anteil PV-Leistung nach ausgewählte Bundesländer (Quelle: photon, Stand Ende 2009) Bayern: 40% Baden-Württemberg: 16% Berlin, Bremen, Hamburg: jeweils unter 1% stetig sinkender Anteil von Kleinanlagen (Quellen: sfv, eigene Betrachtungen) Anlagen < 5kwp : unter 10%

5 Konfliktfelder: über den Erwartungen liegende EEG-Umlage in einigen wenigen Regionen (mit hoher solare Einstrahlung) regionale Netzengpässe in kleineren Verteilnetzen (z.b. Allgäuer Raum, Bodenseeregion) teilweise (regional) überzogene Nebenkosten (Dachpachten, Handwerkerforderungen) Konzentration auf größere Leistungsklassen mit eher geringerer, lokaler Wertschöpfung Trotz bundesweit -weiterhin über der Grundlast liegenden- mittäglichen Leistungsbedarfes, kommt es in wenigen Gebieten zu Netzengpässen. Die Entwicklung von Speichertechnologien, des Netzausbaus und der Steuerung eines lastabhängigen Nutzerverhaltens (smart metering/grid) kann dem Ausbautempo nicht folgen. Dies erscheint zum gegenwärtigen Zeitpunkt auch nicht notwendig, wenn eine stärkere Streuung von PV-Anlagen -bevorzugt nahe der Ballungsräume- gelänge. Diverse Lösungsansätze (verschiedene Quellen, u.a. Photon): - gestaffelte Förderung nach Bundesländer (regionale Verteilung) - Prämien für Ost-Westdächer (Streuung der Tageslast) - unterschiedliche Förderung nach Breitgrad bergen weitere Konfliktfelder (Einstrahlung innerhalb der BL, Bürokratie, etc.)

6 Ursachen des unterschiedlichen Ausbaustandes Resultieren aus unterschiedlichen Renditemöglichkeiten (durch unterschiedlich hohe solare Einstrahlung) - Historisch gesehen sinnvoll, um hohen EE-Ertrag zu generieren - Gegenwärtig zu hinterfragen, wenn der Ausbau in geringfügig schwächeren Gebieten hinterherhinkt bzw. in starken Gebieten die Netze überlastet werden. Beispiel für Dimension Annahmen: ertragsstarker Standort: kwh/kwp Ertrag guter Standort: 950 kwh/kwp weniger Ertragsstark: 800 kwh/kwp - Installationskosten von /kwp - Vergütung von 28,74 ct/kwh (Anlage kleiner 30kwp, EEG HJ) - Kapitalbeschaffung über 20 Jahre => Annuität: 191 /a nach Kapitaldienst Erlöse: bei kwh/kwp: 326 /a 125 /a bei 950 kwh/kwp: 273 /a 82 /a bei 800 kwh/kwp: 223 /a 39 /a Ertragsschwächere (aber noch geeignete) Standorte erwirtschaften für den Investor weniger als 1/3tel des Ertrages von exponierten Lagen.

7 zukünftige Entwicklung: politisch gewollte Einschränkung des Zubaus in einem Zielkorridor wie bisher: Senkung der Attraktivität durch zusätzliche Degressionsschritte Auch künftig wird die Konfliktfelder NICHT lösen - Deutlich höhere Rentabilität ertragsstärkerer Anlagen - Bei geringerer Gesamt-Rentabilität, hohes Wahrscheinlichkeit, dass schwächere Anlagenstandorte vollständig unrentabel werden. Weiterhin (noch stärkere?) - Fokussierung auf Standorte mit hoher solarer Einstrahlung - Zubau unabhängig der Verbraucher-/Ballungszentren - Orientierung der Preisbildung an Renditepotential ertragsstarker Standorte - Risiko lokaler Netzengpässe

8 Alternative zu einer künftigen (vernünftigen?) Entwicklung - Ausschöpfung der Vorteile der PV im städtischer Bereich (ungünstig Verhältnisse für Großkraftwerke, Wind, Biomasse, etc.) - Netzentlastende Wirkung der PV in einer verbrauchsnahen Erzeugung => erfordert Anreize, welche den Solarertrag weniger stark gewichten Bei gleicher Renditeerwartung, sind bisher sehr unterschiedliche Investitionskosten vertretbar Zur Verdeutlichung eine einfache Annahme zur Investitionsbereitschaft 10-fache Einspeisevergütung = maximaler Anlagenpreis würde bei gleicher Renditeerwartung aktuell folgende max. Investitionskosten gerechtfertigen (in /kwp) Vergütungssatz Stromertrag in kwh/kwp (Stand 02/2011) bis 30 kw 28, kw bis 100 kw 27, ab 100 kw 25, ab 1000 kw 21, fast 40% Mehrkosten vertretbar Ziel sollte es sein, 1. die vertretbaren Investitionskosten unabhängiger vom Standort zu machen 2. Den abnehmenden Anteil von Kleinanlagen durch Stärkung dieser wieder zu erhöhen.

9 Vorschlag für eine alternative Förderstruktur Maßnahmen zur Umsetzung - Beibehaltung der 20-jährigen Garantievergütung - Abschaffung unterschiedlicher Vergütungssätze (nach Anlagengröße) - Kernelement: Einführung einer vergüteten Höchstmenge (je nach Anlagengröße) darüber hinaus gehende Strommengen werden direkt vermarktet Effekt: 1. Vorteile ertragsstarker Standorte unterscheiden sich nur noch in der Höhe der direkt-vermarkteten (oder eigengenutzer) Strommenge 2. Schwächung der Mittagsspitzen (auch Ost-/West-Dach akzeptabel) 3. Erhöhung der nicht-geförderten Strommenge aus EEs 4. höherer Anreiz einer verbrauchsnahen und damit netzentlasteten Erzeugung 5. Risikominimierung für den Investor bei ertragsschwächeren Jahren Rechenbeispiel: - Feste Vergütung von 30cent/kwh bis zur Höchstmenge der Anlagengröße (Novelle ) - Höchstmengen: bis 5kwp 800 kwh/kwp 5 bis 30 kwp 750 kwh/kwp 30 bis 100 kwp 700 kwh/kwp kwp 600 kwh/kwp ab 1000 kwp 450 kwh/kwp für weiche Übergänge, Kumulierung der Anlagengröße z.b. für 8kwp-Anlage gilt: (5x800+3x750)/8=781,25 vergütete Höchstmenge

10 Vorschlag für eine alternative Förderstruktur Ergebnis / Vergleich der Vergütungsstruktur Vertretbarer Anlagenpreis bei gleicher Renditeerwartung von 10-fache Einspeisevergütung = maximaler Anlagenpreis Bisherige Förderstruktur und Szenario einer 15% Sonderdegression zum alternatives Förderkonzept - Vergütung der Höchstmenge - Verkauf der darüber hinausgehende Menge zum EEX-peakload (Annahme 7ct/kwh) Vergütungssatz: 30ct/kwh Stromertrag in kwh/kwp Szenario 15% zum Stromertrag in kwh/kwp Anlagengröße Höchstmenge Anlagengröße Vergütungssatz (ct/kwh) bis 5 kwp bis 30 kwp 24, bis 30 kwp bis 100 kwp 23, bis 100 kwp bis 1000 kwp 21, bis 1000 kwp ab 1000 kwp 18, ab 1000 kwp Deutliche Entzerrung des Standortfaktors. Bei gleicher Renditeerwartung beträgt der Unterschied eines möglichen Investment nur noch ca. 200 /kwp (von vorher ca. 700 /kwp) Ähnliche Anreize (Renditeerwartung) in guten Lagen( 950kwh/kwp) wie im Regierungsszenario mit 15% Degression.

11 alternative Vergütungsstruktur Schafft deutliche Anreize für Verbrauchsnaher Erzeugung Vergleich (bei gleicher Renditeerwartung) der möglicher Anlagenpreise bei unterschiedlicher Nutzung, der über die Höchstmenge hinaus gehende Stromerzeugung Volleinspeisung Eigenstromnutzung - Vergütung der Höchstmenge - Vergütung der Höchstmenge - Verkauf der darüber hinausgehende Menge - Eigennutzung der darüber hinaus gehenden Menge zum EEX-peakload (Annahme 7ct/kwh) (Annahme: Substitution von Strombezug 17ct/kwh) Vergütungssatz: 30ct/kwh Stromertrag in kwh/kwp Vergütungssatz: 30ct/kwh Stromertrag in kwh/kwp Anlagengröße Höchstmenge Anlagengröße Höchstmenge bis 5 kwp bis 5 kwp bis 30 kwp bis 30 kwp bis 100 kwp bis 100 kwp bis 1000 kwp bis 1000 kwp ab 1000 kwp ab 1000 kwp Hohe Anreize für eine Eigenstromnutzung, die nicht zusätzlich gefördert werden muss (bei über 500 /kwp Vorteil: Entwicklung von Lastmanagement- und Speichersystemen denkbar)

12 alternative Vergütungsstruktur Vergleich der Effektivkosten (nicht Betreiberrendite!) für die nichtprivilegierten Letztverbraucher pro erzeugter kwh PV-Strom Vergleich: Effektivkosten(per Umlage) pro erzeugter kwh in cent/kwh bisheriges Förderschema alternatives Förderkonzept Vergütungssatz effektive Vergütung Höchstmenge effektive Vergütung: Höchstmenge x Satz - EEX-Erlös Anlagengröße in cent/kwh Satz - EEX-Erlös Förderkonzept 800 Vergleich 950 Vergleich 1100 Vergleich bis 5 kwp 24,43 17, ,00 5,57 19,37 1,94 16,73-0,70 5 bis 30 kwp 24,43 17, ,56 4,13 18,16 0,73 15,68-1,75 30 bis 100 kwp 23,23 16, ,13 3,89 16,95 0,72 14,64-1, bis 1000 kwp 21,98 14, ,25 2,27 14,53-0,45 12,55-2,44 ab 1000 kwp 18,33 11, ,94 1,61 10,89-0,43 9,41-1,92 Über dem Regierungsentwurf hinaus gehende Minderung der Kosten an ertragsstarken Standorten Überwiegende Minderung der Kosten für PV-Strom aus Großanlagen Höhere Effektiv-Kosten für ertragsschwächere Standorte und kleiner Anlagen - zusätzliche Senkung der Ausgaben im Bereich der bisherigen Zubau-Zentren - Mehrausgaben (bis auf Randfelder), die als relativ kostengünstige Alternative zum beschleunigten Netzausbau, Speicherung, höhere Eigenstromförderung erscheinen.

13 Zusammenfassung / Kommentierung Der Autor dieses Papieres hat eingangs einige Problemfelder des PV-Zubaus benannt betrachtete die Ursachen und zeigte, dass bis zu 3-fach höhere Renditeaussichten ursächlich für eine Schieflast des Zubaus sind. hat eine alternative Förderstruktur vorgestellt, welche durch eine Schwächung des Standortfaktors und hohen Anreizen zur Eigenstromnutzung zu einem Verbraucher-Nahen (und damit Netz-Entlastenden) Zubaus führen sollte. hat nicht den Anspruch DIE perfekte Lösung entwickelt zu haben. ist jedoch der festen Überzeugung, EINE elegantere Förderstruktur präsentiert zu haben, die auf aktuelle Problemfelder des PV-Zubaus bessere Antworten bietet. möchte der Politik, den Branchen- und Interessenvertretern und interessierten Kreisen eine Diskussionsgrundlage liefern.

14 Vielen Dank Weiterverbreitung in ungekürzter Fassung ausdrücklich erwünscht Version 2.1 Februar 2011 Kontakt: