Auf zur Sonne

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Man spricht davon wie vom heiligen Gral der Photovoltaik: Netzparität. Der Tag, an dem Solarstrom zu denselben oder sogar zu niedrigeren Kosten als konventioneller Strom und Strom aus anderen erneuerbaren Energiequellen produziert wird. Der Jahresbeginn ist ein guter Zeitpunkt, um einen Blick auf die Wettbewerbsfähigkeit der Photovoltaik zu werfen – international. Was einfach klingt, umfasst jedoch ein Minenfeld von Faktoren, die zu beachten sind: Marktsegmente und Weltregionen unterscheiden sich in ihrer Dynamik, und die Vorstellungen zu statischer beziehungsweise dynamischer Netzparität wirken sich auf Entscheidungen der Investoren aus.

Die zugrunde liegende Logik ist einfach. Manches deutet darauf hin, dass die Strompreise vielerorts auf der Erde weiterhin steigen. Im jüngsten Bericht von Ernst & Young zu erneuerbaren Energien heißt es, dass „ein unersättlicher Energiehunger die schnell wachsenden Märkte heimsucht“, wodurch Photovoltaikstrom rasant an Wettbewerbsfähigkeit gewinnt. Zusätzlich findet auf einigen Märkten zur Reduzierung des CO2-Ausstoßes eineQuantifizierung und Monetarisierung statt, ökonomische Maßnahmen wie Steuern und Abgaben auf Kohlenstoffemissionen werden eingeführt. In Kombination mit rasant fallenden Photovoltaikpreisen, die einige in der Branche vor erhebliche Probleme stellen, ergibt sich eine „Dreifachbedrohung“, die der Photovoltaik in Märkten wie Italien, Deutschland und Kalifornien wohl bereits zur Wettbewerbsfähigkeit verholfen hat und auch in anderen Teilen der Welt schneller angekommen ist, als von vielen erwartet und prognostiziert wurde.

Genaue Analyse

Man sollte sich nicht in Definitionen verzetteln, aber es ist erwähnenswert, dass es unterschiedliche bewertbare Bereiche der Netzparität beziehungsweise Photovoltaik-Wettbewerbsfähigkeit gibt, die sich auf das Segment für den Stromverbrauch beziehen: Einzelhandel und Großhandel. Der Einzelhandelspreis ist der vom Endkunden gezahlte Preis.

Er kann zwischen Privat- und Gewerbekunden stark variieren, insbesondere in Ländern wie Deutschland, wo Gewerbekunden deutlich niedrigere Preise zahlen. Diese Strompreise beinhalten unter anderem Steuern und Netzgebühren, die sich erheblich auf die zukünftige Wettbewerbsfähigkeit von Photovoltaikstrom mit Strom aus konventionellen Stromquellen auswirken können. Beim Stromgroßhandel liegen die Preise erwartungsgemäß weit unter den Preisen der Endkunden. Parität durch Förderung ist auch ein Aspekt: Ende Oktober 2011 befassten sich die Marktanalysten von Jefferies mit diesem Konzept. In Anbetracht einer Reduzierung der Einspeisevergütung in Deutschland um 15 Prozent bemerkte Jefferies, dass die Einspeisevergütung zwischen 0,1794 und 0,2442 Euro pro Kilowattstunde und damit unter den Strom-Endverbraucherpreisen in vielen deutschen Städten lag. Der HETI (Household Energy Price Index for Europe) führt die Stromkosten in Berlin mit 0,2511 Euro pro Kilowattstunde auf. Dazu sagt Analyst Gerard Reid von Jefferies: „Aus der Sicht eines Investors stellt sich die Lage so dar: Man hat sechs bis sieben Jahre auf die Netzparität warten müssen, jetzt ist sie da.“Bevor die Wettbewerbsfähigkeit des Photovoltaikstroms gegenüber konventionellen Energiequellen beurteilt werden kann, muss das Konzept der mittleren Stromgestehungskosten (LCOE) betrachtet werden, um die bei der Erzeugung von Solarstrom tatsächlich anfallenden Kosten zu ermitteln. LCOE wird in Euro beziehungsweise US-Dollar pro Kilowattstunde angegeben und berücksichtigt die Gesamtkosten der Stromerzeugung, darunter die Investitionskosten für die Anlagen sowie Betriebs-, Wartungs- und weitere variable Kosten, jeweils über die gesamte Lebensdauer einer Photovoltaikanlage hinweg.

Jochen Hauff von der Unternehmensberatung A. T. Kearney war an dem Bericht „Solar Photovoltaics: Competing in the Energy Sector“, der von der European Photovoltaic Industry Association (EPIA) im September 2011 veröffentlicht wurde, mit analytischen Informationen beteiligt. Danach sind die Kapitalkosten, die mit dem gewichteten durchschnittlichen Kapitalkostensatz (WACC) ausgedrückt werden, ein wesentlicher Faktor mit Einfluss auf den LCOE. Die Kapitalkosten haben demnach eine stärkere Auswirkung auf die mittleren Stromgestehungskosten als Modulpreise, Sonneneinstrahlung vor Ort beziehungsweise Lebenszeit.

Eine wissenschaftliche Abhandlung zur Bedeutung der LCOE-Berechnungen für Photovoltaik-Projektentwickler und Marktstabilität wurde Anfang 2011 in der Zeitschrift „Energy and Environment Science“ veröffentlicht. Und im Mai 2011 publizierte der Weltklimarat (IPCC) den „Special Report on Renewables“, der sich

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Steigende Stromkosten

Trotz der Dynamik, die in den Berechnungen zur Wettbewerbsfähigkeit steckt, können selbst recht simple Aspekte wie etwa steigende Stromkosten nicht einfach vorausgesetzt werden. Die groß angelegte Einführung der Photovoltaik wird zu einer grundlegenden Verschiebung im gesamten Stromerzeugungsprozess und damit auch zu Preisveränderungen führen. Faktoren wie die jüngste Finanz- oder Staatsschuldenkrise wirken sich ebenfalls auf die Strompreise aus. Darüber hinaus ist auch eine langfristige Abflachung der steigenden Stromkosten in entwickelten Ländern beobachtet worden, weshalb A. T.

Kearney bei der Berechnung konservativ mit der Einbeziehung steigender Stromkosten vorgeht. In Westeuropa wird damit gerechnet, dass die Netzstromkosten jährlich um etwa zwei Prozent steigen werden. Der Analyst Hauff sagt mit Blick auf die Strompreisentwicklung in Deutschland seit der Liberalisierung im Jahr 1998: „Als die Produktionskosten zu fallen begannen, stiegen die Steuern und strichen so die ‚Liberalisierungsdividende‘ für den Bundeshaushalt ein. Wir können ziemlich sicher sein, dass die Politik sinkenden Stromkosten und sinkender Nachfrage mit erhöhten Steuern und Abgaben begegnen wird.“

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auch ausgiebig mit dem LCOE-Konzept auseinandersetzt. Die Photovoltaikpreise sind jedoch so schnell gefallen, dass die Zahlen des IPCC-Berichts bereits veraltet sind.

Der jeweilige Markt entscheidet

Man erhält einen Eindruck davon, wie die Photovoltaik auf dem Energiesektor im Wettbewerb steht, wenn man die LCOE-Berechnungen auf der Kostenseite der Netzparitätsgleichung einsetzt und dann einen Vergleich mit den tatsächlichen und prognostizierten Strompreisen anstellt. Die photovoltaik hat diese Methode zur Erstellung der Grafik „Jährliche globale Sonneneinstrahlung und Solarstrompotenzial“ auf der folgenden Seite angewendet, die eine breite globale Perspektive dieser Art bietet. Die Ingenieure von der Solarpraxis, die die photovoltaik mit herausgibt, haben die Daten zur Verfügung gestellt.Es bleibt jedoch knifflig, die Wettbewerbsfähigkeit und den Zeitpunkt, ab dem Netzparität gegeben ist, für verschiedene Märkte zu berechnen. Jochen Hauff, Experte für erneuerbare Energie bei A. T. Kearney, meint, dass die Bestimmung der Wettbewerbsfähigkeit der Photovoltaik auf dem Strommarkt nicht so einfach ist. „Die einfache Vorstellung, dass die PV-Kosten irgendwann unter dem Netzstrompreis liegen, sollte durch das fortgeschrittene Konzept der dynamischen Netzparität ersetzt werden, wobei die Wirtschaftlichkeit aus Perspektive der Stromkonsumenten und Investoren in Großprojekte dahingehend beurteilt wird, ob sich die Investition in eine PV-Anlange langfristig auszahlt.“ Die „alten“, statischen Vorstellungen von Netzparität sind Hauff zufolge problematisch. Einerseits werden hierbei die Preise und Kosten nur zu einem einzigen Zeitpunkt betrachtet, andererseits wird vorausgesetzt, dass der verglichene Verbrauch zu 100 Prozent Eigenverbrauch ist. Ohne Speicherung beziehungsweise hohen Stromverbrauch am Tage schaffen das aber nur die wenigsten Haushalte und Unternehmen. Für die meisten Haushalte ist ein Eigenverbrauch von 30 bis 40 Prozent bereits viel.

Dynamisch statt statisch

Die dynamische Photovoltaik-Netzparität erfordert Hauff zufolge zwar mehr Annahmen und eine tiefere Analyse als die statische, dafür sage sie aber auch genauer voraus, ob Kunden sich auch ohne Förderung für eine Photovoltaikanlage entscheiden. Dies ist seiner Meinung nach eine entscheidende Überlegung, wenn man genau betrachtet, wie diePhotovoltaikbranche im Zeitalter einer wettbewerbsfähigen Photovoltaik den Kunden am besten bedient. Mit der dynamischen Netzparität wird der Punkt beschrieben, ab dem sich der Kauf einer Photovoltaikanlage für den Kunden lohnt, und nicht, wann die Photovoltaik oberflächlich betrachtet den Netzstrompreis unterbietet. Hierbei wird die Wirtschaftlichkeit bestimmt, die sich durch das Zurückgreifen auf selbst erzeugten Solarstrom anstelle der bisher vom Kunden benutzten Stromquellen ergibt. Die Hauptannahme bleibt dieselbe: der Preis im Vergleich zu den Kosten, jedoch im Zeitverlauf und unter Berücksichtigung zukünftiger Variablen. Das Ergebnis könnte dazu führen, dass der Kunde früher eine Photovoltaikanlage installiert als bei der einfachen Analyse.Zudem soll bei der dynamischen Netzparität auch in Betracht gezogen werden, in welchem Ausmaß tatsächlich auf Netzstrom verzichtet werden kann. Nach der statischen Definition würde sich bei einem Photovoltaik-LCOE-Wert von 0,23 Euro und einem Netzstrompreis von 0,24 Euro die Installation einer Photovoltaikanlage lohnen. Was aber, wenn man selbst nur 30 bis 40 Prozent des selbst erzeugten Solarstroms nutzt? Zu welchem Preis kann man den überschüssig erzeugten Strom verkaufen, wenn die Sonne scheint und man selbst nicht zu Hause ist? In Abhängigkeit von den getroffenen Annahmen unterscheiden sich die Ergebnisse der dynamischen mitunter nur leicht von der statischen Netzparitätsgleichung. Hauff führt jedoch an: „Man muss die Formel korrektaufstellen, da sich die Situation mit der Zeit verändern und auch von Kundensegment zu Kundensegment unterscheiden wird.“

Gleichwertigkeit der Investition

Der zweite mit dem EPIA-Bericht eingeführte Begriff bezieht sich auf Photovoltaik-Großanlagen: Generation Value Competitiveness. Hierbei handelt es sich um die Wettbewerbsfähigkeit einer größeren Freiflächenanlage oder Aufdachinstallation beziehungsweise um den Zeitpunkt, ab dem Investitionen in Photovoltaikanlagen genauso attraktiv werden wie Investitionen in die herkömmliche Stromerzeugung. Die Perspektive ist also die des unabhängigen Stromerzeugers und möglichen Investors, nicht die des Stromkonsumenten.Es stellt sich die Frage, mit welcher konkurrierenden Form der Stromgewinnung die Photovoltaik verglichen werden soll. In einer von A. T. Kearney unterstützten Analyse für den EPIA-Bericht heißt es, dass die Photovoltaik am besten mit der Gas-Stromerzeugung verglichen werden kann. Das liegt daran, dass ein Großteil des Solarstroms um die Mittagszeit generiert wird, wenn die Gas-Stromerzeugung entweder zur Bedarfsdeckung hochgefahren oder aber nicht benötigt wird, weil die Solarstromerzeugung ihren Höhepunkt hat.

Der Vergleich zwischen Photovoltaik und Gas wird somit zur Frage des Portfolios, für das sich ein Stromerzeugungsunternehmen entscheidet – die Überlegung, ob das Portfolio um zusätzliche Kapazität wachsen soll. Für den Investorergibt sich die Antwort aus einem einfachen LCOE-Vergleich, bei dem nicht unbedingt die Unbeständigkeit der Photovoltaik-Stromerzeugung ins Gewicht fällt, da die Stromerzeugung mit Gas jederzeit aktiviert werden kann. Ohne Zweifel verursacht die Unbeständigkeit bei der Photovoltaik-Stromerzeugung systemische Kosten, da Produktionsspitzen und -tiefen ausgeglichen werden müssen. Solange die Solarstromerzeuger jedoch nicht für die Systemkosten dieser Variabilität aufkommen müssen, so Hauff, hat dies keinen Einfluss auf die Investitionsentscheidung eines unabhängigen Stromerzeugers.

Die aktuelle Analyse zur dynamischen Netzparität basiert auf der vereinfachten Annahme, dass die Struktur der Netztarife stabil bleibt. Da dies jedoch nichtlangfristig zu erwarten ist, sind folgende Punkte zu erwähnen: • Die Struktur der Netztarife: fixe und variable Tarife. Ein erhöhter fixer Anteil wirkt sich auf die dynamische Netzparität aus, jedoch nur schwach.

• Photovoltaik-Eigenverbrauch zur Steuerersparnis. Die Besteuerung des Eigenverbrauchs würde die dynamische Netzparität verzögern, ist aber unwahrscheinlich.

• Die Möglichkeit, dass Stromspeicherung zur kosteneffektiven Alternative wird. So könnte sich der Anteil des Eigenverbrauchs deutlich erhöhen und die dynamische Netzparität näher rücken.

Für eine mittelfristige Prognose müsste man sich festlegen, wann die einzelnen Effekte mit welcher Wirkung auf das Gesamtbild eintreten. Die gegenwärtigeArbeitshypothese geht davon aus, dass sich die Effekte gegenseitig aufheben und das Ergebnis somit wahrscheinlich gleich bleibt. In der Zukunft kann sich das jedoch ändern.

Regionen im Blickpunkt

Die dargestellte globale Momentaufnahme zeigt, wann Photovoltaiksysteme – wenn sie heute installiert werden – mit privaten und gewerblichen Strompreisen werden mithalten können. Der starke Einfluss hoher und steigender Strompreise sowie minimierter mittlerer Photovoltaik-Stromgestehungskosten auf die Wettbewerbsfähigkeit wird dabei sehr klar. In vielen Regionen herrschen jedoch einzigartige Umstände, die diese Werte und Ergebnisse beeinflussen.

Nordamerika

Einige Teile der USA haben aufgrund guter Sonneneinstrahlung und hoher Strompreise bereits die Netzparität erreicht, zum Beispiel Kalifornien und Hawaii. Der als steuerlicher Anreiz von der US-Regierung eingeführte ITC in Höhe von 30 Prozent ist ebenfalls wichtig. Berücksichtigt man den ITC und minimiert die Finanzierungskosten, können etwa New Jersey und Arizona in die Liste der Bundesstaaten aufgenommen werden, in denen bereits Netzparität besteht. Colorado steht kurz davor. Die Grafiken von Navigant Consulting – US-Netzparität mit 10 beziehungsweise 30 Prozent ITC – veranschaulichen diese Situation für eine Auswahl von Finanzierungskosten und Staaten.

Für das nördlich gelegene Kanada meint Jon Kieran, Präsident der CanadianSolar Industry Association (CanSIA), dass die Photovoltaik beim Preis nicht mit anderen Energiequellen mithalten kann, die sich bereits als Methoden zur Stromerzeugung etabliert haben, etwa mit den schon vor fast 100 Jahren gebauten Wasserkraftwerken. „Ich sage unseren Mitgliedern immer, dass die Solarenergie nicht gegen die Niagarafälle antritt, sondern gegen Kraftwerke, die noch gebaut werden müssen, um Bedarfsspitzen in Ontario zu bedienen.“ In Ontario wird hier auf Gas zurückgegriffen. Bei Bedarfsspitzen jedoch wird auch Strom aus anderen fossilen Quellen aus den USA importiert.

Südamerika

Dieser Kontinent gilt als „von den PV-Subventionen im Stich gelassen“, und doch werden Brasilien, Argentinien und Chile mit höchster Wahrscheinlichkeit sehr bald Netzparität erreichen. Die frühere Entwicklung im Bereich der Photovoltaik konzentrierte sich in Südamerika auf netzunabhängige Lösungen, begünstigt durch staatliche Programme und Programme nichtstaatlicher Organisationen. In Peru, Bolivien und Kolumbien gab es bisher Photovoltaik-Elektrifizierungsprogramme für Kleinanlagen und größere Dorfanlagen in ländlichen Gebieten. In abgelegenen südamerikanischen Dörfern ist die Photovoltaik gegenüber Dieselgeneratoren bereits wettbewerbsfähig. Auch wenn die Entwicklung im Bereich der Photovoltaik in Südamerika bisher langsam angelaufen ist: Robert Foster vom Institut für Energie und Umwelt an der New Mexico State University meint, dass die Bedingungen für ein schnelles Erreichen der Photovoltaik-Wettbewerbsfähigkeit dort gegeben sind. „Die staatliche Förderung für PV-Projekte ist stark, und es gibt viel Sonne“, so Foster.

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Speicherkosten

Es ist schwierig, sich vorzustellen, dass viele Haushalte und gewerbliche Konsumenten in der Lage sein werden, den selbst erzeugten Photovoltaikstrom zu 100 Prozent selbst zu verbrauchen. Zudem muss bei ausbleibendem Sonnenschein auf das Stromnetz zugegriffen werden. Viele Berechnungen zur statischen Netzparität werden jedoch ohne Einbeziehung der Kosten für Batterien, thermische Speicherung und andere Speicherlösungen durchgeführt. Wenn es umgekehrt möglich wäre, produzierten Solarstrom kostengünstig zu speichern, so Hauff von A. T. Kearney, sähe es mit der Wirtschaftlichkeit des Photovoltaik-Selbstverbrauchs viel besser aus. Nach Hauffs

Meinung sind weitere Untersuchungen notwendig, um zu beurteilen, inwiefern Fortschritte bei den Speicherkosten die Wettbewerbsfähigkeit beschleunigen würden. „Besonders interessant“, so Hauff, „sind Hybridtechnologien wie photovoltaikbetriebene Wärmepumpen, die überschüssigen Solarstrom thermisch speichern, der dann zur Beheizung von Gebäuden genutzt werden kann.“ Natürlich führt Net Metering zur 100-prozentigen beziehungsweise statischen Netzparitätsgleichung, aber hierbei handelt es sich immer noch um eine Stützungsregelung – und dadurch wird die Photovoltaik laut Hauff „auf eine Art wettbewerbsfähig“.

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Europa

Hauffs Team bei A. T. Kearney hat eine aktualisierte Analyse der dynamischen Netzparität für drei europäische Märkte erarbeitet. Auch wenn die Analyse nicht den gesamten Kontinent umfasst, so sind die Ergebnisse dennoch beeindruckend. Trotz konservativer Prognosen zeigt sich, dass Netzparität in greifbarer Nähe ist. In Spanien werden gewerbliche und private Kunden im Jahr 2012 dynamische Netzparität erleben, gefolgt von der „Generation Value Competitiveness“ im Folgejahr. In Großbritannien wird fürprivate und gewerbliche Kunden mit der dynamischen Netzparität im Jahr 2015 gerechnet und für Kraftwerksinvestoren im Jahr 2016. Und Photovoltaikpionier Deutschland hat demnach die dynamische Netzparität für Endkunden bereits jetzt erreicht, die für Stromerzeuger folgt im bereits nächstes Jahr.

Afrika

Bei netzunabhängigen Anlagen kann die Photovoltaik sehr gut mit der Stromerzeugung aus Dieselgeneratoren mithalten. Es müssen jedoch kosteneffiziente Speicherlösungen entwickelt werden, damit Solarstrom zur echten Wettbewerbsfähigkeit kommt. Kürzlich zeigte sich bei einem Offgrid-Workshop, ausgerichtet vom Großhändler Phaesun in Deutschland, dass netzunabhängige Systeme zwar von den sinkenden Preisen in der ganzen Industrie profitieren, jedoch noch immer 30 bis 40 Prozent teurer als netzgekoppelte Systeme sind. Hohe Importzölle, Korruption und hohe Finanzierungskosten hemmen zudem die Wettbewerbsfähigkeit der netzunabhängigen Photovoltaik in Teilen von Afrika.

Nigeria und Südafrika gehören zu den Märkten mit einer besseren Strominfrastruktur, sie sind die führenden Märkte auf dem Kontinent. Als am stärksten etablierter Markt bietet Südafrika immer noch sehr niedrige Strompreise, trotz des rasanten Anstiegs der Strompreise aufgrund der alternden, auf fossilen Brennstoffen basierenden Infrastruktur. Die Einspeisevergütung wird also ein wichtiger Faktor für die Photovoltaik in Südafrika bleiben. Die 28 erfolgreichen Gebote in der ersten von fünf Runden des staatlichen Programms für erneuerbare Energie wurden Anfang Dezember verkündet. Dino Petrarolo, Geschäftsführer von Kayema Energy Solutions, wird ein zehn Megawatt schweres Projekt in der zweiten Runde einreichen. Nach seinen Worten hat das Ziel der südafrikanischen Regierung, eine Kapazität von 3,75 Gigawatt aus erneuerbarer Energie zu installieren, schließlich den südafrikanischen Photovoltaikmarkt angestoßen.

Ost- und Südasien

Die Rolle Chinas auf dem Solarmarkt ist hinreichend dokumentiert. Als Markt für Module und Installationen jedoch bleibt das Land unterentwickelt – das zeigt eine jährliche Modulproduktionskapazität von rund 18 Gigawatt im Vergleich zueiner kumulierten installierten Leistung von einem Gigawatt. Aufgrund der in China kürzlich eingeführten Einspeisevergütung und eines jährlich um mehr als zehn Prozent wachsenden Strombedarfs liegt der Preis für Solarstrom bereits jetzt teilweise unter den Höchstverbraucherpreisen, so Wu Dacheng vom chinesischen Photovoltaikverband. Im Oktober letzten Jahres teilte Charles Gray von Applied Materials der China Daily mit, dass für private und geschäftliche Kunden „bis 2018 die Netzparität in China erreicht sein wird“. Wu pflichtet bei und fügt hinzu, dass die Privattarife über den gewerblichen liegen und daher die Netzparität für Privathaushalte 2014 erreicht sein wird. Er glaubt auch, dass die Photovoltaik im Jahr 2021 mit dem Großhandelspreis für Strom gleichziehen wird.

Im Nachbarland Japan besteht nach der Atomkatastrophe von Fukushima ein anhaltend großes Interesse an der Photovoltaik, der tatsächliche Preis der Stromerzeugung soll erneut überprüft werden. Strom bleibt weiterhin teuer. Andrew DeWit vonder School of Public Policy Studies an der Rikkyō-Universität in Tokio meint, dass die hohen Kosten für Erdgas und die Monopolisierung von zehn regionalen Strommärkten schuld daran sind. „Strom in Japan ist deutlich teurer als in den Nachbarländern, besonders Südkorea.“ Die hohen Preise mögen die Photovoltaik wettbewerbsfähiger machen, die regulierten Strommärkte jedoch habendie Photovoltaikentwicklung bisher gehemmt. Das trifft besonders auf große Kraftwerke zu, die das Potenzial haben, die Kosten deutlich zu senken. Eine für Mitte des Jahres geplante Einspeisevergütung für solche Anlagen wird von Interessengruppen bekämpft.

Indien ist in letzter Zeit für die Photovoltaikbranche sehr interessant. Die National Solar Mission steigert Kapazität und Größe der Anlagen. Zusätzliche regionale Programme wie etwa in Rajasthan, Karnataka und Gujarat haben diesen Effekt multipliziert. Die Netzstrompreise variieren zwischen verschiedenen indischen Bundesstaaten stark, ebenso zwischen dem privaten und gewerblichen Sektor. Hierbei ist zu bemerken, dass sich die Preise auf dem gewerblichen Sektor weniger als die Preise auf dem Privatsektor zwischen den Staaten unterscheiden. Der deutsche Hersteller Q-Cells hat eine Analyse zur Netzparität in Indien durchgeführt, wonach die Photovoltaik zuerst in den Staaten Gujarat und Maharashtra wettbewerbsfähig sein wird. Die Analyse zeigt auch, dass bei einer Reduzierung der Finanzierungskosten von dort zwölf bis dreizehn auf sieben Prozent die Wettbewerbsfähigkeit schneller herbeigeführt werden kann.

Südostasien

Die verschiedenartigen Märkte Südostasiens sind in einer faszinierenden Situation. In einer Analyse, die kürzlich auf der Clean Energy Expo Asia in Singapore vorgestellt wurde, berichtet Christophe Inglin von Phoenix Solar, dass die Photovoltaik im Inselstaat Singapur schon fast Netzparität erreicht hat. Emmanuel Guyot, Leiter Projektentwicklung und Finanzierung bei Conergy, pflichtet dem bei. „Betrachtet man die aktuellen Preisefür Privathaushalte in der ASEAN-Region, so stellt man fest, dass der Preis auf den Philippinen bei fast 0,25 US-Dollar je Kilowattstunde liegt, während der Preis im benachbarten Singapur circa 0,21 bis 0,23 US-Dollar beträgt.“ Guyot sagt, dass in der Folge Stromversorger zunehmend bereit sind, Power Purchase Agreements (PPAs) bei rund 0,21 US-Dollar je Kilowattstunde zu unterzeichnen. Bei einem internen Zinsfuß von acht Prozent kann Solarstrom für circa 0,23 US-Dollar je Kilowattstunde angeboten werden. „Das macht die Photovoltaik wettbewerbsfähig – in bestimmten Segmenten sind wir bei der Netzparität angelangt.“ Soren Karkov, Regionaldirektor Saubere Energie für Det Norske Veritas, gibt an, dass Malaysia fossile Brennstoffe zur Stromerzeugung mit 900 Millionen US-Dollar jährlich subventioniert und dadurch der Photovoltaik die Wettbewerbsfähigkeit verbaut. „Auf den Philippinen sind die Strompreise viel höher, weil es keine Subventionen für die Brennstoffe zur Stromerzeugung gibt.“ In Thailand liegen die Strompreise für Privathaushalte bei etwa 0,10 US-Dollar. Somit bleibt die Photovoltaik dort von einer Einspeisevergütung abhängig. Guyot sagt abschließend: „Der Preisunterschied ist immer noch zu groß.“

Ozeanien

Zu den größten Ländern in der Region zählt Fidschi, wo 57 Prozent der 170 Megawatt Erzeugungskapazität auf Diesel basieren. Das ist ein hoher Wert. Fidschi gehört jedoch zu den glücklichen Ländern der Region, die über üppige Wasserkraftressourcen verfügen. Aufgrund gestiegener Preise für Diesel gibt es nun eine Reihe von staatlichen Anreizen, die die Netzparität in Fidschi näher bringen. Zu den Anreizen für Photovoltaikinvestitionen gehören die drastische Reduzierung der Zölle beziehungsweise die Zollbefreiung von Photovoltaikimporten, schnellere Abschreibungsmöglichkeiten der Investitionen und eine fünfjährige Steuerbefreiung.

Andere Inselstaaten im Pazifik haben in Sachen Wasserkraft weniger Glück als Fidschi. Samoa und die Salomonen haben beide extrem hohe Strompreise. Nach Aussage des Leiters der School of Engineering and Physics an der University of the South Pacific (USP), Atul Raturi, liegen die Strompreise in Fidschi für Privathaushalte bei niedrigen 0,17 bis 0,18 US-Dollar je Kilowattstunde. „Auf den Salomonen“, erklärt Raturi, „müsste man 0,60 bis 0,70 US-Dollar zahlen.“ Unter diesen Bedingungen ist die Photovoltaik wahrhaftig wettbewerbsfähig, die Entwicklung ist jedoch wegen des niedrigen Nachfragevolumens und fehlender technischer Kompetenz in Bezug auf Installation und Wartung eher zaghaft. Die USP hat sich der Sache angenommen und auf dem Campus eine 45-Kilowatt-Anlage ans Netz genommen. Ein vom Stromversorgungsunternehmen von Fidschi durchgeführtes Wartungsmodell hat zudem gezeigt, wie Offgrid-Anlagen in abgelegenen und isolierten Dörfern kostengünstig gewartet werden können.

Auch im Süden Ozeaniens, Australien, haben staatliche Subventionen eine Rolle beim Erreichen der Netzparität gespielt. Andrew Blakers von der Australian National University veröffentlichte im August 2011 eine kurze Stellungnahme, in der er erklärte, dass die Netzparität für Privathaushalte in ganz Australien inzwischen erreicht sei. Blakers‘ Berechnungen beziehen sich auch auf subventionierte Netzparität, da sie sowohl das staatliche Subventionsprogramm – Erneuerbare-Energie-Zertifikate (REC) für Systeme unter 1,5 Kilowatt – als auch eine CO2 -Emissionssteuer, vom australischen Parlament im November 2011 verabschiedet, berücksichtigen.

Die Strompreise sind in den vergangenen Jahren in einigen australischen Städten rasant gestiegen. Während Strom in zahlreichen Bundesstaaten zuvor stark subventioniert war, wurden die Subventionen in Anbetracht steigender Kosten immer mehr zurückgefahren. „In ganz Australien setzen die Regierungen jetzt auf eine Preisgestaltung, die die Kosten widerspiegelt“, so Ray Wills von der Sustainable Energy Association. Viele Photovoltaikinstallateure berichteten von bevorstehender Wettbewerbsfähigkeit auch ohne Subventionen. „Mehr als die Hälfte unserer Mitglieder gaben in einer kürzlich durchgeführten Umfrage an, dass sie bereits vor 2015 damit rechnen, und viele von ihnen glauben, dass die Netzparität bereits 2013 oder sogar 2012 eintreten wird. Auf jeden Fall wird es innerhalb der nächsten zwei bis vier Jahre so weit sein, dass Solarmodule nicht mehr subventioniert werden müssen. Photovoltaik wird einfach wirtschaftlich Sinn machen.“

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