Zukunft für die Freifläche in Deutschland

Freiflächen in Deutschland bauen? Hört man sich in der Branche um, sieht es damit zurzeit wegen der gestiegenen Modulpreise und der gefallenen Einspeisevergütung schlecht aus. Doch dies muss so nicht bleiben, wenn die Investoren neue Geschäftsmodelle finden. Diese können allerdings nicht mit den üppigen Einnahmen der vergangenen Jahre rechnen. Nur, womit müssen sie rechnen? Das zeigt ein Blick auf die Entwicklung.

In der ersten Zeitphase der Freilandanlagen, also etwa von 2006 bis 2010, wurden mit großer Steigerung immer mehr und auch immer größere Freiflächenanlagen in Deutschland und in Europa errichtet. Diese Phase war vor allem dadurch geprägt, dass es einen Mangel an (umsetzbaren) Projekten und verfügbaren Modulen gab. Das zeigte sich auch an der technischen und ökonomischen Entwicklung.

Die damalige Systemtechnik für Freiflächenanlagen unterschied sich noch deutlich von unseren heutigen Standards [siehe Kasten 1]. Sie war unter anderem geprägt von einer geringeren Belegungsdichte durch die Module und komplexeren Montagesystemen. Auch der Grad der Standardisierung bei der Planung und dem Bau der Freiflächenanlagen war nur gering.

In der nächsten Phase von 2011 bis Anfang 2013 gab es dagegen ein großes Überangebot an Modulen und auch viele neue Anbieter, die die restlichen Komponenten lieferten. Daraus resultierten Preissenkungen auch auf Systemebene, die zum Teil deutlich höher lagen als die damaligen Absenkungen der Einspeisevergütungen. Parallel dazu wuchs der Anteil von kristallinen Modulen steil an. Mit einher ging eine deutliche Professionalisierung der Marktteilnehmer mit einer zunehmend höheren Anforderung an die EEG-Vergütungsfähigkeit, Netzmanagement-Zertifizierungen und vieles mehr.

Systemkosten seit 2006 stark gesunken

Die Systemkosten sanken von etwa vier Euro pro Wattpeak im Jahr 2006 auf ein Euro in diesem Jahr. Dies bedeutet also eine Reduktion auf 25 Prozent des Ausgangswerts [siehe Grafik 1]. Der Anteil der BOS-Kosten (BOS – Balance of System; Gesamtkosten ohne Module) und damit auch deren Bedeutung bei Kostensenkungen nahm in dieser Zeit beständig zu, zumal die Modulpreise stark gesunken sind. 2006 lagen die Modulpreise noch bei rund 2,50 Euro pro Wattpeak. Sie sanken bis Ende 2010 auf 1,30 bis 1,50 Euro pro Wattpeak. Ende vergangenen Jahres erreichten sie dann einen vorläufigen Tiefpunkt mit etwa 0,50 Euro pro Wattpeak. Gleichzeitig verbesserten sich in dieser Zeit die Wirkungsgrade und vor allem die Leistung der Solarmodule. Heutzutage sind Module mit einer Leistung von 240 bis 260 Wattpeak üblich. Dies führt verglichen mit früheren Modellen, deren Leistung nur zwischen 160 und 180 Wattpeak lag, gerade bei Freiflächenanlagen zu signifikanten Einsparungen bei der Unterkonstruktion und der Montage.

Verbesserungen gab es in den zurückliegenden Jahren aber nicht nur bei den Modulen, sondern auch bei der Systemtechnik. Hierbei kommen viele einzelne Maßnahmen zusammen, die in kleinen Schritten zu einer deutlichen Absenkung der BOS-Kosten seit 2006 geführt haben. Bei den Unterkonstruktionen sind Fortschritte wie der vermehrte Einsatz von Stahl statt Aluminium, größere Tische, die Minimierung von Wandstärken oder ein größerer Vorkonfektionierungsgrad zu beobachten. Bei den Wechselrichtern setzen Projektierer mittlerweile bevorzugt auf trafolose Strangwechselrichter im Leistungsbereich bis 30 Kilowatt sowie eine „Unterdimensionierung“ der Wechselrichter, womit geringfügig niedrigere Jahreserträge zu erwarten sind, gleichzeitig aber Kosten gespart werden. Außerdem entfällt weitgehend der Bau von Wechselrichterhäuschen Grafik 1: Entwicklung der Kostenanteile ausgewählter Anlagenteile 2006 bis 2013 bei Verwendung von kristallinen Modulen. Die Systempreise haben sich dabei über die Zeit von vier Euro pro Wattpeak auf ein Euro pro Wattpeak verringert.

Auch bei der Verkabelung von Freiflächenanlagen sind in den vergangenen Jahren bereits Kosteneinsparungen erreicht worden. Hierbei griffen Maßnahmen zur Senkung der BOS-Kosten wie der Verzicht auf ein Strangmonitoring, höhere Systemspannung, Reduzierung der Querschnitte, vorkonfektionierte Kabelungssysteme oder der Einsatz von Aluminium statt Kupfer bei den Hauptleitungen. Ein weiterer Punkt, der die anteiligen Fixkosten für Freiflächenanlagen – zu denen etwa der Netzanschluss, die Pacht und der Zaun zählen – maßgeblich drückte, ist die erhöhte Belegungsdichte.

Doch nicht nur die Materialverbesserungen führen zu Einsparungen. Immer präzisere Beschreibungen des notwendigen Leistungsumfangs für Nachunternehmer und Marktkenntnisse halfen, nachträgliche Kostensteigerungen zu vermeiden und marktkonforme Preise – vor allem in den Nebengewerken – zu erzielen. Die Verkürzung der Bauzeit auf drei bis sechs Wochen für Fünf- bis Zehn-Megawatt-Anlagen statt drei Monaten konnte die Kosten im Bereich Zwischenfinanzierung, Bewachung und Baustelleneinrichtung signifikant senken. Eine verbesserte Organisation und Prozessfolge auf der Baustelle wirkte sich positiv auf die BOS-Kosten aus: So werden die Kabel im Bereich der Photovoltaikanlage mittlerweile vor Beginn der Montage der Unterkonstruktion verlegt, weil dann eine schnellere Verlegung auf kürzerem Wege möglich ist. Dies setzt aber eine sehr präzise Planung und exakte Rammung der Unterkonstruktion voraus, um Schäden an den Kabeln zu vermeiden. Sofern es Zeit und Ort zulassen, kann man durch den Bau des Zauns vor dem Beginn der Montage zusätzlich die Kosten für Bewachung fast komplett einsparen. Diese sind mit etwa 1.000 Euro pro Woche anzusetzen.

Neben einem Blick auf die Baukosten interessieren den Investor vor allem die Kosten über die Betriebszeit der Anlage (TCO – Total Cost of Ownership), wobei diese in den meisten Fällen für die Laufzeit der EEG-Vergütung – also 20 Jahre plus Inbetriebnahmejahr – gerechnet werden [siehe Grafik 2].

Bedingt durch die Niedrigzinspolitik seit Beginn der Finanzkrise 2008 ist in den vergangenen Jahren die Zinsbelastung der Fremdkapitaldarlehen deutlich zurückgegangen. Ein erheblicher Anstieg der relativen Kosten – obwohl in absoluten Werten gefallen – ist bei Wartung und Betriebsführung (O&M – Operation & Maintenance) sowie beim Wechselrichterservice (bei Zentralwechselrichtern) zu beobachten. Grund ist, dass ein hoher Anteil an Arbeitskosten enthalten ist. Eine extreme Erhöhung ist vor allem bei den Grundstückspachten zu beobachten, da es aufgrund der geänderten EEG-Vorschriften eine Verknappung von vergütungsfähigen Objekten gab. 

Verschiedene Entwicklungsphasen 2013 Während sich in den vergangenen Jahren relativ stringente Entwicklungen bei den Kosten feststellen ließen, ist das Bild im Jahr 2013 nun auch angesichts des laufenden Antidumping- und Antisubventionsverfahrens gegen Hersteller kristalliner Photovoltaikprodukte aus China differenzierter zu betrachten. Das Jahr 2013 lässt sich daher ganz grob in drei Abschnitte einteilen: die Zeit zwischen der Einführung der Registerpflicht für chinesische Module Anfang März bis zur Erhebung der vorläufigen Antidumpingzölle im Juni; die Zeit, als die vorläufigen Antidumpingzölle galten – also bis Anfang August – sowie die Zeit danach, für die sich EU-Kommission und chinesisches Handelsministerium auf Mindestimportpreise für chinesische Solarmodule in Europa verständigt haben.

Erstmalig seit 2008 war in diesem Jahr wieder ein Anstieg der Modulpreise zu verzeichnen. Zu Jahresbeginn hatten sie den Tiefpunkt von etwa 0,45 Cent je Wattpeak erreicht und stiegen bis August auf etwa 0,56 bis 0,57 Cent je Wattpeak an. Dies entspricht einer Steigerung um etwa 20 Prozent. Parallel dazu sank die Einspeisevergütung in Deutschland monatlich weiter. Zunächst lag die Degression bei 2,2 Prozent pro Monat, später bei 1,8 Prozent. Im Oktober werden die Tarife für mittelgroße Anlagen zwischen einem und zehn Megawatt erstmals unter zehn Cent je Kilowattstunde liegen.

Eine Absenkung der Vergütung um 1,8 Prozent bedeutet bei einem Systempreis von etwa 1.000 Euro je Kilowattpeak, dass die Kosten um zehn bis zwölf Euro je Kilowattpeak monatlich abgesenkt werden müssen. Dies bezieht sich auf den Barwert, also die Summe der Mindererlöse über die Laufzeit abgezinst auf den Wert zum Investitionszeitpunkt. Da jeder Monat des Inbetriebnahmejahres zusätzlich zu dem 20-jährigen Vergütungszeitraum vergütet wird, muss der Anlagenpreis darüber hinaus weiter reduziert werden, um dieselbe Zielrendite zu erzielen. Das bedeutet im Sommer mit rund 150 Kilowattstunden pro Kilowattpeak bei einer Vergütung von zehn Cent je Kilowattstunde eine Absenkung von circa 15 Euro je Kilowattpeak monatlich. Im Herbst und Winter reduziert sich dieser Wert dann wegen der niedrigeren Einstrahlung auf etwa fünf bis zehn Euro je Kilowattpeak. In der Summe also eine Reduzierung von rund 25 Euro pro Kilowattpeak pro Monat.

Betrachtet man die typischen Kosten zu Jahresbeginn und im August 2013, zeigt sich, dass die höheren Modulkosten durch die deutlichen Einsparungen bei den BOS-Kosten von etwa 80 Euro je Kilowattpeak bei fast konstant bleibenden Baukosten kompensiert wurden und sogar noch eine Reduzierung der Gesamtkosten erreicht wurde [siehe Tabelle].

Bei Inbetriebnahme einer Freiflächenanlage im März 2013 war an einem entsprechenden Standort ein Verkaufspreis von circa 1.150 Euro je Kilowattpeak zu erzielen und damit eine Marge von etwa 180 Euro je Kilowattpeak. Im August war dagegen wegen der monatlichen Absenkung der Vergütung und des kürzeren Inbetriebnahmejahrs nur noch ein Preis von rund 1.000 Euro je Kilowattpeak zu erzielen und die Marge damit weitgehend abgeschmolzen. Im September ist angesichts der weiteren Absenkung des Verkaufspreises um etwa 20 Euro je Kilowattpeak und der Annäherung der Modulkosten an den vereinbarten Mindestpreis von 56 bis 57 Cent je Wattpeak keinerlei Marge mehr zu erzielen.

Dies ist momentan auch im Markt zu beobachten: Die wenigen Projekte, die im September noch projektiert werden, werden nicht mehr wegen der zu erzielenden Marge umgesetzt, sondern um die bereits getätigten Investitionen wie Projektentwicklung und Flächenkauf nicht abschreiben zu müssen. Im vierten Quartal werden unter diesen Prämissen innerhalb des EEG voraussichtlich keine mittelgroßen Freiflächenanlagen in Deutschland mehr umgesetzt werden.

Potenziale für künftige Kostensenkungen

Doch wo sind noch Kostensenkungspotenziale zu erwarten, die die Realisierung von Freiflächenanlagen wieder rentabel machen können? Zumindest bis zum Jahresende ist beim größten Kostenblock – den Modulen – wenig Bewegung zu erwarten. Wegen der vereinbarten Mindestpreisregelung werden selbst diejenigen Hersteller, die außerhalb Chinas fertigen und von der Kostenstruktur in der Lage wären, deutlich günstigere Preise zu offerieren, diese nicht anbieten. Die chinesischen Hersteller dürfen nicht, die anderen Produzenten müssen nicht. Sie können sich erst einmal knapp unter dem Mindestpreis orientieren, um auf diesem Weg Marktvolumen in anderen Segmenten wie Aufdachanlagen zu bedienen. Doch selbst ein Modulpreis in der Nähe von 50 Cent je Wattpeak würde die Situation nicht grundlegend ändern, da die Einspeisevergütung ebenfalls monatlich weiter sinkt.

Im Bereich der Unterkonstruktion und Montage haben sich die Kosten in den vergangenen Jahren dank verbesserter Gestelle mit weniger Materialeinsatz, aber auch der Massenfertigung mehr als halbiert. Bei einem eher zurückgehenden Markt werden Kostensenkungen über Masseneffekte nicht zu erwarten sein. Da 60 Prozent der Kosten auf das Material entfallen und weitere 10 bis 15 Prozent auf die Verzinkung, bleibt als primäres Einsparpotenzial in diesem Bereich nur noch das Design, die Fertigung sowie eine Weiterentwicklung bei den Modulen.

Mit dem Übergang von 60-zelligen auf 72-zellige Module kann der Aufwand der Montage sowie die Anzahl von Klemmen reduziert werden, sofern die statischen Anforderungen auch bei den 72-zelligen Modulen die Klemmung an vier Punkten erlaubt. Erste Abschätzungen lassen hierbei noch ein kurzfristiges Einsparpotenzial von 10 bis 15 Euro pro Kilowattpeak erwarten. Mittelfristige Ansätze gehen dahin, statt feuerverzinkter Komponenten mit circa 70 Mikrometer Schichtdicke und mehr bandverzinkte Materialen mit circa 40 Mikrometer Schichtdicke einzusetzen. Alternativ könnte auch die Verwendung von unverzinkten, vorbehandelten Stählen geprüft werden. Neue Ansätze wie Einlegesysteme für rahmenlose Module werden wegen der notwendigen Präzision bei der Fertigung, aber vor allem bei der Montage – gerade auf unebenen oder arbeitenden Böden – kritisch gesehen. Auch bei Seilsystemen sind nach derzeitigen Gegebenheiten kaum Kostensenkungen für Freiflächenanlagen in Deutschland zu erwarten.

Bei der Niederspannungsverkabelung liegen die dominierenden Faktoren im Materialpreis, vor allem durch Kupfer bei der Stringverkabelung oder Aluminium bei der AC-Niederspannungsverkabelung, sowie den Arbeitskosten. Die Kosten für Kabel orientieren sich primär an Weltmarktpreisen und unterliegen nicht den Mechanismen der Photovoltaikwelt. Dasselbe gilt auch für die Arbeitskosten, so dass hier fast keine Einsparungen zu erwarten sind. Mit dem Einsatz von 72-zelligen Modulen kann bei Hochkantmontage die „Kreuzverkabelung“ angewendet werden, so dass im Vergleich zu früher das Solarkabel für die Rückleitung zum Wechselrichter im Bereich der Module eingespart werden kann.

Mehr Spielraum bei Wechselrichtern

Bei den Wechselrichtern gibt es hingegen noch ein bisschen mehr Spielraum. Mit einer weiteren „Unterdimensionierung“ der Wechselrichterleistung gegenüber der installierten Leistung ist vielleicht noch eine Preissenkung von etwa zehn Euro je Kilowattpeak möglich. Dabei gilt, je geringer die Einspeise vergütung, desto weniger fällt ein Verlust beim Gesamtertrag durch die Unterdimensionierung ins Gewicht. Weiteres Kostensenkungspotenzial ergibt sich durch die weitere Steigerung der Leistung der „Strangwechselrichter“, die ab dem kommenden Jahr zu erwarten ist. Ein zunehmender Preisdruck auf die überwiegend europäischen oder US-amerikanischen Hersteller, die derzeit dieses Segment bedienen, entsteht – ähnlich wie vor einigen Jahren bei den Solarmodulen – durch die stärker werdende Konkurrenz aus Asien. Die Produkte der asiatischen Hersteller haben, wie auch unabhängige Tests beweisen, in den vergangenen Jahren deutlich an Leistung, Wirkungsgrad und Qualität gewonnen, so dass sie zunehmend auch bei Megawattanlagen eingesetzt werden.

Kurzfristige Einsparpotenziale vorhanden

Generell ist zu beobachten, dass im Bereich mittelgroßer Anlagen bis zehn Megawattpeak der Anteil von Zentralwechselrichtern deutlich zurückgeht. Damit entfallen weitgehend die Wartungskosten, und die notwendigen Reparaturen können günstig durch das Personal vor Ort erfolgen. Im Fall eines Defekts ist ein Ersatzgerät meist genauso schnell verfügbar und vor Ort wie der Störungsservice bei Zentralwechselrichtern. Falls der Hersteller des Zentralwechselrichters nach Jahren insolvent wird, sind die bis dahin bezahlten Servicekosten sowie die Kosten für die Vorhaltung von Komponenten sehr wahrscheinlich verloren. Zudem stellt sich die Frage, wie der Service für die Restlaufzeit sichergestellt wird. Ersatzteile bei den Zentralwechselrichtern werden während der Laufzeit des Solarparks im Gegensatz zu Neugeräten bei Strangwechselrichtern (nach Ablauf der Garantie oder falls die Reparatur zu teuer wird) nicht günstiger. Hingegen ist bei den Strangwechselrichtern durch die asiatischen Hersteller und Masseneffekte noch mit deutlichen Preissenkungen in den kommenden Jahren zu rechnen. Insgesamt dürfte sich damit ein mittelfristiges Kostensenkungspotenzial von 30 bis 40 Euro je Kilowattpeak ergeben. Kurzfristig scheinen aber bestenfalls 20 Euro je Kilowattpeak möglich.

Mit der Aufstellung der Trafos im Freien entfallen Kosten für größere Gebäude. Hier sind allerdings wasserrechtliche Vorgaben zu beachten, die den Einsatz dieser Variante auch ausschließen können. Die oft langwierige Genehmigungsprozedur kann den Kostenvorteil durch eine spätere Inbetriebnahme der Anlage angesichts der monatlichen Reduzierung der Einspeisetarife sogar in einen Nachteil wandeln.

Die Erhöhung der Spannung auf der Niederspannungsseite auf 690 Volt Ausgangsspannung würde weitere Kostensenkungen bringen – setzt aber voraus, dass der Wechselrichter in einem Spannungsbereich von über 1.000 Volt Eingangsspannung auf der Anlagenseite arbeitet. Die Verfügbarkeit von geeigneten Komponenten ist aber trotz vieler Entwicklungsansätze noch eingeschränkt.

Insgesamt gibt es also Potenziale, die kurz- und mittelfristig zu einer Absenkung der BOS-Kosten führen könnten. Die Gesamtsumme von 75 Euro je Kilowattpeak [siehe Tabelle] bedeutet sicherlich einen ambitionierten Ansatz – immerhin sind dies rund 20 Prozent der bisherigen BOS-Kosten. Er ist aber nicht ausreichend, weil die monatliche Vergütungsabsenkung zusammen mit dem kürzer werdenden Inbetriebnahmejahr eine Absenkung in derselben Größenordnung erfordert. Das bedeutet, dass bei Freiflächenanlagen in Deutschland im vierten Quartal wohl keine ausreichenden Margen erzielt werden können. Daran ändern selbst diese Kostensenkungen nichts.

Betriebskosten senken

Eine Reihe von laufenden Kosten wie Zinsen und Pacht sind von Photovoltaikseite nicht zu beeinflussen. Daher sind bei den Betriebskosten die wesentlichen Stellgrößen die O&M-Kosten sowie der Wechselrichterservice, falls Zentralwechselrichter eingesetzt werden. In den vergangenen Jahren war schon eine deutliche Reduzierung bei den O&M-Kosten von 12 bis 15 Euro je Kilowattpeak im Jahr 2010 auf aktuell sieben bis neun Euro je Kilowattpeak bei Neuverträgen zu beobachten. Wenn die Betriebskosten um einen Euro je Kilowattpeak jährlich gesenkt werden, entspricht dies bei einer Laufzeit von 20 Jahren einer Einsparung von etwa 12 bis 13 Euro je Kilowattpeak bezogen auf den Barwert.

Insgesamt steckt aber in den O&M-Leistungen durchaus noch mehr Kostensenkungspotenzial. Nicht alles, was möglich ist, ist auch sinnvoll: Warum sollte ein gut geplanter und gebauter Solarpark, der mit verlässlichen Komponenten ausgestattet ist und über ein gutes Überwachungssystem verfügt, jedes Jahr gewartet werden? Bei einem Übergang zum Zwei-Jahres-Rhythmus lassen sich Kosten bis zu einem Euro je Kilowattpeak pro Jahr einsparen. Bei Bedarf kann das Wartungsintervall auch wieder verkürzt werden.

Insgesamt ist jedoch derzeit – bedingt durch die Mindestimportpreisregelung und die EEG-Absenkungsraten – ein sehr pessimistisches Fazit für die Freiflächenanlagen in Deutschland zu ziehen. Nach mehr als zehn Jahren, in denen mehr erreicht wurde, als viele zu träumen wagten, scheint nun erst mal nur das Fazit möglich: Game over.

Mit Blick auf die weiter sinkenden EEG-Vergütungen gewinnen Überlegungen, den Strom direkt zu vermarkten, zunehmend Attraktivität. Neben einer Reihe von zu lösenden Problemen, die aus dem regulatorischen Umfeld resultieren, die sich jederzeit zum Vor- oder Nachteil verändern können, wird die Finanzierung des Projekts zum Knackpunkt: Wie kann eine langfristige Finanzierung des Projekts mit Fremdkapital über eine Laufzeit von mindestens zehn Jahren sichergestellt werden?

Wenn – wie bei EEG-Anlagen üblich – die Photovoltaikanlage selbst oder der Stromliefervertrag als Sicherheit für das Darlehen dienen soll, werden seitens der Banken sicher Fragen aufgeworfen. Wie lang ist die Laufzeit des Vertrags und wie hoch die Mindestvergütung? Bisher gab es da eine klare, verlässliche gesetzliche Grundlage. Wird der Stromkunde auch unter ungünstigen Bedingungen in der Lage sein, den Vertrag zu erfüllen? Wie ist dieser abgesichert? Auch hierbei gab es bisher mit dem EEG eine gesetzliche Grundlage, die Garantiecharakter aus Sicht der Banken hatte.

Neue Geschäftsmodelle

Solange die Banken nicht bereit sind, diese Projekte über eine Laufzeit von zehn Jahren oder mehr zu finanzieren, bleibt nur die Lösung, über einen entsprechend hohen Eigenkapitalanteil das Projekt zu realisieren. Gleichzeitig wird damit die Eigenkapitalrendite empfindlich reduziert und viel Kapital gebunden. Damit könnten künftig Freiflächenprojekte nicht mehr von den bisherigen Photovoltaikprojektierern realisiert werden. Der Markt könnte von Unternehmen beherrscht werden, die über entsprechendes Eigenkapital und die Kenntnisse im Stromgeschäft verfügen, wie Energieversorger und Stadtwerke.

Auch bei diesen Anlagen gelten die Überlegungen zu Kosteneinsparungen mit Blick auf Module und BOS-Komponenten, wobei aber kein höheres Potenzial zu sehen ist. Da die Anlagen außerhalb des EEG errichtet werden, gibt es allerdings keine Einschränkungen bei den Flächen. Dies wäre eine Stellschraube, um Kosten zu senken – aber zugleich gilt es, die fehlende Absicherung für den Notfall in Form des EEG zu kompensieren. 

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