Bumm, Bumm, Boom

„Der Kopf muss hoch, die Brust muss raus!“ Daniel Brandl ist in seinem Element, wenn er auf die neuen Bedingungen angesprochen wird, die im Solarmarkt herrschen. Der Gründer und Geschäftsführer von Orange Solar ist überzeugt, dass es nur „an uns“ liegt, ob wieder mehr, besser viel mehr Photovoltaikanlagen installiert werden. Auf Seite 32 zählt er auf, was „wir“ dafür tun müssen.

Er mag besonders optimistisch sein. Doch auch sonst ist bei Installateuren und EPCs ein deutliches Aufatmen zu bemerken. Auch wenn vollkommen unklar ist, wie sehr die Rendite, und damit niedrigere Preise, die Nachfrage befeuern, es tut sich etwas.

Mehrere Ursachen führen zusammen dazu, dass plötzlich wieder günstigere Module zu kaufen sind. Benedikt Ortmann, Geschäftsführer von Baywa r.e. Solar Projects, hat für sein Projektgeschäft jetzt schon Module für 37 Cent pro Watt angeboten bekommen (mehr zu den Auswirkungen auf den Solarkraftwerksbau ab Seite 48). Andere berichten Ähnliches. Die Preiskurve von Bloomberg New Energy Finance zeigt deutlich, worin das Potenzial besteht (rechts). Nachdem die Weltmarktpreise mehr als zwei Jahre stagnierten, fielen sie innerhalb von nur drei Monaten um 20 Prozent.

Man mag darüber streiten, wie viel davon in Deutschland angekommen ist. Einige Einkäufer melden ebenfalls 20 Prozent. Das Gros spricht von 10 Prozent. Das ist auch das Resultat des pvXchange-Preisindex, den pv magazine regelmäßig veröffentlicht und der vermutlich mehr auf Europa fokussiert ist als der von Bloomberg. Was nicht bedeutet, dass die Preise höher liegen als die von Ortmann genannten. „Aktuell gibt es für kristalline Module (A-Ware) aus Deutschland untere Preispunkte von 43 Cent per Watt und für Module aus Asien von 39 Cent per Watt, Tendenz fallend“, erklärt pvXchange-Geschäftsführer Martin Schachinger. Er gibt ab Seite 48 einen Überblick über die Auswirkungen der Preisentwicklung seit 2012.

Preise werden weitergegeben

Die meisten Installationsbetriebe sollten von der Entwicklung profitieren können. Der Handel hat die Preissenkungen zumindest teilweise weitergegeben. Das berichten Installateure in der Schnellumfrage unter 24 Installationsbetrieben, die pv magazine kurzfristig für die vorliegende Ausgabe durchgeführt hat. Allerdings ist die Spanne sehr unterschiedlich. Die meisten geben Werte zwischen 10 und 15 Prozent an. Es gibt aber auch Betriebe, die nur 3 Prozent billiger einkaufen können, andere über 20 Prozent.

Großhändler bestätigen das. „IBC Solar gibt Preissenkungen im Einkauf eins zu eins an die Installateure weiter“, sagt Jürgen Dursch, Abteilungsleiter Distribution Germany. Dieter Ortmann von Baywa r.e. sieht inzwischen Preise für Installateure für Standard-60-Zellen-Module um die 50 Cent, selbst wenn es sich um kleinere Photovoltaikanlagen im Privatkundenmarkt handelt. Hocheffizienzmodule mit Leistungen über 300 Wattpeak sind ebenfalls etwas kostengünstiger geworden. „Wir geben die Preissenkung weiter“, sagt auch er.

Auch Endkunden bekommen das teilweise zu spüren. Über 50 Prozent der befragten Installationsbetriebe geben die Preissenkungen teilweise weiter, ein Drittel sogar ganz. „Vermutlich liegt es an der regionalen Wettbewerbssituation, ob die Preissenkung weitergegeben wird“, sagt Ralf Kinauer, Geschäftsführer von Soluwa bei Nürnberg (siehe Vorstellung Seite 35). Und diese sei je nach Standort unterschiedlich. Wer ausgelastet ist, erhöht sowieso zunächst seine Margen. Nach den bitteren Erfahrungen der letzten Jahre tun sich Betriebe schwerer, gleich wieder einzustellen. Abgesehen davon, dass geeignetes Personal erst einmal wieder gefunden werden muss. Alles braucht eben seine Zeit.

Preissenkung vermutlich nachhaltig

Es sieht so aus, als ob diese zumindest bezüglich der niedrigeren Modulpreise vorhanden ist. Die Preise sind zum einen gesunken, weil die Nachfrage in den USA zurückgegangen ist. Noch im März erwartete GTM Research einen Zubau von 16 Gigawatt dieses Jahr. Im Sommer hat die Regierung beschlossen, die Steuervergünstigung für Investitionen (ITC), die Ende des Jahres auslaufen sollte, zu verlängern. Das hat kurioserweise dazu geführt, dass Projekte von diesem auf das nächste Jahr verschoben wurden. Roth Capital Partners erwarten daher eine schwächere Nachfrage, 14,5 Gigawatt für 2016 und für 2017 noch weniger. China, der andere große Solarmarkt, hat Mitte des Jahres Einspeisevergütungen gekürzt, was dem Markt ebenfalls einen Dämpfer verpasst hat. Auch dort rechnen Roth Capital Partners damit, dass nächstes Jahr zwar immer noch auf hohem Niveau zugebaut wird, aber mit 15 Gigawatt drei bis fünf Gigawatt weniger als dieses Jahr.

Die Analysten sind sich mit dem Trend relativ einig. „Wir erwarten, dass weltweit 2016 etwa 70 bis 75 Gigawatt Photovoltaik installiert werden, 2017 63 bis 68 Gigawatt“, sagt Raj Prabhu, CEO und Mitgründer des Clean-Energy-Marktforschungsinstituts Mercom Capital. Da in China in 2016 sehr viel installiert wird, rechnen Analysten damit, dass im nächsten Jahr weniger zugebaut wird. Allerdings wisse man nicht, wie die Regierung reagiert. In den USA kann es durch die niedrigen Preise zu einem Wachstum im Privatkunden- und Gewerbekundenmarkt kommen. Großkraftwerke brauchten länger in der Entwicklung, sodass diese langsamer wachsen.

Die Zeichen stehen also so, dass die Überproduktion zunächst erhalten bleibt. Das gilt auch für die andere Ursache, die Europa die niedrigen Preise beschert hat.

Module und Zellen, die in China produziert werden, dürfen nur unter Zahlung von hohen Zöllen oder zum Mindestpreis von 56 Cent pro Wattpeak importiert werden. Das hat hierzulande die Preise auf einem Niveau eingefroren, das deutlich über dem jetzigen liegt. Günstigere Module von chinesischen Herstellern können – legal – die EU nur erreichen, wenn der Hersteller aus der Mindestpreisregelung ausgestiegen ist und er nachweislich außerhalb von China produziert.

Produktion außerhalb von China

Genau das ist passiert. In den letzten drei Jahren haben chinesische Hersteller laut Bloomberg rund 6,5 Gigawatt Modulproduktionskapazität zugebaut (Grafik 2). Insgesamt existieren nun 17 bis 18 Gigawatt an Zell- und Modulproduktionskapazität, die zollfrei in die USA oder die EU eingeführt werden können. Ein Teil der Kapazität stand nicht das gesamte Jahr zur Verfügung, sondern wurde erst aufgebaut. Daher konnte aus dieser Produktion vermutlich nur die Hälfte der rund 20 Gigawatt Module gedeckt werden, die dieses Jahr in den USA und der EU gebraucht werden.

Insofern ist es durchaus plausibel, wenn einige Experten behaupten, dass die Preise deshalb so niedrig sein könnten, weil Module chinesischer Produktion außerhalb Chinas umgelabelt werden. Wenn aber die Märkte nächstes Jahr nicht stark wachsen, wovon ja ausgegangen werden kann, kann diese zollfreie Produktion im nächsten Jahr schon 90 Prozent des Bedarfs decken.

Es dürften also auch weiterhin viele Module die EU erreichen, die nicht dem Mindestpreis unterliegen, sodass die Preise in dieser Hinsicht niedrig bleiben können. Und selbst wenn das nicht der Fall wäre, Bloomberg-Analystin Xiaoting Wang bezweifelt, dass es möglich sein wird, die Löcher in der Zollschranke zu stopfen. Wenn selbst das möglich sein sollte, würde es so lange dauern, dass bis dahin noch mehr Produktion in Drittländern hochgezogen sei, mit der die Preise in Europa niedrig gehalten werden können.

Das mag man gut oder schlecht finden. Wahrscheinlich ist: „Die Chancen stehen gut, dass die Preise in Europa deutlich unter dem Mindestpreis verharren werden“, sagt Wang.

Es gibt naturgemäß eine Gruppe, die sich nicht darüber freuen kann. Das sind die Hersteller. Am härtesten trifft es die Zellhersteller, deren Verkaufspreise nach dem Bloomberg-Index um 25 Prozent gefallen sind. Es ist inzwischen für die meisten Modulhersteller günstiger, die Zellen einzukaufen, als sie selber herzustellen. Die Margen der Zellhersteller sind nahezu vollkommen verschwunden, die der Modulhersteller fast ebenso. Wobei die besten ihrer Klasse noch etwas besser dastehen dürften als diejenigen, die schlechter aufgestellt sind.

Doch auch diese Situation wird vermutlich nicht dazu führen, dass die Preise wieder steigen. Henning Wicht, Senior Director Consulting bei IHS, vergleicht in dem Artikel ab Seite 38 die Produktionskosten chinesischer und europäischer Hersteller und sagt, dass die Modulhersteller schon Ende 2017 den Preisrutsch mit den Produktionskosten wieder aufgeholt haben werden.

Wie reagiert der Markt?

Den einen Markt gibt es schon lange nicht mehr, da die einzelnen Segmente unterschiedlichen Regeln unterliegen. Die Großanlagen werden über Ausschreibungen vergeben. Ab nächstem Jahr gehören da auch gar nicht so große Dachanlagen über 750 Kilowatt dazu. Die kleinen Privatkundenanlagen werden inzwischen meist mit dem Argument Eigenverbrauch und Autarkie und sehr oft mit Batteriespeicher verkauft, und die Anlagen auf Gewerbebetrieben liegen irgendwo dazwischen. Sie sind jedenfalls in der Regel Investitionsobjekte. Wenn jetzt Metro oder BMW Dächer ausgeschrieben und nach dem, was man in der Branche so hört, zu extrem niedrigen Preisen vergeben haben, dann gewiss nicht aus dem Autarkiegedanken.

Da die ausgeschriebenen Mengen bei den Großanlagen politisch festgelegt sind, sinken bei den Ausschreibungen lediglich die Preise. Der Mittelwert, der bei der letzten Ausschreibung bei 7,25 Cent pro Kilowattstunde lag, kann nach Abschätzung der Berater Alexander Gerlach und Chis Werner im Jahr 2017 durchaus auf 6,8 Cent sinken, bei Renditen von sieben Prozent für die Investoren (Seite 48).

Die Frage ist, ob es Segmente gibt, in denen größere Volumen zugebaut werden können. Die Nicht-Großanlagen haben im zweiten Halbjahr 2012, als nach den tiefen Fördereinschnitten der Markt schon stark am Zurückgehen war, die Hälfte des Zubaus ausgemacht. Die beiden Gewerbesegmente 10 bis 100 Kilowattunden, 100 bis 500 Kilowatt, zumindest letzteres mit renditeorientierten Investoren, brachten mit 1,1 Gigawatt immerhin ein Drittel. Es ist also durchaus möglich, mit diesen beiden Segmenten, die derzeit nicht gedeckelt sind, einen beachtlichen Zubau zu erreichen (siehe Grafik 1).

Bei der Frage, wie preissensitiv das Segment der Privatkundenanlagen ist, scheiden sich die Geister. Kunden, gerade solche, die über Ausschreibungsportale den ersten Kontakt suchen, achten naturgemäß sehr auf Preise. Inwiefern das nur die Auswahl des Installationsbetriebs betrifft oder die Kaufentscheidung selbst, steht auf einem anderen Blatt. Immerhin investiert die Mehrzahl bei den Neuanlagen auch in Batteriespeicher, die die Rendite in der Regel nicht erhöhen. Im Gegenteil. Daniel Brandl kann sich vorstellen, dass die preissensitiven Kunden durch die Eigenverbrauchsdebatte und die Batteriespeicher gar nicht mehr angesprochen werden und viel Potenzial brachliegt.

Eine Frage der Rendite?

Früher, zu Zeiten des alten Booms, war die Welt für diejenigen, die den Markt vorhersagen wollten, relativ einfach. Damals haben sie die Rendite bei sinkenden Systemkosten und sinkender Einspeisevergütung ausgerechnet und daraus das Zubauvolumen abgeschätzt.

Eine einfache Rechnung zeigt, dass die Rendite mit Eigenverbrauch seit 2012 im Gewerbebereich (100 bis 500 Kilowattpeak) nur kleinen Schwankungen unterlag (Grafik 4). Trotzdem brach das Volumen gerade in diesem Segment extrem stark ein.

Das entspricht auch dem, was man in der Branche oft hört. Das Segment läuft nur zäh. Als Gründe dafür haben die Teilnehmer der pv magazine Kurzumfrage mehrheitlich angegeben, dass der Vertrauensverlust durch die politische Diskussion, der Imageschaden und vor allem die EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch dem Geschäft im Wege stehen. Außerdem sind die Dächer manchmal komplizierter, als es sich mit den im Markt an durchgeführten Objekten erhobenen Systempreisen machen lässt. Es dürfte auch hineinspielen, dass zum Beispiel Eigenverbrauch nicht infrage kommt, wenn der Gewerbetreibende die Anlage nicht mit seiner Firma bauen will und dadurch keine „Personenidentität“ besteht, wie es das EEG fordert, damit man nicht die volle EEG-Umlage zahlen muss. Oder dass die interne Abrechnung ein Problem ist, da eine Refinanzierung mit Stromeinsparungen firmenintern mehr Aufwand erfordert (siehe auch Stimmen aus der Branche rechts).

Einige Installationsbetriebe, wie zum Beispiel Orange Solar von Daniel Brandl, propagieren schon durchgehend, dass der Fokus auf den Eigenverbrauch in die Irre führt.

Grafik 4 zeigt, dass selbst ohne Eigenverbrauch jetzt wieder Renditen wie Mitte 2012 möglich sein können.

Umfrage unter gewerblichen Investoren

Hanna Schmole, Research-Analystin beim Marktforschungsinstitut EuPD Research, wertet gerade eine Umfrage unter mehr als 200 Gewerbekunden aus. „Wir wissen, dass die Anlagen in der Landwirtschaft zurückgegangen sind und dass diese zuvor bis zu ein Drittel des größeren Gewerbesegments ausgemacht haben“, sagt sie. Bei diesen Gebäuden ist Eigenverbrauch oft nicht in großem Maßstab möglich. Dadurch, dass die Preise gesunken sind, können sich Anlagen in diesem Segment jetzt wieder eher rentieren. „Es sollte jetzt wieder möglich werden, Dachanlagen in der Landwirtschaft zu verkaufen, da sich bei den Renditen Dachsanierungen wieder besser darstellen lassen“, sagt auch Dieter Ortmann von Maxx-Solar & Energie aus dem thüringischen Waltershausen.

„Ein Grund für den Rückgang des Zubaus im Gewerbesegment ist allerdings auch, dass in den Boomjahren schon viele gute Dächer belegt wurden“, sagt Schmole. Ein anderer Grund bestätigt sich ebenfalls in der Umfrage. Das „Image“ spielt bei der Investitionsentscheidung kaum noch eine Rolle. Es ist, was ja schon oft diskutiert wurde, durch die politische Diskussion und die ständigen Änderungen der Rahmenbedingungen schlechter geworden. Außerdem stagniere der Strompreis, so Martin Ammon, Leiter Energiewirtschaft bei EuPD Research, und in Zeiten des Eigenverbrauchs ist das ein ungünstiges Umfeld.„Während große Gewerbeanlagen vor allem nach wirtschaftlichen Kennzahlen bewertet werden, in denen der Preis eine wichtige Rolle spielt“, gibt Michael Harre, Vizepräsident der EU Solar Business Group bei LG Electronics, zu bedenken, „entscheiden insbesondere inhabergeführte kleine und mittlere Unternehmen oft nach ähnlichen Motiven, wie es auch im Privatbereich der Fall ist, eben nicht nur nach Rendite.

Ammon beobachtet im Übrigen auch einen Einbruch im Zubau, als im Januar 2016 für Anlagen über 100 Kilowattpeak die verpflichtende Direktvermarktung eingeführt wurde. Auch wenn die Technologie und die Vermarktung weder für Installateur noch für den Investor besonders schwierig sein dürfte, schrecke das anscheinend viele ab. „Installateure bauen Anlagen dann vielleicht auch lieber knapp unter 100 Kilowatt.“

Er sieht bisher noch keine Signale, dass der Markt wächst. Die „Gesamtgemengelage“ sei einfach nicht gut. So wie sich die Situation derzeit darstellt, erwartet er für das nächste Jahr einen Zubau zwischen 1,3 und 1,5 Gigawatt. Dieses Jahr dürfte bei einem oder sogar unter einem Gigawatt liegen. Damit der Markt sich deutlich erholt, sei es nötig, dass Investoren die Sicherheit haben, langfristig planen zu können. „Wir brauchen stabile Rahmenbedingungen“, sagt Ammon. Dem dürften die meisten in der Branche zustimmen.

Auf die Frage, ob die Preissenkung die Nachfrage erhöht, antworten die Teilnehmer der pv magazine Kurzumfrage sehr unterschiedlich. Ein Drittel glaubt nicht an eine Erhöhung der Nachfrage. Der Median der Wachstumseinschätzungen liegt trotzdem bei plus 10 bis plus 20 Prozent sowohl im Privatkunden- als auch im Gewerbesegment. Insgesamt fällt bei den Gesprächen aber auf, dass die Stimmung sehr gut ist. Das kann dazu führen, dass die Preissenkung einen deutlich größeren Effekt hat, als es vielen derzeit erscheint. Daniel Brandl von Orange Solar hält sogar drei bis vier Gigawatt für machbar. „Es liegt an uns“, sagt er. (Michael Fuhs)

Stimmen aus der Branche

Die Branche ist so heterogen wie die Menschen um uns. Das wird schnell vergessen, wenn man sich in Umfragen, Renditen und dargestellte Mittelwerte vertieft. Die pv magazine Brancheninterviews geben einen Querschnitt. Vor allem beim Umgang mit dem Eigenverbrauch zeigen sich große Unterschiede.

Ralf Kinauer, geschäftsführender Gesellschafter von Soluwa aus Schwaig bei Nürnberg, arbeitet seit zehn Jahren mit einem Großhändler zusammen und bezieht über ihn die Module. Auch ihm ist aufgefallen, dass die Modulpreise je nach Hersteller bis zu 20 Prozent gefallen sind. Er gibt mit seinem Sieben-Personen-Betrieb die Preissenkung weiter und bemerkt bereits, dass die Nachfrage steigt. „Vermutlich liegt es an der regionalen Wettbewerbssituation, ob die Preissenkung weitergegeben wird“, sagt er. Und diese sei je nach Standort unterschiedlich.

Privatkunden recherchieren oft im Internet und fragen dort über Portale Angebote an. Dadurch ist in diesem Segment der Angebotspreis auch ein wichtiger Faktor, ob man den Zuschlag des Kunden erhält. Die Wirtschaftlichkeit spiele immer noch eine große Rolle, auch wenn für den Endkunden die Energieunabhängigkeit immer wichtiger werde. „Im Gewerbesegment ist der Wettbewerbsdruck geringer“, sagt er. Dort bereitet man die Projekte länger vor, der Beratungsaufwand ist in der Regel höher und damit die Nähe zum Kunden größer. Er erwartet, dass der Markt nächstes Jahr um 10 bis 20 Prozent wächst und ergänzt: „Natürlich wollen wir in ähnlicher Größe wachsen, aber da für uns die Qualität unserer Installationen ein sehr wichtiger Faktor ist, erwarte ich ein gesundes Wachstum unserer Firma von circa zehn Prozent, da wir unseren Qualitätsstandard auch halten wollen.“

Er setzt beim Verkauf auf die Betrachtung der gesamten Energiekosten in Haushalt und Gewerbe, sieht den Eigenverbrauch im Vordergrund und will seine Kunden dahin führen, den erzeugten Strom möglichst optimal zu nutzen. Trotzdem rät er seinen Kunden in der Regel dazu, die Dächer möglichst flächendeckend zu belegen. „Man muss ja auch an die Zukunft denken“, sagt er. Und da sieht er sowohl die Kombination mit Wärmepumpen, auch wenn der Kunde sie nicht gleich haben möchte, und das Elektroauto, das er sich eventuell anschaffen wird. Am Ende ist die Frage, mit welcher Strategie man am erfolgreichsten im Verkauf ist.

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Wer ausgelastet ist, baut nicht unbedingt mehr Anlagen

Dietmar Meyer bearbeitet mit seinem Installationsbetrieb Solmey sowohl das Privatkundensegment als auch gewerbliche Kunden. Auch bei ihm ist die Preissenkung bereits angekommen. Das gelte auch für Module deutscher Hersteller, die teilweise bereits zehn Prozent billiger zu beziehen seien als im Sommer. Allerdings gibt es nicht immer einen Grund, mit den Installationspreisen nach unten zu gehen. „Ich bin ausgelastet und habe genug Aufträge“, sagt er. Die Margen der Installationsbetriebe waren in den letzten Jahren stark unter Druck. Jetzt sei es möglich, dass sie sich wieder etwas erholen. Er sieht auch nicht, dass sich das Gewerbesegment schnell erholen wird. „Die EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch stößt vielen auf“, sagt er. Damit der Markt wirklich wieder wächst, müsste es klare Richtlinien geben, die sich nicht ständig ändern. Auch die Situation, dass es plötzlich ein Förderstopp für Batteriespeicher gibt, weil das diesjährige Budget ausgeschöpft sei, sei für den langfristigen Verkauf nicht gerade förderlich.

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Margen für Werbung nutzen

Bei Dieter Ortmann von Maxx-Solar & Energie aus dem thüringischen Waltershausen sind bei manchen Modultypen auch bereits Preissenkungen von rund 10 bis 15 Prozent angekommen. Im Großen und Ganzen sieht er aber keine große Abhängigkeit des Verkaufserfolgs davon, ob die Systeme entsprechend fünf Prozent günstiger werden könnten. „Die privaten Endkunden kaufen ja auch die deutlich teureren Hocheffizienzmodule“, sagt er. Wenn Kunden Interesse haben, verkauft er wie vermutlich die meisten in der Branche gerne Systeme mit Batteriespeicher oder mit einer solaren Heizung. „Auch beim Speicher interessiert sich doch fast niemand dafür, wie er sich rechnet“, so seine Erfahrung. Es sei doch auch absurd, wenn hin und wieder ein Kunde aus wirtschaftlichen Gründen den Speicher ablehnt und sich dann am nächsten Tag beispielsweise Ledersitze fürs Auto für einige Tausend Euro kauft.

Bei den Gewerbekunden sieht er eine der größten Herausforderungen, dass die Komplexität sie oft abschreckt oder sie sich nicht damit beschäftigen wollen. Das Problem sei auch in der Vergangenheit meist nicht eine zu niedrige Rendite gewesen. „Es ist ein reines Verständnisproblem“, sagt er. Die Verunsicherung durch die Politik, etwa durch die Diskussion um die EEG-Umlage, tue ein Übriges. Volleinspeiseanlagen, die vielleicht unkomplizierter wären, hält er in den wenigsten Fällen für machbar, nur dann, wenn die Dächer einfach sind. Wenn ein Dach komplizierter sei, könne man die dann höheren Investitionskosten nur mit Eigenverbrauch refinanzieren.

Er sieht den Schlüssel zum Erfolg darin, dass die Branche die durch die gestiegenen Margen größeren Ressourcen nutzt, um wieder mehr Werbung zu machen. Durch den schwierigen Markt in den letzten Jahren hätten die meisten Betriebe ihre Werbemaßnahmen deutlich zurückgefahren. „Wenn sie sich jetzt dafür einsetzen würden, statt sich gegenseitig mit Preisen zu unterbieten, wäre das ein großer Schritt voran“, sagt er. Die Botschaft sei so oder so, dass sich die Solaranlage rentiert. Die „Preisunruhe“ sei da eher kontraproduktiv.

In einigen Segmenten sieht er allerdings sehr wohl einen Preiseffekt. Etwa in der Landwirtschaft, wo oft nur wenig Eigenverbrauch möglich sei. „Es sollte jetzt wieder möglich werden, Dachanlagen in der Landwirtschaft zu verkaufen, da sich bei den Renditen Dachsanierungen wieder besser darstellen lassen“, sagt er. In der Vergangenheit war das eines der Geschäftsmodelle, die zum großen Installationsvolumen beigetragen haben. Ein anderes Segment, das er positiv sieht, sind die kleinen Freilandanlagen unter 750 Kilowatt, die außerhalb der Ausschreibung laufen.

Sein Betrieb sei jedenfalls ausgelastet und er erwartet für sich für 2016 ein Wachstum von 30 Prozent und mehr, sowohl im Gewerbe- als auch im Endkundenmarkt. Auch für den Gesamtmarkt sieht er, dass mehr Volumen zugebaut werden wird, allerdings nicht unbedingt im Gewerbesegment, sondern durch die Freiflächen, die in den ersten Runden einen Zuschlag bekommen haben und jetzt vermutlich gebaut werden. „Auf jeden Fall hilft mehr Zubau, die Stimmung zu verbessern, egal wo die Zahlen herkommen“, sagt er. Die Bezugsgröße „Megawatt“ sieht er in Zukunft übrigens nicht mehr als zuverlässigen Indikator, da der Umsatz im Privatkundensegment auch anderweitig, zum Beispiel mit Batteriespeichern gemacht wird.

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Übertriebene Hoffnungen

Andreas Engel mit seinem Installationsbetrieb in Düsseldorf baut vor allem Anlagen unter zehn Kilowattpeak und urteilt, das dieses Segment besonders preissensitiv ist. Die Preisdiskussion schafft aus seiner Perspektive vor allem das Problem, dass Privatkunden denken, dass jetzt die Anlagen für sie deutlich günstiger werden. Wenn die reinen Modulkosten auf dem Weltmarkt um zehn Prozent sinken, dann heiße das ja nicht, dass auch die Systemkosten entsprechend sinken. Er kauft beim Großhandel und bei ihm kämen diese Preissenkungen so nicht an. So würden ja auch die Frachtkosten nicht sinken. Außerdem hänge es sehr vom Modultyp ab, wie sehr die Preise runtergegangen sind. Und bei dem Gesamtaufwand für eine Anlage sei es entscheidender, was der Netzbetreiber am Ende verlangt, damit er die Anlage überhaupt anschließen kann, und wie das Dach beschaffen ist.

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Anlagen lohnen auch ohne Eigenverbrauch

Was alles möglich wäre, zeigt das aktuelle Projekt von Maxsolar, einem bayerischen EPC. Er baut derzeit eine Vier-Megawatt-Dachanlage auf einem Logistikzentrum, „die größte 2016 in Europa“, so Vertriebsleiter Christoph Strasser . Der Strom könnte zukünftig selbst verbraucht werden, dies ist aber noch mit dem Mieter abzustimmen. Ab 2017 wird man solche Anlagen nur noch so realisieren können, indem man jedes Jahr 750 Kilowatt zubaut, sonst muss man an Ausschreibungen teilnehmen und bekommt nicht automatisch eine Einspeisevergütung beziehungsweise die Marktprämie. Es geht nämlich auch dann nicht ohne Einspeisevergütung, wenn die Anlagen nur über den Eigenverbrauch finanziert werden sollen. Das sei Banken meist zu unsicher und es gebe dafür in der Regel keine Finanzierung.

Maxsolar errichtet pro Jahr Anlagen mit mehr als zehn Megawatt Leistung und gehört zu den mittelgroßen EPCs. In der Regel errichtet die Firma Freiflächenanlagen und große Dachanlagen ab etwa 300 Kilowatt aufwärts. Die gesunkenen Preise werden auch aus einem anderen Grund erst einmal keinen großen Effekt für das Unternehmen haben. „Wir sind ausgelastet, auch schon für das erste Quartal 2017“, sagt Christoph Strasser. Um deutlich zu wachsen, müssten sie Fachpersonal einstellen. Eine gute Auslastung sei aber wichtiger und daher sei das Unternehmen mit diesem Schritt sehr vorsichtig. Auch insgesamt sieht er kein „überproportionales“ Wachstum. Teilweise seien die fallenden Modulpreise auch schon einkalkuliert gewesen.

In der Vergangenheit hätten potenzielle Interessenten nie abgesagt, weil die Rendite zu niedrig gewesen sei. „Die Anlagen lohnen sich in der Regel sehr gut und haben mit Fremdkapital durchaus zweistellige Renditen“, sagt Strasser. Doch der Beratungsbedarf sei groß. Daher wird der Markt auch dadurch gebremst, dass es eine „Beratungslücke“ hinsichtlich Wirtschaftlichkeit und Umsetzung gebe. Eventuell würde es dem Marktwachstum mehr helfen, wenn die Strompreise weiter steigen.

Die Preissenkungen bei den Modulen würden sie trotzdem großteils weitergeben. Die Kunden würden sich auch anderweitig informieren, sodass man ihnen das nicht vorenthalten könne. Die Aufträge bekommt Maxsolar entweder dadurch, dass das Unternehmen selber Projekte entwickele und dann zum Beispiel über Bürgerenergiegenossenschaften refinanziere (siehe pv magazine September 2015, Seite 4), über Kontakte, über Vorträge in Verbänden oder weil Kunden bei ihrer Suche automatisch bei ihnen enden. „Es gibt nur eine Handvoll Unternehmen, die so große und komplexe Dächer übernehmen können“, sagt Strasser. Außer auf Großanlagen hat sich Maxsolar grundsätzlich auf anspruchsvolle Projekte spezialisiert. Kürzlich hat das Unternehmen eine Lärmschutzwand mit 64 Kilowatt Leistung bei Neuötting mit Photovoltaikmodulen hochgezogen.

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Neue Energiepreise nutzen

Thomas Kercher, Geschäftsführer des EPC Pfalzsolar, der vom Privatkundensegment bis zu großen Freiflächenanlagen alles baut, kann polykristalline Projektmodule inzwischen rund 20 Prozent günstiger beziehen als noch im Frühjahr. Generell hänge es aber vom Modultyp ab, wie viel er ausgeben müsse. Er gibt die Preissenkung in der Regel an Investoren und Kunden weiter und prognostiziert ein Wachstum von 10 bis 20 Prozent für sein Unternehmen sowohl im Privatkunden- als auch im Gewerbesegment.

Für den Gesamtmarkt ist er skeptischer. Er sieht auch, dass nicht mehr so viele Betriebe am Markt sind, die unter den heutigen Bedingungen gut beraten und verkaufen können. Außerdem sei die Verunsicherung durch die schlechte Presse bei potenziellen Kunden groß. „Viele denken immer noch, dass sich Photovoltaik nicht rechnet“, sagt Kercher. Die Margen der Installationsbetriebe seien klein und sie könnten nicht viel in Marketing investieren.

Im Gewerbesegment stellt er den Eigenverbrauch nicht in den Vordergrund. „Der Eigenverbrauch macht die Entscheidungswege in den Unternehmen komplizierter“, sagt er. Dann müssen sie intern abrechnen, wie die Stromkosteneinsparung am Ende in der Abteilung ankommt, die die Investition tätigt. „Volleinspeisung ist einfacher“, sagt er. Eine Zeitlang sei es aber wirklich schwierig gewesen, ohne Eigenverbrauch eine ausreichend hohe Rendite zu ermöglichen. „Doch jetzt geht es mit den gesunkenen Modulpreisen wieder einfacher.“

Bei Privatkunden sei es durch die neuen Preise wieder sinnvoll, die Dächer maximal auszunutzen. Das hänge aber neben dem Verbrauchsverhalten auch davon ab, wie viel die Kunden investieren können und wollen.

Er hofft allerdings, dass die erneut aufflammende Diskussion um die EEG-Umlage und die Kosten der Energiewende den positiven Effekt der „neuen Energiepreise“ nicht wieder zerstören. (Michael Fuhs)

Warnung vor der Eigenverbrauchsfalle

Daniel Brandl will seinen Kollegen eine Botschaft mitgeben. Mit ihr wendet er sich gegen den Mainstream in der Branche. Er hält nächstes Jahr drei bis vier Gigawatt für möglich.

„Es liegt an uns, ob der Solarmarkt wächst“, sagt Daniel Brandl, Gründer und Geschäftsführer von Orange Solar. Die Preise sind gefallen, die Zinsen verharren auf einem historischen Tief. „Die Einzigen, die uns im Wege stehen können, sind wir selbst“, sagt er. Auch die Schwierigkeiten in der Vergangenheit seien teilweise hausgemacht.

In dieser Hinsicht machte er sich schon in der Vergangenheit Sorgen, was er bei Kunden mitbekommen hat. Oft seien sie so beraten worden, dass sich Photovoltaikanlagen nur mit Eigenverbrauch lohnen und dass Photovoltaikanlagen klein gebaut werden müssten. Brandl geht sogar noch einen Schritt weiter und vertritt die These, dass 70 bis 80 Prozent des potenziellen Marktes am Eigenverbrauch recht wenig Interesse haben. Auch bei der Bewertung des Eigenverbrauches fallen ihm oft Fehler auf, wenn bereits vor ihm ein Betrieb auf Akquise war. Bei Privatkunden würden häufig Bruttopreise statt der Nettopreise in die Wirtschaftlichkeitsberechnungen eingetragen. Bei Industriebtrieben würden oft nicht nur die variablen Stromkosten betrachtet. „Wenn der Kunde merkt, dass der Fokus auf Eigenverbrauch nicht seine Bedürfnisse trifft, ist der Kunde für zwei Jahre für Photovoltaik verloren“, sagt Brandl.

Er wird dieses Jahr mit seinem Unternehmen, gelegen zwischen Heilbronn und Ludwigsburg, vermutlich mehr als vier Megawatt installieren, sagt er. Er hat sich mit seinem mittelgroßen Betrieb ausschließlich auf Photovoltaik konzentriert und baut vor allem auf Gewerbebetrieben.

„Der totale Fokus auf den Eigenverbrauch behindert uns“, ist er sich sicher. Bei Kollegen beiße er mit dieser Einstellung allerdings oft auf Granit. Dabei sagen auch diese, dass der Markt durch die „Komplexität“ gebremst werde. Weil sich Kunden nicht mit Direktvermarktung, Eigenverbrauch, Abrechnung der EEG-Umlage auf Eigenverbrauch beschäftigen wollten.

Daniel Brandl zieht daraus den Schluss, dass man die Komplexität eben reduzieren müsse. Das sei möglich und er verkauft eben anders. Er rechnet vor, dass Photovoltaikanlagen wirtschaftlich sind, rein mit Einspeisung. Bei vielen Dächern gerade auf Gewerbebetrieben sei das der Fall. Die Kapitalrücklaufzeiten lägen unter zehn Jahren.

Anlagen absichtlich klein zu bauen, ergibt für ihn daher überhaupt keinen Sinn. Schließlich bringt jedes weitere Modul in der Regel eine höhere Rendite als die Module zuvor, wenn man schon auf dem Dach ist. Wenn er auf der Webseite eines führenden Wechselrichteranbieters sieht, „Rendite war gestern, Eigenverbrauch ist die Zukunft“, dann löst das bei ihm Kopfschütteln aus.

Dabei ist es ja gar nicht so, dass er prinzipiell etwas gegen Eigenverbrauch hätte. Wenn dieser möglich ist, erhöht das die Rendite. „Umso besser“, sagt er. Aber es ginge eben auch ohne. Ähnlich argumentiert er auch beim Mieterstrom. Ein Investor lasse sich doch nicht dadurch überzeugen, dass er einen Cent mehr als die Einspeisevergütung bekomme und sich dafür mit den vielen komplexen Randbedingungen beschäftigen muss. Genauso wie die Eigenverbrauchsdebatte sieht er mit Bedenken, wie Batteriespeicher angepriesen werden. Wenn ein Kunde einen solchen haben möchte, sei das ja gut. Aber sie erhöhten die Rendite nicht.

Nicht nur aus der Verkaufs- und Renditeperspektive gedacht hält er es für sinnvoll, primär auf Einspeisung und erst sekundär auf Eigenverbrauch zu setzen. Das gelte auch für die Energiewende in großem Maßstab. Er zieht einen Vergleich zu den vielen Winzern, die in seiner Region Wein anbauen. Sie bauen nicht nur so viele Trauben an, dass es für ihren eigenen Weinbedarf reicht. Sie vermarkten den Wein meistens auch nicht selbst an Endkunden oder Nachbarn. „Wo es kleine Strukturen gibt, sind Produktion und Vermarktung getrennt“, sagt er. Insofern sei es falsch, die Einspeisung zu verteufeln. Für die Zeit nach dem EEG müsste die Branche daher einfache Vermarktungsmöglichkeiten suchen. Immerhin wird Solarstrom immer billiger. Doch bis dahin sollte die Branche die Vergütung nutzen.

„Wir müssen den potenziellen Investoren erklären, dass sich Photovoltaik lohnt.“ Diese Aussage predigt Brandl wie ein Mantra. „Es gibt doch keine bessere Geldanlage, zum Beispiel für die Alterssicherung.“ Das gilt umso mehr, wenn man vom Investitionsabzugsbetrag steuerlichen Nutzen ziehen kann (siehe pv magazine November 2015, Seite 74).

Er sieht jetzt angesichts der gefallenen Preise eine gute Chance, diese Botschaft zu verbreiten. „Das ist jetzt unsere Aufgabe“, sagt er. Dazu müsse „der Kopf hoch, die Brust raus“, sprich die Branche auch wieder selbstbewusster sein auf das, was sie erreicht habe. „2017 wären drei bis vier Gigawatt möglich.“ Der Markt sei preisgetrieben. Das gelte für den Privatkundenmarkt, soweit man die Kunden nicht durch die Eigenverbrauchsdebatte vertrieben habe, genauso wie für den der Gewerbeanlagen. „Jetzt ist es ja sogar wieder möglich, Freilandanlagen bis 750 Kilowatt zu bauen“, sagt er.

Mehr Aussagen von Branchenexperten zu diesem Thema finden Sie ab Seite 35.