Europa könnte bis Juni 2024 zu „normalen“ Lagerbeständen zurückkehren

von pv magazine Global

Jüngste Daten des norwegischen Beratungsunternehmens Rystad weisen auf rund 80 Gigawatt unverkaufte Solarmodule in europäischen Lagern hin, was die Sorge vor einer wachsenden Schwemme von Solarmodulen weckt. Diese Zahlen haben Reaktionen ausgelöst, wobei einige ihre Genauigkeit anzweifelten, da Rystad Mitte Juli noch von 40 Gigawatt ausgegangen war.

„Ich war nicht von der Zahl an sich überrascht, sondern vom Trend“, sagte Bartosz Majewski, CEO des Solarvertriebs Menlo Electric, im Gespräch mit pv magazine. „Als Distributor haben wir beschlossen, die Lagerbestände so weit wie möglich zu begrenzen, in Erwartung des bevorstehenden Winters und des Preisverfalls, der Anfang Juli stattfand. Obwohl die Preise seit dem vierten Quartal des letzten Jahres sinken, sind sie dann im ersten und zweiten Quartal allmählich gesunken, aber im dritten Quartal sind die Preise in China um 30 Prozent gefallen – das hat viele Händler wirklich überrascht.“

Majewski sagte, dass Menlo seinen Modulbestand zwischen Juli und Ende September um das 2,5-fache reduziert hat. „Jetzt liegen wir weit unter dem Absatz eines Monats“, erklärte er. „Rystad hat wahrscheinlich mit verschiedenen Teilbeständen oder Kategorien gearbeitet. Wenn beispielsweise Module von einem chinesischen Hersteller an seine europäische Tochtergesellschaft oder einen Vertriebshändler unter den Incoterms Cost, Insurance and Freight (CIF) verkauft werden, werden sie in dem Moment, in dem sie auf das Schiff verladen werden, formell exportiert. Aus diesem Grund können sie als in Europa ‚gelagerte‘ Module erscheinen, obwohl sie sich noch auf See befinden und Europa noch nicht erreicht haben. Es dauert etwa sechs Wochen, bis diese Module in Europa ankommen. Wenn man also davon ausgeht, dass die Chinesen 8 bis 10 Gigawatt pro Monat exportieren, würde das bedeuten, dass etwa 10 bis 15 Gigawatt auf See sind und nicht in Lagern liegen.“

Majewski erläuterte, dass die Hersteller über zwei Arten von Lagern verfügen: eine Gruppe ist „an Käufer gebunden“, wo bestehende Verträge auf den Einsatz von Modulen warten, und die andere ist „frei“, das heißt, es handelt sich um reguläre Bestände, die von kleineren Herstellern verwaltet werden. Darüber hinaus unterhalten Händler und Installateure ihre eigenen Lagerbestände, wobei Händler für einen beträchtlichen Teil, etwa 30 Prozent, verantwortlich sind und Installateure ebenfalls erhebliche Bestände halten, so der Menlo-CEO. „Wir haben einige Kunden, die in Erwartung des Aufschwungs große Bestände gekauft haben, und einige von ihnen gehen immer noch durch diese Bestände, obwohl es bereits Oktober ist.“

Filip Sypko, General Manager Key Accounts bei Menlo Electric, erklärte, dass die Dutzende von Gigawatt gelagerte Solarmodule in Europa in erster Linie für private und gewerbliche Photovoltaik-Anlagen bestimmt sind. „Wenn man sich die Projekte im Kraftwerksbereich anschaut, werden die Bestellungen und Lieferungen eher nach und nach getätigt“, erklärte er. „Es gibt keine nennenswerten Bestände an bifazialen Modulen in Europa, und das liegt vor allem daran, dass die Händler in der Regel keine bifazialen Produkte auf Lager haben.“

Er sagte, dass zahlreiche Module, die für Großprojekte bestimmt sind, auch nach der Installation als „auf Lager“ geführt werden, da einige Photovoltaik-Anlagen nie fertiggestellt oder an das Netz angeschlossen wurden. Diese Module werden jedoch nicht mehr in Lagern gelagert. „Wir haben von mehreren Entwicklern und EPC-Firmen gehört, die in diesem Jahr in Europa Probleme mit dem Anschluss ihrer Anlagen an das Netz haben“, sagte er.

Zumeist Perc-Module in den Lagern

Die meisten der in Europa gelagerten Module basieren auf der Perc-Technologie, was zur Folge hat, dass das entsprechende Marktsegment, vor allem für Haushalte und gewerbliche Anlagen, stark gesättigt ist. „Es gibt ein großes Überangebot und es ist sehr schwierig, dort positive Margen zu erzielen“, sagte Majewski. „Bei n-type-Produkten sieht es etwas anders aus, da hier noch positive Margen erzielt werden können.“ Majewski zufolge sind n-type-Module derzeit nur 0,01 Euro teurer als der p-type.

„Bei p-type-Modulen spielt es keine Rolle, zu welchem Preis sie gekauft wurden, sondern zu welchem Preis der Käufer bereit ist, sie zu kaufen. All diese Module in den europäischen Lagern müssen bis Ende dieses Jahres verkauft werden, was bedeutet, dass die Leute unabhängig vom Einkaufspreis auf dem Markt versuchen werden, zum aktuellen Marktpreis zu verkaufen, weil sie Bargeld benötigen, um ihre Rechnungen zu bezahlen. Für viele Unternehmen wird es eine Frage des Überlebens sein“, sagte er. Aus diesem Grund können diese eingelagerten Module, vor allem jene, die auf der p-type-Technologie basieren, jetzt zu einem niedrigeren Preis angeboten werden als neu eingetroffene Module aus China.

Wann die Talsohle erreicht sein wird, ist unklar, und die Installateure werden nicht ewig warten. „Man kann warten, warten und warten, aber manche Anlagen müssen einfach bis zum Ende des Jahres ausgeliefert werden“, sagte Majewski.

Boden bei Modulpreisen erreicht?

Skypo bezweifelt, dass die Preise für Solarmodule für große Photovoltaik-Anlagen noch einmal deutlich sinken könnten. Er sagte, dass eine Verzögerung der Umsetzung dieser Projekte zu einem Verlust an Stromerzeugung und Einnahmen führt. Er wies auch darauf hin, dass die Kosten für den Bau von Photovoltaik-Anlagen, wie etwa Umspannwerke und Stützkonstruktionen, nicht gesunken sind und die Arbeitskosten gestiegen sind. Auch wenn die Zukunft noch ungewiss ist, geht er davon aus, dass die Gesamtkosten für Photovoltaik-Anlagen allmählich steigen werden.

Majewski glaubt, dass die Modulpreise in den kommenden Monaten nicht weiter sinken werden. „Wenn man sich die Gewinnspannen der Polysilizium- und Waferhersteller und die der Modulhersteller anschaut, stellt man fest, dass die Modulhersteller nicht so sehr von dem Aufwärtstrend der letzten zwei Jahre profitiert haben. Es waren vor allem die Polysilizium- und Waferhersteller, die Windfall-Profite eingefahren haben“, sagte er. „Jetzt aber arbeiten sowohl die Polysilizium- als auch die Waferhersteller weitgehend nahe an ihren Grenzkosten. Das bedeutet, dass es kein allzu großes Potenzial für einen weiteren erheblichen Preisverfall gibt. Sie könnten langsam weiter sinken, aber nicht so schnell wie in dritten Quartal 2023.“

Majewski sagte, dass es zwar außergewöhnlich niedrige Preise für bestimmte Chargen geben kann, dass es aber bereits eine Preisspanne von 0,12 bis 0,13 Euro pro Watt gibt. Für diejenigen, die bei ihren Modulpräferenzen flexibel sind, könnten attraktive Angebote gefunden werden. Wer jedoch bestimmte Größen oder Marken sucht, sollte sich seine Lieferungen rechtzeitig sichern.

Bezüglich der Modulbestände sagte Majewski, dass er bis Ende Juni 2024 mit einer Rückkehr zu normalen Werten in Europa rechnet. Er sagte, dass das erste und zweite Quartal des Jahres der wahrscheinliche Zeitrahmen für die Wiederherstellung der normalen Lagerbestände in Europa ist. Ende Juni werden die Probleme mit den „alten“ Lagerbeständen vielleicht kein Thema mehr sein, aber die Aussichten, ob sich die Händler in neuen Verträgen wieder zu übermäßigen Abnahmemengen verpflichten, bleibe ungewiss.