Stromerzeugung aus Solarer Strahlungsenergie - Zwischenbericht Feb 2014 - Was meinen die Experten dazu?

Question

Im Auftrag des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMUB) wurde unter Projektleitung vom Zentrum für Sonnenenergie und Wasserstoff Forschung (ZSW) ein Zwischenbericht veröffentlicht, der sich ausführlich mit dem Sachstand und Handlungsempfehlungen zum EEG beschäftigt:

Zwischenbericht Vorhaben IIc Stromerzeugung aus Solarer Strahlungsenergie

Allein die hier zitierte Zusammenfassung mit Handlungsempfehlungen liest sich doch so, dass einem nur schleierhaft bleiben kann, wie man mit diesem Wissen die derzeitige EEG-Reformierung (besser Deformierung) vornehmen kann.

Gerne erfahre ich andere Expertenmeinungen zu diesem Zwischenbericht.

Nicole Münzinger

Aus der Zusammenfassung des Zwischenbericht Vorhaben IIc Stromerzeugung aus Solarer Strahlungsenergie:

Sachstand - Marktentwicklung

• Die in Deutschland installierte PV-Leistung beträgt rd. 32,6 GW zum Jahresende 2012 und steigt Ende 2013 um voraussichtlich 3,6 GW auf 36,2 GW. Mit 28 TWh wurden 2012 knapp 5% des Bruttostromverbrauchs bereitgestellt, für 2013 sind knapp 30 TWh zu erwarten.
   
• Der leistungsbezogene Anteil von Großanlagen > 1 MW (insbesondere Freiflächenanlagen) am Zubau 2012 ist auf ca. 40 % gestiegen. Für 2013 ist anteilig und absolut mit einem geringeren Großanlagenanteil zu rechnen. Während Freiflächenanlagen in 2012 mit rd. 2,9 GW noch ca. 38 % am Zubau ausmachten, sinkt der Freiflächenzubau in 2013 auf voraussichtlich maximal 1 GW bzw. 28 % am Gesamtzubau.
   
• Der 52 GW-Deckel wird in den angesetzten Szenarien zwischen Anfang 2018 und 2020 erreicht. Im weiteren Fortgang des Projekts wird diese Einschätzung auf Basis der aktuellen Marktlage (insbesondere der weiteren Preisentwicklung) überprüft.
   
• Der Preisdruck geht den PV-Unternehmen an die Substanz, die PV-Industrie befindet sich weltweit in der Konsolidierung, fast alle produzierenden PV-Unternehmen schreiben seit mehreren Jahren Verluste, zahlreiche Insolvenzen waren weltweit zu verzeichnen. Investitionen in neue und kostengünstig produzierende Maschinen sind heute kaum möglich. Der vorgelagerte PV-Maschinenbau mit einem hohen Weltmarktanteil deutscher Hersteller (2012: 55 %) spürt dies anhand erheblicher Umsatzeinbrüche (2012: -50 %).
   
• Erst höhere Modulpreise und kostendeckende Produktion ermöglichen die Investition in neue Produktionsanlagen und damit nachhaltige Kostensenkungen.
   
• Die angebotsseitigen Überkapazitäten bestehen fort, schwächen sich jedoch ab (insgesamt rund 60 GW Modulproduktionskapazitäten, davon knapp 10 GW Dünnschicht). Bei fortschreitend wachsender Weltmarktnachfrage könnten sich bereits 2015 Angebot und Nachfrage weitgehend ausgleichen.
   
• PV war lange Jahre die teuerste EE-Form und ist dadurch aktuell für rd. 50 % der Umlage verantwortlich. Durch die in den vergangenen Jahren durchgeführten Sonderabsenk-ungen und die Wirkung des atmenden Deckels betragen die Vergütungssätze im Dezember 2013 jedoch nur noch 9,6 ct/kWh (Freiflächenanlagen) bis 13,9 ct/kWh (Kleinanlagen). Der atmende Deckel sorgt zukünftig weiter für Kostenbegrenzung, die PV-Differenzkosten erreichen ein voraussichtliches Maximum von rund 9,3 Mrd. €/a, wenn 52 GW im Jahr 2018 erreicht werden (2013: ca. 8,6 Mrd. €).
   
• Die Welt-Nachfrage nach PV belief sich in 2012 auf rund 31 GW. Für 2013 ist von einem Weltmarktzubau von 35 GW auszugehen, für 2014 aus heutiger Sicht von 42 GW. Der Anteil Europas an der Nachfrage nimmt stark ab, der Nachfrageanteil Asiens wächst entsprechend stark.
   

Preisentwicklung von PV-Anlagen

• Nach dem beispiellosen Preisverfall seit 2009 sind derzeit stagnierende Modulpreise zu beobachten. Für Module aus China, die nach Deutschland importiert werden, gelten Mindestpreise oder Strafzölle. Zusammen mit einer Orientierung asiatischer Modulhersteller auf hochpreisigere Märkte (insb. China und Japan) ist eine abnehmende Verfügbarkeit von preisgünstigen Modulen auf dem deutschen Markt zu konstatieren. Dies trifft insbesondere das Freiflächensegment, das 2013 und darüber hinaus schrumpfen wird.
   
• Die Preissenkungen der letzten Jahre sind zum Großteil ein Produkt des Wettbewerbs-drucks und nur zum geringen Teil von gesunkenen Produktionskosten. Dies zeigt sich am Vergleich der aktuellen Preise mit der Lernkurve.Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen
   
• Im Dachanlagenbereich ist Eigenverbrauch heute bereits in bestimmten Fällen und ab 2014 mehrheitlich zum wirtschaftlichen Anlagenbetrieb erforderlich (je nach Anlagengröße und Nutzungsbereich 10 % (Gewerbe/Industrie) bis 20% (Haushalte) Eigenverbrauch); die zukünftig voraussichtlich nur noch moderate Senkung der Modulpreise zusammen mit dem atmenden Deckel ermöglicht zukünftig nur bei höheren Mindest-Eigenverbrauchsanteilen, Neuanlagen wirtschaftlich zu betreiben.
   
• Die Rentabilität von PV-Anlagen ist zunehmend von der Höhe des Eigenverbrauchs ab-hängig und weist eine starke regionale Abhängigkeit zur Einstrahlungsleistung und den Strompreisen auf. Daraus ergibt sich eine deutlich höhere Rentabilität im Süden (hohe Einstrahlung) sowie Osten (hohe Strompreise) Deutschlands. Hierdurch ist in diesen Regionen ein stärkerer Zubau zu erwarten (unter Vernachlässigung anderer Einflussgrößen)
   
• Eine Änderung der Eigenverbrauchsregelung, bspw. Belastung des Eigenverbrauchs durch die EEG-Umlage oder andere Abgaben, würde die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen weiter einschränken bzw. PV-Anlagen unwirtschaftlich werden lassen.
   
• Freiflächenanlagen erreichen Ende 2013 i.d.R. nicht mehr die Wirtschaftlichkeitsschwelle; der atmende Deckel, die fehlenden Eigenverbrauchsmöglichkeiten und die stagnierenden Modulpreise machen dieses PV-Segment zunehmend unwirtschaftlich. Der Zubau von Freiflächenzubau wird deshalb voraussichtlich weiterhin sinken bzw. nur noch an sehr überdurchschnittlich guten (aber zunehmend weniger verfügbaren) Standorten möglich sein.
   

Umfang und Wirkung des Eigenverbrauchs von PV-Strom   

• Die Menge des Eigenverbrauchs von PV-Strom erreicht im Jahr 2013 voraussichtlich knapp 2 TWh. Zum Vergleich liegt der Eigenverbrauch aus Eigenerzeugungsanlagen der Industrie, des Schienenverkehrs und aus anderen dezentralen Erzeugungsanlagen (insb. KWK) in der Größenordnung von insgesamt rund 55 TWh pro Jahr.
   
• PV-Eigenverbrauch führt heute zu einer Entlastung der EEG-Umlage, da die eingesparten spezifischen PV-Differenzkosten höher als die durch Eigenverbrauch entgangene EEG-Umlage sind.
   
• Aufgrund unzureichender Datengrundlage ist die aktuelle und zukünftige Abschätzung des gesamten PV-Eigenverbrauchs nur schwer möglich. Außer für Anlagen, welche eine Eigenverbrauchsvergütung nach EEG 2009 bzw. EEG 2012 in Anspruch nehmen, besteht derzeit keine Meldepflicht, ob PV-Strom einer Anlage eigenverbraucht wird. Auch in Zusammenhang mit welcher Art von Verbraucher (Haushalt, Gewerbe, Supermarkt, Landwirtschaft...) eine PV-Anlage installiert ist und ob ein Batteriespeicher eingesetzt wird, ist nicht bekannt. Um belastbare Beurteilungen zu den gesamtwirtschaftlichen und systemtechnischen Auswirkungen des Eigenverbrauchs (z.B. hinsichtlich des Umfangs entgangener Umlagen und Netzentgelte, Netzentlastung) auf Grundlage realer Eigenverbrauchsquoten durchführen zu können, scheint eine Registrierung verbunden mit einer Erhebung entsprechender Daten nötig.
   

PV-Batteriespeicher

• Der Einsatz von Batteriespeichern in Haushalten zur Erhöhung des Eigenverbrauchs ist unter den hier gesetzten Annahmen in den meisten Szenarien unwirtschaftlich. Nur Blei-Batterien erreichen unter bestimmten Randbedingungen positive Eigenkapitalrenditen. Bei Inanspruchnahme des am 1. Mai 2013 gestarteten Speicherförderprogramms können diese erhöht werden und auch Li-Ion-Speicher stoßen in den Bereich positiver Renditen vor. Im Gewerbebereich können Blei-Batterien in größerem Umfang wirtschaftlich betrieben werden und auch kleine Li-Ion-Speicher bewegen sich im niedrigen positiven Renditebereich. Die Rendite einer PV-Anlage ohne Speicher liegt jedoch grundsätzlich deutlich höher. Außerdem liegen die Eigenkapitalrenditen bei den betrachteten Fällen weitestgehend im niedrigen einstelligen Prozentbereich. Daher besteht aus wirtschaftlicher Sicht nur ein begrenzter Investitionsanreiz. Direktvermarktung
   
• Die Direktvermarktung von PV-Strom ist seit Einführung des Marktprämienmodells Anfang 2012 stetig gestiegen und liegt im Oktober 2013 bezogen auf die gesamte installierte PV-Leistung bei knapp 12%. Überwiegend sind große Dachanlagen sowie Freiflächenanlagen in der Direktvermarktung vertreten. Es zeichnet sich in diesem Segment ein deutlicher Rückgang des Zubaus ab, wodurch sich auch der Zuwachs in der Direktvermarktung zukünftig abschwächen dürfte.
   

Marktintegrationsmodell

• Dachanlagen im Gewerbe- und Industriebereich können in der Regel problemlos einen Eigenverbrauchsanteil von mehr als 10 % erreichen. Aufgrund der im Vergleich zur Einspeisevergütung höheren Strompreise insbesondere im Gewerbebereich, ist der Eigenverbrauch auch ohne Marktintegrationsmodell finanziell lohnenswert. Lediglich bei geringeren Strombezugskosten im Industriebereich könnten sich zusätzliche Anreize zum Eigenverbrauch ergeben. Insgesamt ist jedoch davon auszugehen, dass das Marktintegrationsmodell nur geringe Auswirkungen auf eine weitere Erhöhung des Eigenverbrauchs haben wird. 
   

Entwicklung nach Erreichen des 52 GW-Deckels

• Aus heutiger Sicht deutet sich an, dass nach dem Erreichen von 52 GW (abhängig vom Zubauszenario im Jahr 2018 bzw. 2020) und der im heutigen EEG gesetzten Nullvergütung auch ohne zusätzliche Belastungen des Eigenverbrauchs nur ein kleines selbsttragendes Eigenverbrauchssegment resultiert. Wenn Großanlagen und Freiflächenanlagen mit 5 ct/kWh Vergütung noch errichtet werden sollten, ist Strom aus solchen Anlagen nach 52GW (Nullvergütung) zwar günstig, aber nicht marktfähig im Sinne der Erwirtschaftung ausreichend hoher Deckungsbeiträge am Strommarkt.
   
• Bei einer Nullvergütung durch das EEG nach Erreichen des 52 GW-Deckels deutet sich an, dass PV-Anlagen in den betrachteten Beispielfällen nur noch bei einem Eigenverbrauchsanteil von mindestens rund 50 % im Haushaltssegment und ca. 35 % im Gewerbesegment wirtschaftlich sind (die Rendite gegenüber heute sinkt jedoch). Für den Beispielfall eines Haushalts mit 4.000 kWh Jahresstromverbrauch begrenzt sich dadurch die wirtschaftliche Anlagengröße im Mittel auf rund 2,5 kW und für ein Beispielgewerbe mit einem Jahresstromverbrauch von 35 MWh auf unter 50 kW. Es ist damit durchschnittlich mit einer reduzierten Anlagengröße zu rechnen. Die Werte können abhängig von verschiedenen Parametern wie z.B. Anlagenausrichtung, Preisentwicklungen, Solareinstrahlung von diesen Angaben abweichen. Eine teilweise Vermarktung oder Vergütung auf Marktwertniveau von überschüssigem Strom würde sich positiv auf die Wirtschaftlichkeit und die notwendige Eigenverbrauchshöhe auswirken. Abhängig von der Anlagengröße und damit der Überschussstrommenge kann ein Mehraufwand für die Vermarktung, die Mehreinnahmen jedoch deutlich überschreiten (insbesondere bei kleinen Anlagen).
   
• Weitgehend unabhängig vom Zeitpunkt des Erreichens des 52 GW-Deckels betragen die PV-Vergütungssätze dann zwischen 5 ct/kWh (Freiflächenanlagen) und 7,5 ct/kWh (Dachanlagen bis 10 kW). Durch diese geringen Vergütungssätze wären die Förderkosten einer daran anschließenden Förderung sehr gering. Es bleibt jedoch zu beobachten, ob die zukünftige Preisentwicklung mit der im atmenden Deckel vorgesehenen Vergütungsabsenkung und unter Einbeziehung des Eigenverbrauchs Schritt halten kann.
   

Ökologie

• Aufgrund der Streichung der Vergütung für Ackerflächen wurden im Betrachtungszeitraum 2011 bis 2013 keine neuen Anlagen über das Standortmerkmal „ehemalige Ackerfläche umgewandelt in Grünland“ vergütet. Im Gegensatz dazu nahm die Anzahl von zumeist großen Anlagen auf Konversionsflächen und von kleineren an Verkehrsflächen (Straße und Schiene), hier z.T. auch vormals Ackerflächen, noch einmal deutlich zu.
   
• Nach 2010 erfolgte eine Verlagerung des Großanlagenbaus auf große Konversionsflächen (ehemalige Militärflächen wie Flugplätze und Truppenübungsplätze, aber auch ehemalige Braunkohlenflächen) in den östlichen Bundesländern. Insbesondere steht das Land Brandenburg für diese Entwicklung: Mit 40 Anlagen >20 ha hat Brandenburg eindeutig und mit Abstand die meisten Großanlagen aufzuweisen, da von sind 22 Anlagen größer als 50 ha.
   
• Die Effizienzsteigerung der Modultechnik im kristallinen Bereich sowie insbesondere der rückläufige Anteil von Dünnschichtmodulen zeigen sich beim Flächenbedarf der Anlagen. Lag der durchschnittliche Flächenbedarf pro MW bis 2010 im Mittel bei rd. 3,56 ha, so ist dieser in den Jahren 2011 bis 2013 auf vorläufig 2,25 ha/MW gesunken und nähert sich der Marke von 2 ha/MW an.
   
• Die Flächeninanspruchnahme für Freiflächenanlagen in Deutschland liegt derzeit einschließlich einer Hochrechnung für 2013 im Bereich von rd. 22.400 ha. Bisherige Ackerflächen wurden dabei bis 2010 in einer Größenordnung von 6.400 ha als PV-Standort genutzt. In den Jahren 2011/13 wurden ca. 2.100 ha Seitenflächen von Verkehrsanlagen genutzt. Auf Konversionsflächen, versiegelten Flächen und in ausgewiesenen Gewerbegebieten stehen PV-Freiflächenanlagen auf insgesamt ca. 13.900 ha.
   
• Die Auswirkungen dieses Vorhabentyps auf Ökologie, Natur und Landschaft sind in den vergangenen Jahren bereits umfassend beschrieben worden. Grundsätzlich neue Erkenntnisse wurden im Rahmen der Recherchen und Umfragen für diesen Bericht bis jetzt noch nicht identifiziert.
   
• Naturschutzrechtlich geschützte Gebiete werden nur zu einem verhältnismäßig geringen Anteil als Standorte für PV-Anlagen entwickelt. Derartige Standorte werden im Rahmen von regionalen und kommunalen Standortkonzepten nicht angeboten.
   
• Einige Freiflächenanlagen sind auf Arealen entwickelt worden, die vollständig oder teilweise in Naturparks und Landschaftsschutzgebieten liegen. Sie entsprechen dabei immer einem der geltenden Vergütungskriterien des EEG. Waren dies zunächst auch vereinzelt Ackerflächen, so handelt es sich inzwischen regelmäßig um Standorte auf Konversionsflächen unterschiedlicher Art (Deponie- oder Gewerbeflächen, ehem. Bodenabbau oder militärische Flächen), die dem Schutzziel nicht entgegenstehen. Anlagenstandorte in Landschaftsschutzgebieten werden im Zuge des Planverfahrens in der Regel aus dem Schutzgebiet entlassen.
   
• Zum Schutz bedeutender Naturschutzflächen gelten inzwischen EEG-Bestimmungen, die die Vergütung von PV-Freiflächenanlagen auf Konversionsflächen, die als Nationalpark oder Naturschutzgebiet ausgewiesen sind, ausschließen. Naturschutzflächen waren bisher auch nur in wenigen besonderen Einzelfällen in den Fokus der Projektentwickler geraten, z.B. wenn mit dem Vorhaben auch gebietsspezifische naturschutzfachliche Ziele zu befördern waren. Soweit hier im Zuge der Standortvorbereitung kostenintensive Sanierungsprojekte realisiert werden sollten, dürfte dies aus Wirtschaftlichkeitsgründen in Zukunft nicht mehr realisierbar sein.
   
• Bei den wenigen bekannten realisierten Vorhaben in europäischen Vogelschutzgebieten handelt es sich um Konversions- oder Deponieflächen, wobei im Rahmen des Bauleitplanverfahrens jeweils geprüft werden musste, ob durch das Vorhaben erhebliche Auswirkungen auf die Erhaltungsziele und die Schutzzwecke durch das Vorhaben ausgeschlossen werden können.
   
• PV-Planungen im Kontext naturschutzfachlicher Schutzgebiete sind
  - in der Regel ausgeschlossen in Naturschutzgebieten, Nationalparken und nationalen Naturdokumenten, Biosphärenreservaten, geschützten Landschaftsbestandteile und FFH-Gebieten,
  - überwiegend ausgeschlossen in Europäischen Vogelschutzgebieten und
  - einzelfallabhängig im Bereich von Landschaftsschutzgebieten und Naturparken möglich.
   
• Zaunanlagen sind insbesondere zur Diebstahlsicherung erforderlich. Um im ökologischen Kontext die Barrierewirkungen dennoch zu verringern, ist es inzwischen Konvention, die Zaunanlage für Kleinsäuger und Kleintiere barrierefrei mit einem Bodenabstand von 10 bis 20 cm herzustellen und auf die Verwendung von Stacheldraht im bodennahen Bereich zu verzichten.
   
• Für Großsäuger wie Wolf, Rot-, Reh- und Schwarzwild kann eine Anlage je nach Lage und Größe zu einer nachhaltigen Zerschneidung der jeweiligen Wanderwege als auch zum Verlust oder zu Verkleinerung von Lebensraum führen. Sollten dort große Anlagen verwirklicht werden, sind erhöhte Anforderungen an Vermeidungs-und Kompensationsmaßnahmen durchzusetzen.
   
• Das Rückbaupotenzial der bisher in Deutschland errichteten Freiflächenanlagen beträgt zurzeit bei einer Gesamtfläche von rd. 22.400 ha bei den Flächen auf Acker rd. 6.400 ha und bei den Konversionsflächen rd. 13.900 ha. Gerade letztere sind natürlich unter naturschutzfachlicher Sicht von besonderem Interesse, da diese Anlagen sich häufig auch in naturschutzfachlich bedeutenderen Bereichen befinden.

 

Handlungsempfehlungen - Empfehlungen zur Weiterentwicklung des EEG

Atmender Deckel

• Der atmende Deckel begrenzt durch seinen Mechanismus der zubauabhängigen Vergütungsabsenkung die Förderkosten der PV und soll Planbarkeit bis zu einer installierten Leistung von 52 GW bieten. Vor diesem Hintergrund wird empfohlen, die Struktur und den Wirkungsmechanismus des atmenden Deckels bis zum Erreichen der 52 GW unverändert zu belassen. Aufgrund der aktuellen Preis- und Marktentwicklung besteht jedoch absehbar Änderungsbedarf an der Höhe seiner Degressionssätze.
   
• Der Preisverfall der vergangenen Jahre ist gestoppt. Seit dem Jahresbeginn 2013 sind die Preise für PV-Module nur minimal gesunken und sogar zwischendurch gestiegen. Die weitere Preisentwicklung muss als einer der wesentlichen Einflussparameter auf die Wirtschaftlichkeit von neuen PV-Anlagen fortlaufend im Blick behalten werden.
   
• Neben den Anlagenpreisen sollten PV-Zubau, Vergütungssätze, Strompreise, Zinsen und Eigenverbrauch sowie das Zusammenspiel dieser Parameter laufend beobachtet werden. Der Stopp des Preisverfalls mit zuletzt sogar leicht steigenden Preisen könnte ab 2014 dazu führen, dass der politisch gewollte Zubaukorridor deutlich unterschritten und damit die Zielerreichung 2020 gefährdet wird. Aus diesem Grund sollte eine Anpassung des atmenden Deckels in Erwägung gezogen werden, da einerseits die Degressionssätze zur Vergütungsabsenkung sehr hoch sind und andererseits aufgrund des Bezugszeitraums von einem Jahr und der geringen Prozentsätze zur Vergütungserhöhung eine solche nur sehr verzögert und schwach möglich ist.
   
• Eine Anpassung der Degressionssätze des atmenden Deckels sollte die lernkurvenbedingten Kostensenkungspotenziale berücksichtigen, dies gestaltet sich in der Praxis jedoch schwierig. Derzeit stellt die Degression auf das derzeitige Preisniveau von Modulen ab, das jedoch nicht die Produktionskosten wiederspiegelt. Damit bestehen keine Anreize und finanziellen Spielräume für neue Produktionsanlagen. Ohne neue Produktionsanlagen können jedoch keine Kostensenkungen umgesetzt werden.
   
• Die Zeiten stark verfallender Modul- und Systempreise gehören der Vergangenheit an. Auf Basis einer Fortschreibung der Lernkurve lassen sich für die kommenden ca. vier Jahre theoretisch Modulpreissenkungen von etwa 6 % pro Jahr ableiten. Da jedoch der aktuelle Marktpreis bereits deutlich unter der Lernkurve liegt, kann diese Fortschreibung als sehr ambitioniert betrachtet werden. Unter Berücksichtigung von Kostensenkungen der BOS-Komponenten ist somit für PV-Systeme von einer theoretisch möglichen jährlichen Preissenkung in der Größenordnung von 4 % (Kleinanlagen) bis hin zu ca. 6 % (Freiflächenanlagen) auszugehen. Die derzeitige Basisdegression von 1 % pro Monat (11,4 % pro Jahr) für Zubauraten von 2,5 bis 3,5 GW/a könnte deshalb mittelfristig zu ambitioniert sein und damit zu einer dauerhaft unterhalb des Zubaukorridors liegenden PV-Nachfrage und zu einer Gefährdung der Zielerreichung führen (Bewusst nicht berücksichtigt wurde der Einfluss des Eigenverbrauchs, da derzeit nicht absehbar ist, ob und in welcher Höhe Eigenverbrauch zukünftig mit der EEG-Umlage bzw. Netzentgelten belastet wird.) Untersucht wurden deshalb – bezogen auf die ab Januar 2014 bis 52 GW noch zubauenden rund 16 GW (Szenario „Zubaukorridor“: 3,5 GW/a bis 2018) – die Mehrkosten einer Halbierung des monatlichen Basisdegressionssatzes von 1 % auf 0,5 %.Während bei der bestehenden Basisdegression von 1 % mit zusätzlichen EEG-Differenzkosten von 0,66 Mrd. €/a und einer damit verbundenen Umlageerhöhung von 0,17 ct/kWh zu rechnen ist, sind bei einer Halbierung der Basisdegression 0,84 Mrd. €/a zusätzliche EEG-Differenzkosten und eine Umlageerhöhung von 0,22 ct/kWh zu erwarten. (Es wurde für beide Degressionsvarianten bewusst vom selben Zubauszenario ausgegangen, um die Erhöhung der Differenzkosten direkt abzulesen und nicht durch unterschiedliche Marktentwicklungen zu verzerren.)
   
• Im Falle von Zubauraten unterhalb des Zubaukorridors und einer Gefährdung der Zielerreichung 2020 stehen im Hinblick auf den atmenden Deckel als Maßnahmen zur Marktbelebung grundsätzlich eine Verkürzung des Bezugszeitraums sowie Änderung der unterhalb des Zubaukorridors möglichen Vergütungserhöhung zur Verfügung. Eine Verkürzung des einjährigen Bezugszeitraums würde die Vergütung vor übergehend schneller erhöhen. Dies würde zwar die Reaktionsgeschwindigkeit erhöhen, gleichzeitig aber die Gefahr von höheren Vergütungsschwankungen und weniger Prognostizierbarkeit bergen. Eine Verminderung der Prozentsätze unterhalb des Korridors würde das Vergütungsniveau erhöhen, im Detail wären jedoch Vorzieheffekte und die absoluten Kosten (EEG-Differenzkosten & -Umlage) näher zu untersuchen. Im Falle eines PV-Markteinbruchs, der die Zielerreichung 2020 gefährden könnte, wird politisch abzuwägen sein, welche Optionen vor dem Hintergrund des derzeitigen Niveaus der EEG-Umlage umsetzbar sind.
   
• Der geltende Zubaukorridor im Rahmen des atmenden Deckels sollte auch vor dem Hintergrund beibehalten werden, dass er den wirtschaftlich angeschlagenenheimischen Herstellern weiterhin Absatzchancen und Möglichkeiten zur Entwicklung von Systemlösungen bietet.

 

Eigenverbrauch

• Weiterhin sinkende Vergütungssätze erfordern zunehmend höhere Eigenverbrauchsanteile, die nicht durch Belastungen (z.B. Netzentgelte, Umlagen) des Eigenverbrauchs eingeschränkt werden sollten, um weiterhin PV-Zubau wirtschaftlich zu ermöglichen.
   
• Im Gegenzug erfordern Belastungen des PV-Eigenverbrauchs (z.B. Netzflatrate oder Abführung von Netzentgelten auf den selbst verbrauchten Strom) eine Anhebung der Vergütungssätze, wenn der Zubau nicht größtenteils ausgebremst werden soll oder die Anlagenkosten nicht stärker sinken als angenommen. Bei einem durchschnittlichen Eigenverbrauchsanteil von 30 % und einer Strompreissteigerungsrate von 2,3 % p.a. müsste bei einer Belastung des Eigenverbrauchs mit 6 ct/kWh (Annahme: konstant über 20 Jahre) die Vergütung um 2,6 ct/kWh erhöht werden, um die Wirtschaftlichkeit von neuen PV-Anlagen unter den angesetzten Rahmenbedingungen und Berechnungsparametern konstant zu halten.
   
• Die Gestaltung der Rahmenbedingungen und Anreize für Eigenverbrauch sollten sich nicht nur an der Renditeoptimierung für den Anlagenbetreiber orientieren, sondern an der Gesamtsystemsicht. Daher sollten Anreize geschaffen werden, um die Energiebilanz und zugehörige Marktpreise (z.B. abgebildet über variable Strompreise) sowie die Reduktion der lokalen und regionalen Netzbelastung (z.B. durch Begrenzung der Einspeisespitzen) beim Eigenverbrauch zu berücksichtigen.
   
• Für Neuanlagen und für Bestandsanlagen (sofern dies über die Messeinrichtung des Wechselrichters möglich ist) sollte in Erwägung gezogen werden, folgende Daten zum Eigenverbrauch zu erheben und zu veröffentlichen:
  - Erwarteter Eigenverbrauchsanteil: Aufnahme in das PV-Meldeportal der BNetzA; es wird davon ausgegangen, dass die Abschätzung vom Solarinstallateur vorgenommen wird;
  - Nutzungsbereich der Anlage (Gewerbe, Haushalt, Freifläche...): Aufnahme in das PV-Meldeportal bei der BNetzA sowie in EEG-Anlagenstammdaten;
  - Tatsächlicher Eigenverbrauch: jährliche Meldung im Zuge der Abrechnung mit dem Netzbetreiber und Veröffentlichung über EEG-Bewegungsdaten.
   
• Für PV-Batteriespeicher besteht keine Erfassung entsprechend der EEG-Anlagenstammdaten. Es sollte ebenfalls in Erwägung gezogen werden, die EEG-Anlagenstammdaten durch die Abfrage Betrieb mit/ohne Batteriespeicher und nutzbare Speicherkapazität zu ergänzen. 

 

Freiflächenanlagen

• Die fortschreitend sinkende Vergütung für Freiflächenanlagen mit den i.d.R. fehlenden Eigenverbrauchsmöglichkeiten bremst vor dem Hintergrund stagnierender Modulpreise den Zubau von Freiflächenanlagen als kostengünstigstes PV-Segment derzeit stark ab (2013 voraussichtlich max. 1 GW Freiflächenzubau gegenüber ca. 2,9 GW in 2012). Um weiterhin von den günstigen Stromgestehungskosten von Freiflächenanlagen zu profitieren und dem wettbewerblichen Grundgedanken Rechnung zu tragen wird vorgeschlagen, Freiflächenanlagen zeitnah in ein ausschreibungsbasiertes Fördermodell zu überführen. Derzeit ist jedoch davon auszugehen, dass der Zubau von Freiflächenanlagen bis zur Einführung eines solchen neuen Fördermechanismus ausgehend von maximal 1 GW Zubau 2013 weiterhin rückläufig ist. Vorstellbar wäre, dass bis zum Inkrafttreten der Ausschreibungen die Förderung von Freiflächenanlagen aus dem atmenden Deckel ausgegliedert wird und der Fördersatz eingefroren bzw. um eine geringere Basisdegression als derzeit vorgesehen abgesenkt wird. Die Auswirkungen der entsprechend geringeren Bezugsgröße im atmenden Deckel sind dabei zu berücksichtigen.
   
• Die Bedingungen und Anforderungen an die Vorhaben, die über das Ausschreibungsmodell gefördert werden sollen, sollten im Grundsatz den geltenden Bestimmungen des § 32 Abs. 1 Nr. 3 EEG für Freiflächenanlagen entsprechen. Grundsätzlich ist davon auszugehen, dass die zur Verfügung stehenden Flächen (Konversionsflächen, versiegelte Flächen, ausgewiesene und nicht bebaute Gewerbegebiete und Seitenrandstreifen) für Ausschreibungen in Höhe von 400 MW/a ausreichen dürften.
  
  So sind z.B. für die Seitenrandflächen allein von dem in [65] konservativ geschätzten gut nutzbaren
  Flächenpotenzial von ca. 15.000 ha bisher erst rd. 1.000 ha mit einer durchschnittlichen Anlagengröße von > 8 ha bzw. rd. 4 MW bebaut und in Betrieb genommen worden. Daraus resultiert ein noch nutzbares Leistungspotenzial von rd. 6 GW. Für die anderen vergütungsfähigen Gebietskategorien liegen keine vergleichbaren Schätzungen bzw. Hochrechnungen vor, da insbesondere der Typ der Konversionsflächen derart vielfältig und inhomogen ist, dass eine EEG-spezifische Bestandsaufnahme geeigneter Standorte mit sehr hohem Aufwand verbunden sein dürfte. Bisher sind jedenfalls keine Verlautbarungen aus der Solarwirtschaft laut vorgetragen worden, dass hier kapazitativ von einem Erschöpfungszustand auszugehen wäre.
  Es sollte jedoch im Zuge der Konkretisierung des Ausschreibungssystems geprüft werden, ob die bestehende Flächenkulisse den Anforderungen an Wettbewerbsintensität und Kosteneffizienz ausreichend Rechnung trägt.

 

Fördergrenze 52 GW

• Die Vergütungssätze für PV-Anlagen betragen kurz vor Erreichen des 52 GW-Deckels im bestehenden Fördersystem zwischen 5 ct/kWh (Freiflächenanlagen) und 7,2 ct/kWh (Dachanlagen bis 10 kW). Es empfiehlt sich, auf Grund der dann geltenden geringen Vergütungssätze verbunden mit geringen Erzeugungskosten, einen Finanzierungsrahmen (z.B. durch Anschlussförderung) für einen gesteuerten weiteren PV-Ausbau über 52 GW hinaus zu überlegen. Aufgrund der Unsicherheiten über die Preis- und Marktentwicklung kann aus heutiger Sicht kein konkreter Fördervorschlag vorgelegt werden. Folgende Optionen bieten sich bspw. an:
  - Eigenverbrauchssegment (Kleinanlagen/Dachanlagen): Einfrieren der Fördersätze, Fortführung des atmenden Deckels oder förderneutrale Durchreichung des Vermarktungserlöses/Marktwerts.
  - Anlagen ohne Eigenverbrauch (Freiflächenanlagen, große Dachanlagen): technologieneutrales, marktbasiertes Instrument zusammen mit onshore-Wind.
   
• Es ist zu klären, wie das nach den geltenden Regelungen letzte förderfähige kW und damit das Erreichen der 52 GW-Grenze festgelegt wird. Berücksichtigt werden sollten drohende Vorzieheffekte und eine sich selbst verstärkende Dynamik.
   

Umweltwirkungen

• Der Geltungsbereich des Ausschlusses der Vergütung für Freiflächenanlagen in Naturschutzgebieten und Nationalparks sollte allgemeingültig sein und im Sinne einer konsequenten Gesamtregelung nicht nur auf Konversionsstandorte beschränkt werden.

 

Empfehlungen außerhalb des EEG - Abgaben auf PV-Eigenverbrauch

• Die weiterhin stark sinkenden Vergütungssätze erfordern den Eigenverbrauch zum wirtschaftlichen Anlagenbetrieb. Bei den über den atmenden Deckel vorgegebenen Vergütungssätzen besteht aus heutiger Sicht ohne gleichzeitig höhere Vergütungen kein Raum für Abgaben auf den Eigenverbrauch, ohne den PV-Zubau damit stark zu bremsen.
   
• Bei der Diskussion des PV-Eigenverbrauchs ist zu berücksichtigen, dass der sonstige Eigenverbrauch 2013 in anderen Sektoren (industrieller Eigenverbrauch bzw. BHKWs, Schienenbahnen) um mehr als den Faktor 25 höher ist. Abgaben auf den Eigenverbrauch sollten daher nicht isoliert auf die PV-Anlagen sondern generell diskutiert werden. EEG-unabhängige Anlagen
   
• Für Anlagen, die völlig ohne EEG-Vergütung und mit 100 % Eigenverbrauch betrieben werden, sollte überprüft werden, welche Maßnahmen (z.B. Registrierung) erforderlich sind, um eine Planungssicherheit für den Netzbetreiber zu gewährleisten. Systemauswirkungen eines weiteren Ausbaus der PV über 52 GW hinaus
   
• Der PV-Zubau hat heute schon eine signifikante Systemrelevanz. Hieraus ergibt sich die Notwendigkeit, das Stromversorgungssystem mit allen Erzeugungsanlagen, Verbrauchern und Speichern ganzheitlich zu betrachten. Eine nur auf den Ausbau der PV-Anlagen bezogene Betrachtung greift auf Grund der Komplexität der Stromversorgung zu kurz und führt daher nicht zu belastbaren Aussagen.
   
• Schon vor Überschreiten der 52 GW sollten kontinuierlich systemrelevante Auswirkungen in der Stromversorgung (insbesondere auf die Systemstabilität, Energiebilanz, Fähigkeit eines Netzwiederaufbaus) vorausschauend bewertet werden, um somit rechtzeitig unerwünschten Effekten entgegen zu wirken. Forschung und Entwicklung
   
• Fortführung der F&E-Förderung und Stärkung des Technologietransfers in den Heimatmarkt.

 

Umweltwirkungen

• Aufgrund der erheblichen Kostensenkungen sind bereits erste Tendenzen erkennbar, PV-Freiflächenanlagen außerhalb der EEG-Vergütung zu realisieren. Es ist in diesem Zusammenhang damit zu rechnen, dass die aus wirtschaftlicher Sicht besonders interessanten Flächen, hier insbesondere die Ackerflächen, wieder stärker in den Blick genommen werden. Damit würde die räumliche Steuerungswirkung des EEG über die Vergütungskriterien entfallen. Die Möglichkeiten der Raumordnung und Bauleitplanung sind daher zu befördern, geeignete Standorte in Umfang und Lage zu ermitteln und vorzuhalten.
   
• Im gleichen Kontext räumlicher Steuerung sollen die verfügbaren Instrumente dazu genutzt werden, Lebensraumkorridore des Naturschutzes von großen Freiflächenanlagen mit langen Zaunstrecken freizuhalten.