Netzparität und Eigenverbrauch bei steigenden Strompreisen

Veröffentlicht am 09.03.2012

Am 6. März 2012 wurde vom Bundestag eine erneute starke Reduktion der EEG-Vergütung für Photovoltaik zum 1. April 2012 diskutiert. Mit dieser Kürzung soll einem weiterhin starken Zubau, wie er in den Jahren 2010 und 2011 und auch nach der Novellierung zum Jahreswechsel 2012 in den ersten 2 Monaten zu beobachten war, entgegengewirkt werden. Der so genannte Zubaukorridor für Photovoltaik im Rahmen des EEG sah einen jährlichen Ausbau von 3 GW vor. Dieser wurde in den Jahren 2010 und 2011 deutlich überschritten.

Für die Überlegungen in diesem Papier werden kleinere Anlagen bis 10 kW für private Haushalte betrachtet. Die geplante Anpassung des EEG umfasst für PV-Anlagen bis zu 10 kW folgende Punkte:

  • Reduktion der Einspeisevergütung auf 19,5 ct/kWh
  • Keine Vergütung des Eigenverbrauchs
  • Begrenzung der vergüteten Einspeisung auf 85 %
  • Ab Mai 2012: Monatliche Degression der Vergütung um 0,15 ct/kWh
  • Anpassung des Zubaukorridors

Die Höhe der Kürzung um 20,2 % von 24,43 auf 19,5 ct/kWh (bei 30 % Eigenverbrauchsvergütung sogar von 26,4 ct/kWh auf 19,5 ct/kWh und somit 26,2 %) wird aktuell kontrovers diskutiert.

Unter dem Begriff Netzparität versteht man, dass die Photovoltaik zu gleichen oder niedrigeren Kosten Strom erzeugen kann im Vergleich zum Bezugspreis für private Endkunden in Deutschland. Mit der Reduktion auf 19,5 ct/kWh – einem Wert deutlich unter dem Strombezugspreis von 22 bis 24 ct/kWh (Arbeitspreis) für private Endkunden – wird deutlich, dass die Netzparität erreicht ist. Diese Tatsache ist bei der Bewertung der Höhe der EEG-Vergütung zu berücksichtigen. Für den privaten Betreiber einer PV-Anlage ist es somit sinnvoll, möglichst viel des in der PV-Anlage erzeugten Stroms selbst zu verbrauchen da er dabei je Kilowattstunde etwa 23 ct einspart, für die Einspeisung hingegen nur 19,5 ct vergütet bekommen würde. Bereits vor Erreichen der Netzparität wurde der Eigenverbrauch durch eine Zusatzvergütung für Eigenverbrauch in Höhe von 8,05 ct/kWh besser gestellt /BNETZA-06 11/.

Simulationen zeigen, dass beispielsweise private Haushalte in Einfamilienhäusern mit einem Jahresverbrauch von 4.500 kWh und einer PV-Anlage von 4,5 kWPeak durch die gegebene Gleichzeitigkeit von PV-Erzeugung und Verbrauch 30 % des PV-Strom selbst verbrauchen können, ohne dass dafür Lastverschiebungen oder Speichersysteme notwendig sind. Der finanzielle Vorteil je erzeugte Kilowattstunde PV-Strom liegt somit nach der geplanten Kürzung bei 70 % EEG-Vergütung von 19,5 ct/kWh und 30 % Stromkostenersparnis von 23 ct/kWh, bei 20,55 ct/kWh. Bei größeren PV-Anlagen sinkt dieser Eigenverbrauchsanteil und die Dämpfung der Förderkürzung ist geringer.

Die Mischvergütung, in diesem Beispiel 20,55 ct/kWh – und nicht etwa die reine EEG-Vergütung von 19,5 ct/kWh – ist bei einer Bewertung der neuen EEG-Förderung zu berücksichtigen. Im Vergleich zur Vergütung von 24,43 ct/kWh und 8,05 ct/kWh Eigenverbrauchsvergütung für 30 % vor der geplanten Reduktion stellt die Mischvergütung eine Kürzung von 22,2 % dar. Die weitere Entwicklung der für PV zu erzielenden Mischvergütung ergibt sich aus zwei gegenläufigen Trends. Zum einen soll für die Vergütung ab Mai eine Degression von 0,15 ct pro Monat festgelegt werden. Auf der anderen Seite wird die Mischvergütung bis zu 30 % durch den Strompreis bestimmt, für den in den nächsten Jahren ein weiterer Anstieg wahrscheinlich erscheint. In Abbildung 1 ist die Entwicklung der Mischvergütung bei der geplanten monatlichen Degression von 0,15 ct sowie einer jährlichen Steigerung des Strompreises für private Haushalte um 3,5 % grün dargestellt.

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Abbildung 1:  Fortschreibung der Mischvergütung bis 2020 bei 30 % Eigenverbrauch

Für die Bewertung der Rentabilität von PV und somit der Wahrscheinlichkeit eines weiteren Ausbaus ist die Entwicklung der Stromgestehungskosten gegenüberzustellen.

In Abbildung 2 ist dazu die historische Entwicklung für fertig installierte Aufdachanlagen /BSW-02 11/ dargestellt.

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Abbildung 2:  Historische Entwicklung der Kosten für fertig installierte Aufdachanlagen ohne MwSt. /BSW-02 11/

Die Stromgestehungskosten für PV werden hier aus den Anlagenkosten mit folgenden Annahmen berechnet:

  • Abschreibung: 20 Jahre
  • Kalkulationszinssatz: 5 %
  • Versicherung und Betriebskosten: 1,5 % der Investitionssumme jährlich
  • 980 Volllaststunden pro Jahr

Bei Modulkosten von circa 2.100 €/kWPeak für fertig installierte Aufdachanlagen, dem letzten in diesem Preisindex erfassten Wert, ergeben sich bei den Annahmen Stromgestehungskosten für PV von 20,41 ct/kWh. Diese Stromgestehungskosten liegen unter der oben berechneten neuen Mischvergütung von 20,55 ct/kWh.

In Abbildung 3 sind die sich aus der dargestellten PV-Kostenentwicklung ergebenden Stromgestehungskosten der historischen Entwicklung der EEG-Vergütung inklusive Eigenverbrauchsbonus gegenübergestellt.

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Abbildung 3:  Entwicklung der PV-Kosten und der EEG-Mischvergütung bei 30 % Eigenverbrauch

In den Jahren 2003 und 2004 kam es auf Grund der großen Nachfrage vorübergehend zu einem Ansteigen der Anlagenkosten. Im Mittel sind die Kosten der PV seit 2000 um jährlich 9 % gesunken. Zu erkennen ist außerdem, dass bei starker Kürzung der EEG-Vergütung etwa im Jahr 2009 die PV-Anlagenkosten ebenfalls einer starken Degression unterworfen waren. Durch die im Diagramm berücksichtigte geplante Kürzung der Förderung wird der hohe Gewinn – also der Unterschied zwischen Vergütung und Stromgestehungskosten – deutlich reduziert. Ein wirtschaftlicher Betrieb scheint aber weiterhin möglich.

In Abbildung 4 wird der oben hergeleiteten Entwicklung der Mischvergütung für PV die Entwicklung der Stromgestehungskosten für PV bei einer Fortschreibung der historischen mittleren Kostendegression der PV-Anlagenkosten von 9 % für die nächsten Jahre gegenübergestellt.

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Abbildung 4:  Gegenüberstellung von forgeschriebener Mischvergütung bei 30 % Eigenverbrauch und fortgeschriebener Reduzierung der Kosten für PV-Anlagen

Es zeigt sich, dass die Stromgestehungskosten bei den getroffenen Annahmen bereits heute unter der Mischvergütung liegen und die Wirtschaftlichkeit in den folgenden Jahren weiter zunimmt.

Dieses Ergebnis hängt stark von der angenommen Kostendegression für PV ab. In der folgenden Abbildung 5 (oben links) ist die Kostenentwicklung bei einer Degression der Anlagenkosten um 5 % jährlich dargestellt. In diesem Fall liegen die Stromgestehungskosten über der Mischvergütung und ein wirtschaftlicher Betrieb wäre nicht möglich.

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Abbildung 5:  Entwicklung bei Kostendegression für PV Anlagen von jährlich 5 % und Eigenverbrauch von 30 % (oben links), bei 30 % Eigenverbrauch und 9 % Degression sowie Strombezugspreis aktuell von 21  ct/kWh (oben rechts), bei 30 % Eigenverbrauch und 9 % Degression ohne Steigerung des Strompreises (unten links) und bei Degression 9 % und Anteil Eigenverbrauch 20 % (unten rechts)

Bei einem geringeren Eigenbedarfsanteil von 20 %, also bei tendenziell größerer PV-Anlage, ist der dämpfende Einfluss des Strompreises auf die Reduktion der Mischvergütung deutlich geringer (unten rechts). Der Einfluss der angenommenen Steigerung des Strompreises für Haushaltskunden ist weniger stark. Abbildung 2-5 links unten zeigt, dass bei 9 % Kostendegression und gleich bleibenden Strompreisen in Zukunft die Stromgestehungskosten unter der Mischvergütung nach der neuen Anpassung liegen (unten links). Oben rechts ist das Diagramm zusätzlich für einen Strompreis von 21 ct/kWh dargestellt.

Die Kürzung der Förderung auf 19,5 ct/kWh wird einen starken Preisdruck auf die Hersteller ausüben. Die historische Kostenentwicklung legt aber den Schluss nahe, dass die Hersteller die Kostendegression der PV-Anlagen in den nächsten Jahren so gestalten können, dass der Betrieb von PV-Anlagen zumindest für private Haushalte weiterhin rentabel bleibt.

Den oben dargestellten Berechnungen liegt die Annahme zu Grunde, dass nach der jetzt geplanten Kürzung lediglich die vorgesehene monatliche Förderungskürzung von 0,15 ct/kWh folgt. Bei deutlichem Verpassen des Ausbaukorridors sind jedoch Änderungen der EEG-Förderung durch die Regierung zu erwarten.

In dem aktuellen Änderungsentwurf für das EEG wird zusätzlich ein neuer Ausbaukorridor für PV definiert. Der erwünschte und somit wohl geförderte mittlere Ausbau sinkt von je 3 GW in 2012 und 2013 anschließend um jährlich 400 MW bis 2017 und wird dann mit 1.400 MW fortgeführt. Bis zum Jahr 2020 umfasst dieser Ausbaukorridor somit in der Summe 18,2 GW. Der bisherige Ausbaukorridor lag konstant bei 3 GW. In einschlägigen Energieszenarien, beispielsweise dem BMU Leitszenario wurde daher bisher häufig der Ausbau der PV in der Regel auch mit 3 GW jährlich angesetzt /DLR-01 10/. In den Jahren 2011 bis 2020 wurde somit ein Ausbau um 30 GW auf circa 51,8 GW prognostiziert. Bei dem summierten Ausbaukorridor von 18,2 GW und einem Bestand an PV von circa 25 GW Ende 2011 ist dagegen im Jahr 2020 eine installierte PV-Leistung von 43 GW zu erreichen. In den Energieszenarien für das Energiekonzept der Bundesregierung wurde für das Szenario ohne Laufzeitverlängerung der Kernkraft 2020 eine PV-Leistung von 33 GW angesetzt /EWI-03 10/.

Der historische Ausbau der PV sowie der geplante Ausbaukorridor sind in Abbildung 6 zusammengestellt. Zusätzlich wird die Entwicklung der Förderung bei 30 % Eigenbedarfsdeckung inklusive der geplanten Änderung sowie die Entwicklung der Stromgestehungskosten für PV inklusive Fortschreibung einer Degression von 9 % dargestellt.

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Abbildung 6:   Entwicklung und Fortschreibung der EEG-Vergütung bei 30 % Eigenverbrauch und der PV-Stromgestehungskosten.

Der geplante mittlere Ausbaukorridor von 3 GW abzüglich jährlich 400 MW würde auf jeden Fall eine deutliche Reduktion des PV-Ausbaus im Vergleich zu den vorangegangenen Jahren bedeuten. Die deutliche Reduktion der Förderung auf 19,5 ct/kWh und insbesondere die monatliche Absenkung von 0,15 ct/kWh kann aber voraussichtlich zumindest für kleinere PV-Anlagen mittelfristig durch weitere Kostensenkungen aufgefangen werden. In der aktuellen gesellschaftlichen Diskussion sollte der Fokus eher auf den gewünschten Ausbaukorridor für PV gerichtet werden als auf die genaue Festsetzung der Fördersätze. Es stellt sich die Frage, ob bis zum Jahr 2020 ein PV-Ausbau von 33, 43 oder 51,8 GW erreicht werden soll.

Literatur:

BNETZA-06 11

Degressions- und Vergütungssätze für Strom aus solarer Strahlungsenergie nach §§ 32 und 33 EEG ab dem 1. Januar 2012. Bonn: Bundesnetzagentur (BNetzA), 2011
BSW-02 11

Solarstromanlagen seit 2006 mehr als 58 % billiger. Berlin: Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar), 2011
DLR-01 10



Nitsch, Joachim; Wenzel, Bernd: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global - Entwicklung der EEG-Vergütungen, EEG-Differenzkosten und der EEG–Umlage bis zum Jahr 2030 auf Basis des Leitszenario 2010. Berlin: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), 2010
EWI-03 10


Schlesinger, Michael; Lindenberger, Dietmar; Lutz, Christian: Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung - Projekt Nr. 12/10. Osnabrück: Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung mbH (GWS), 2010
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