PV-Freiflächenanlagen: Betreiber sollten ganz genau kalkulieren

Die Energiemärkte zählen zu den Krisengewinnern der vergangenen drei Jahre. Im Großhandel erreichte der Strompreis in der Spitze 87,10 Cent je Kilowattstunde. Betreiber sollten bei geplanten Photovoltaik-Freiflächenanlagen dennoch ganz genau rechnen.

Unter dem Schlagwort Power-to-X (PtX, deutsch: „Strom zu Alles“) fördert die Bundesregierung immer offensiver die Transformation der Wirtschaft. Im Sinne von PtX ersetzt der Strom in allen Sektoren den bisherigen Einsatz fossiler Energieträger. Mit Wärmepumpen wird so Strom zu Wärme (englisch: Power-to-Heat, PtH); mit Elektrolyse wird Strom zu Wasserstoff. Mit Strom lässt sich Stickstoff aus der Luft generieren und zusammen mit dem Wasserstoff und noch mehr Strom zu Ammoniak synthetisieren (Power-to-Ammonia, PtA). Ammoniak ist wiederum ein bedeutender Grundstoff für die chemische Industrie und ein nachhaltiger Treibstoff für große Handelsschiffe.

Das alles sind nur ausgewählte Beispiele. Nachhaltig erzeugter, im Überfluss vorhandener und damit günstiger Strom ist der zentrale Baustein der Energiewende.

Geschätzte Stromgestehungskosten

Große Photovoltaik-(PV-)Freiflächenanlagen (PV-FFA) können nur über eine Ausschreibung der Bundesnetzagentur eine 20-jährige EEG-Garantievergütung (EEG: Erneuerbare-Energien-Gesetz) erlangen. Hier herrscht intensiver Wettbewerb. PVFFA- Betreiber bieten meist zum vollkostendeckenden Preis ohne Aufschlag mit. Die Ausschreibungsergebnisse liegen damit nahe an den tatsächlichen Stromgestehungskosten. Seit 2015 erhielt eine Anlagenleistung von 10,7 Gigawatt einen Zuschlag. Die bezuschlagte Anlagenleistung entspricht vier Kernkraftwerken, die erwartete Jahresstromerzeugung rund einem halben.

Liegen die Stromgestehungskosten von 2015 bis 2020 im gewichteten Mittelwert noch bei 5,44 Cent/kWh (kWh: Kilowattstunde), verringern sie sich 2021 und 2022 geringfügig auf 5,26 Cent/kWh und steigen 2023 vorläufig auf 6,77 Cent/kWh. Zuletzt scheinen sich bei neuen Projekten die höheren Kosten für Finanzierung, Netzanschluss und Flächensicherung niederzuschlagen, obwohl die Modulpreise in jüngster Zeit deutlich gesunken sind.

Monatsmarktwert Solar: Der Großhandels-Erzeugerpreis

Im Großhandel wird für Strom stündlich ein neuer Preis ermittelt. Ein Standardjahr hat 8.760 Stunden und Einzelpreise. PV-Anlagen sind volatile Stromerzeuger. Die Sonne bestimmt, wann wie viel Strom erzeugt und eingespeist werden kann. Gewichtet man die stündlichen Großhandelspreise mit der stündlich eingespeisten Solar-Strommenge, ergibt sich der Marktwert Solar.

Im Mittel der Jahre 2015 bis 2020 lag dieser bei 3,461 Cent/kWh. Krisenbedingt stieg er 2021 und 2022 auf 15,184 Cent/kWh, während 2023 ein vorläufiger Rückgang auf 7,715 Cent/kWh zu verzeichnen ist.

2021 und 2022: Zwei goldene Jahre

Bei einem Stromertrag von einer Million kWh je Hektar PV-FFA, einem Jahresmarktwert Solar von 15,184 Cent und selbst bei Stromgestehungskosten in Höhe von 6,77 Cent ergibt sich vor Steuerabzug ein Überschuss von 8,414 Cent für jede Kilowattstunde und 84.140 Euro je Hektar. Im Jahr 2023 verlor der Marktwert Solar wieder deutlich an Wert und pendelte sich auf das doppelte Vorkrisenniveau ein. Bei diesen Annahmen ergibt sich vor Steuerabzug eine Marge von 0,405 Cent für jede Kilowattstunde und 4.050 Euro je Hektar. Die zukünftige Entwicklung der Großhandelspreise ist rein spekulativ. Letztendlich ist für PV-FFA nur eines sicher: Jeder Cent je Kilowattstunde wird bei oben genanntem Hektarstromertrag umgerechnet zu 10.000 Euro je Hektar. Das gilt für die Gewinnchance und das Verlustrisiko gleichermaßen.

Negative Strompreise im Großhandel

Mit Ausnahme des Jahres 2022 liegt der Monatsmarktwert Solar deutlich unter dem durchschnittlichen Strommarktniveau. Dies liegt an sonnenreichen Stunden, an denen die PV-Anlagen selbst den eigenen Großhandelspreis unter Druck setzen. Verstärkend wirkt die ebenfalls volatile Windstromeinspeisung. Ab 75 Prozent Wind- und Solarstrom im deutschen Erzeugungsmix steigt im Großhandel die Wahrscheinlichkeit stark an, dass der Erzeugerpreis null oder negativ wird. Von Januar bis November 2023 summiert sich der nicht oder negativ vergütete Strom auf knapp zehn Prozent der gehandelten Solarstrommenge. Sollte der Stromverbrauch nicht in gleichem Umfang mitwachsen wie die von der Bundesregierung angestrebte Verfünffachung der installierten PV-Leistung, könnten sich zukünftig im Großhandel negative Stundenpreise häufen und den Marktwert Solar noch stärker unter Druck setzen.

Absicherung des Erzeugerpreises

Wird eine PV-FFA ohne EEG-Förderung errichtet, kann der Anlagenbetreiber seinen Erzeugerpreis über private Stromlieferverträge (Power-Purchase-Agreement, PPA) absichern. Laufzeit und Vergütungshöhe sind hier frei verhandelbar. PPAs sichern meist kurz- bis mittelfristige Preisschwankungen ab. Auch PPA-Anlagen können sich langfristig nicht gänzlich von den zukünftigen Großhandelspreisen abkoppeln.

Deutlich mehr Sicherheit bietet die EEG-Garantievergütung. Sie wirkt als Erzeugerpreisuntergrenze und erlaubt dem Anlagenbetreiber zusätzlich eine höherpreisige Vermarktung an Dritte. Kleine Einschränkung: Gemäß Paragraph 51 EEG 2023 verringert sich beispielsweise für im Jahr 2024 in Betrieb genommene Solaranlagen ab 400 kW peak ab drei aufeinanderfolgenden Stunden mit negativen Großhandelspreisen der Vergütungsanspruch auf null. Die Stromeinspeisung ist dann zwar möglich, aber für 0,00 Cent/kWh. Damit müssen sich auch Finanzierungskonzepte mit EEG-Garantievergütung der Frage negativer Strompreise im Großhandel stellen. Die bestmögliche Risikoabsicherung für eine PV-FFA bietet die EEG-Garantievergütung, verbunden mit einem Zusatznutzen. Bei Agri-PV (gleichzeitige Nutzung von Flächen zur Strom- und Pflanzenproduktion) bleibt die landwirtschaftliche Nutzung vorrangig, Moor-PV (Nutzung wiedervernässter Moorböden für Klimaschutz und PV-Stromerzeugung) ist zusätzlich aktiver, geldwerter Klimaschutz. Bei PV-FFA mit Eigenverbrauchskonzepten spart sich der Stromverbraucher meist die Netzentgelte, die für ihn höher als die Stromgestehungskosten sein können.

Autor: Martin Strobl, Leiter der Arbeitsgruppe für Ökonomik regenerativer Energien an der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft (LfL) martin.strobl@lfl.bayern.de www.lfl.bayern.de/iba/energie/