Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV)

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04.04.2012, Susanne Jung:

Steigende System- und Verwaltungskosten erhöhen das Investitionsrisiko

Nicht nur die drastische Kürzung der Einspeisevergütung gefährdet die Rentabilität

Vorbei ist die Zeit, wo sich der wirtschaftliche Betrieb einer Solarstromanlage ganz einfach auf Grundlage von Vergütungseinnahmen, Zinserträgen und überschaubaren Ausgaben für Wartung, Versicherung und Zählergebühren messen ließ. Der Anlagenbetreiber von heute ist einer Vielzahl von Regeln unterworfen, die ihn zum Kauf von unkalkulierbaren Systemhilfsmitteln und Dienstleistungen zwingen. Somit muss er neben den fortwährenden, massiven Kürzungen der Solarstrom-Einspeisevergütung und damit einhergehenden Einnahmeverlusten (siehe Artikel auf S. 36) auch noch steigende System- und Verwaltungskosten sowie zusätzliche Investitionsrisiken schultern.

Zweifelsohne haben die Modulpreise in den letzten Jahren im Preis deutlich nachgegeben. In der öffentlichen Diskussion oft übersehen wird jedoch, dass sie nur die Hälfte des Gesamtpreises einer Solarstromanlage ausmachen, Tendenz sinkend. Die ebenso notwendigen Bestandteile einer Solarstromanlage wie z.B. Dachgestelle und -befestigungen, Kabel und Schaltschränke, Wechselrichter und Netzschutzeinrichtungen haben diese Preissenkungen nicht durchlaufen. Und dass fachgerechte Installationen, Sicherheitsmaßnahmen auf dem Dach und Planungsvorleistungen eine leistungsgerechte Bezahlung bedingen, kann nicht oft genug wiederholt werden.

Es gab auch systembedingte Preistreiber wie z.B. die neue Anwendungsregel VDE-AR-N 4105: „Technische Mindestanforderungen für den Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“. Sie trägt u.a. dazu bei, dass Wechselrichter mit ca. 10 % höherer Leistung eingesetzt werden, um die geforderte Blindleistung einspeisen zu können. Ebenso werden aufwendige Netzschutzeinrichtungen gefordert.

Die folgende Aufstellung soll einen groben Überblick bieten, welche Kosten trotz ständig sinkender Vergütungssätze zunehmend zu Buche schlagen:

1. Einspeisemanagement

Seit Inkrafttreten des EEG 2012 sind Betreiber von Solarstromanlagen verpflichtet, betriebliche und technische Einrichtungen zum Lastmanagement (Funk- oder Tonfrequenzsteuerung) einbauen zu lassen.

Anlagengröße Technische und betriebliche Vorgaben nach § 6 EEG 2012 Umrüstpflicht für Anlagen, die vor dem 1.1.12 in Betrieb gingen (§ 66 EEG 2012)
über 100 kWp ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung und
Abrufen der IST-Einspeisung (registrierende Leistungsmessung)
bis 1.7.2012
30 - 100 kWp ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung bis 1.1.2014 (für Anlagen mit Inbetriebnahme ab 1.1.2009)
bis 30 kWp ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung oder Begrenzen der max. Wirk-leistungseinspeisung auf 70% der installierten Leistung Keine Umrüstpflicht

Tabelle 1: § 6 EEG 2012 - Technische und betriebliche Vorgaben zum Einspeisemanagement

Bei Nichterfüllung verwirken sie den Anspruch auf Einspeisevergütung (siehe § 17 (1) EEG 2012).

Mehrkosten durch Erfüllung von betrieblichen und technischen Vorgaben

Die Mehrkosten für diese betrieblichen und technischen Einrichtungen müssen die Anlagenbetreiber selbst tragen. Funk- oder Tonfrequenzsteuerungen werden für Anlagen unter 100 kWp von Netzbetreibern zum Preis von ca. 160 - 400 €, zzgl. einmaliger Einbaukosten (ca. 200 €) und eventuell zzgl. einer Abrechnung des minimalen Strombedarfs und jährlicher Übertragungsgebühren von ca. 10 - 100 € angeboten. Für Anlagen über 100 kWp werden je nach eingesetzter Technik wesentlich höhere Kosten veranschlagt (z.B. verlangt infra fürth GmbH einen Zuschuss von 1.780 € netto für seine Fernwirkanlage; EWF verlangt für ein GPRS-Modem 500 € netto).

Die gesetzlichen Regelungen haben zu einer erhöhten Nachfrage nach Steuergeräten geführt. Anlagenbetreiber berichten uns bereits, dass RWE die Preise um 20 % erhöht hat. Damit der Netzbetreiber bei Netzüberlastung die Einspeiseleistung der Anlage ferngesteuert stufenweise begrenzen kann, müssen vom Anlagenbetreiber ggf. noch Steuereinrichtungen integriert werden (z.B. Power-Reducer-Box, ca. 900 € netto).

Einige Solaranlagenbetreiber, deren (Alt-)Anlage nach § 66 EEG 2012 bis zum gesetzlich festgelegten Stichtag umgerüstet werden muss (siehe Tab. 1), können das geforderte Lastmanagement oft nur dann umsetzen, wenn sie den (die) Wechselrichter austauschen oder per Software-Update aktualisieren. Auch diese damit einhergehenden Kosten sollen nach Ansicht des Gesetzgebers zu Lasten der Betreiber gehen. Aus unserer Sicht stellen jedoch sowohl die Wechselrichter-Umrüstkosten als auch die Zusatzkosten für den Einbau von Zusatzgeräten zur Frequenzsteuerung eine nachträgliche Verschlechterungen der EEG-Einspeisebedingungen dar und könnten möglicherweise als verfassungsrechtlich unzulässig eingestuft werden.

Eine 1/4-Stunden-Lastgangmessung, die nach § 6 (1) EEG 2012 für Anlagen über 100 kWp verpflichtend eingerichtet werden muss, kostet nach unseren Recherchen bei Anschlüssen im Niederspannungsnetz jährlich 500 bis 900 € netto (inklusive Wandler-Messung und Telekommunikations-Komponente). 1)
Bei Solarstromanlagen bis 30 kW führt die freigestellte Alternative zur Reduzierung der Wechselrichter-Ausgangsleistung auf 70 % im Verhältnis zur Generatorleistung nach Angaben von Experten zu Einnahmeverlusten von 3 - 8 % jährlich. Betreiber von 10 kWp-Anlagen müssen auf diese Weise in 20 Jahren Verluste von ca. 1.300 - 3.500 € hinnehmen. Eine finanzielle Entschädigung gibt es auch hierfür nicht.

Entschädigung bei Einspeisemanagement

Nur dann, wenn die Einspeiseleistung der Solaranlage auf Grund von Netzengpässen ferngesteuert reduziert wird, muss der Netzbetreiber Entschädigungszahlungen in Höhe der entgangenen Vergütungen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen leisten (siehe § 12 (1) EEG 2012). Aber auch hier könnten Anlagenbetreiber auf einem Teil ihrer Verluste sitzen bleiben.
In § 12 EEG 2012 ist festgelegt, dass nur dann eine vollständige Entschädigung gewährt werden muss, wenn die entgangenen Vergütungen mehr als 1 % der Jahreseinnahmen übersteige. Ansonsten bleiben Anlagenbetreiber auf 5 % der Einnahmeverluste durch Abschaltungen sitzen. In 20 Jahren bedeutet das für eine 100 kW-Anlage zwar nur finanzielle Ausfälle von ca. 200 €, nachvollziehbar ist diese Kürzung allerdings nicht. Der Gesetzgeber begründet seine Entscheidung damit, dass "für Anlagenbetreiber ein Anreiz gesetzt werden soll, sich mit der Netzsituation auseinander zu setzen und ihre Planungen ggf. anzupassen.“ (aus Begründung B zu § 12 EEG 2012, siehe Gesetzesmaterialien unter http://www.clearingstelle-eeg.de/eeg2012/urfassung/material) Wie genau dies gehen soll, bleibt man allerdings den Anlagenbetreibern schuldig. Man müsste schon ein Prophet sein, um abzuschätzen, wie sich die Spannungssituation in umliegenden Netzen in den nächsten Jahren entwickeln wird. Das hieße in der Praxis, dass der Anlagenbetreiber nicht nur der derzeitige IST-Zustand sondern auch die zukünftige Einspeise- und Verbrauchsentwicklungen abschätzen müsste. Dieser Ansatz ist realitätsfern. Hilfreich wäre gewesen, anstelle eines umfassenden Einspeisemanagement umfassende Investitionsanreize in Speicher zu setzen. So könnten Netzengpässe aktiv vermieden werden und der Vorrang Erneuerbarer Energien beibehalten werden.

2. Kosten für die Berechnung zum Netzanschlusspunkt

Seit Mai 2011 sind Netzbetreiber gesetzlich verpflichtet, Einspeisewilligen umfangreiche Informationen zur Ermittlung des Netzanschlusspunktes und zur zeitlichen Abfolge von Netzausbau und -anschluss zur Verfügung zu stellen (siehe § 5 (5) und (6) EEG). Doch müssen diese Informationen unentgeltlich erbracht werden?

In der unkonkreteren Vorgängerregelung wies der Gesetzgeber in der Begründung noch aus, dass für „die Bereitstellung der Daten (durch den Netzbetreiber) kein Entgelt verlangt werden“ darf. „Der notwendige Aufwand der Netzbetreiber sei“ - so der Gesetzgeber - „verhältnismäßig gering und gehöre zu den vom Gesetzgeber den Netzbetreibern aufgrund ihrer durch die Netzsituation bedingten marktbeherrschenden Stellung im Energiesystem zugewiesenen Aufgaben.“

Nicht erst seit Änderung der Gesetzeslage schien uns die Situation auf Grund von zahlreichen Rückmeldungen unklar. Im Oktober letzten Jahres führten wir deshalb eine Umfrage durch, um herauszubekommen, ob Netzbetreiber Kostenpauschalen für die Feststellung von Netzanschlusspunkten erheben würden.

Das Ergebnis dieser Umfrage bestätigte unsere Vermutung dahingehend, dass es keine bundesweit einheitliche Regelung zur Aufwandsentschädigung gibt. Zwar scheint es noch immer verschiedene Netzbetreiber zu geben, die Berechnungen zum Netzanschlusspunkt unentgeltlich durchführen. Andere verlangen jedoch - oft gekoppelt an die Anlagengröße - bis zu 1.500 € (Beispiele siehe folgende Tabelle 2).

Netzbetreiber Kosten für Berechnungen zum Netzanschlusspunkt in Abhängigkeit von der Anlagengröße (netto)
RWE (einzelne Netzgebiete) > 30 kWp ca. 460 €
E.ON > 30 kWp ca. 340 €; > 100 kWp ca. 440 € (E.ON Bayern „nur“ 225 € für Anlagen von 30 - 100 kWp); > 500 kWp ca. 490 € (je nach Netzgebiet auch bis zu 1500 € - z.B. E.ON Thüringen)
EnBW ab 10 kWp (teilweise ab > 30 kWp) ca. 1200 € Dieser Betrag wird nur bei Nicht-Realisierung fällig)
OVAG > 30 kWp ca. 440 €; > 150 kWp ca. 540 €; > 500 kWp ca. 1010 €; > 2000 kWp nach Aufwand
VNB Rhein-Main-Neckar < 150 kWp ca. 80 €; > 150 kWp ca. 120 €
ENSO Netz AG ca. 500 € - auch hier Staffelung nach Anlagengröße

Tabelle 2: Kostenpauschalen zur Netzanschlussberechnung von EE-Anlagen bei ausgewählten Netzbetreibern gemäß SFV-Umfrageergebnis vom Oktober 2011


Diese Vorgehensweise widerspricht unserer Meinung nach dem Gleichbehandlungsgrundsatz. Da in der Regel nur der nächstliegende Netzbetreiber zum Anschluss einer Erneuerbaren-Energien-Anlage verpflichtet ist, haben zukünftige Anlagenbetreiber keine Wahl. Sie müssen die aus unserer Sicht willkürlich festgelegten Gebührensätze begleichen - ansonsten wird ihnen der Zugang zum Netz verwehrt. Die Kosten und die Investitionsrisiken steigen.

3. Messkosten

Noch im letzten Jahr war es üblich, dass Anlagenbetreiber zur Erfassung ihres Solarstroms eigene private Zähleinrichtungen nutzten. Dies hatte den Vorteil, dass im Vergleich zur sonst notwendigen Zählermiete eines Zählers vom Netzbetreiber deutlich geringere Kosten zu Buche schlugen.

Diese Art der Kostenersparnis ist auf Grund der jetzt geltenden rechtlichen Regeln nicht mehr möglich. In § 7 (1) EEG 2012 wurde festgelegt, dass „Einrichtung und den Betrieb der Messeinrichtungen einschließlich der Messung“ nur noch „von dem Netzbetreiber oder einer fachkundigen dritten Person“ vorgenommen werden kann und „die Vorschriften der §§ 21b bis 21h des Energiewirtschaftsgesetzes und der auf Grund von § 21i des Energiewirtschaftsgesetzes ergangenen Rechtsverordnungen.“ einzuhalten sind.

Da Anlagenbetreiber in der Regel nicht die im EnWG geforderte Fachkunde nachweisen können, ist ihnen die eigenverantwortliche Zählung und Abrechnung versagt.

Wir halten diese pauschale gesetzliche Regelung für nicht gerechtfertigt. Für die Messung des eingespeisten Solarstroms ins Niederspannungsnetz kommen in den meisten Fällen wartungsfreie Zähler zum Einsatz, die weder „betrieben“ noch „instand gehalten“ werden müssen. Sie müssen nur abgelesen werden, wofür der Anlagenbetreiber keinerlei Fachkunde benötigt. Lediglich für die Eichung des Zählers (bei mechanischen Zählern nach 16 Jahren) muss einmalig eine Fachfirma beauftragt werden.

Die im EEG aufgestellte Forderung zur Bestimmung eines fachkundigen Messstellenbetreibers erhöht die Kosten für die Zählung und Abrechnung erheblich. Ein geeichter Ferrariszähler kostet einmalig ca. 60€ netto plus geringe Zusatzkosten für eine Eichung nach 16 Jahren. Die nunmehr auferlegte Verpflichtung zum Messstellenbetrieb durch den Netzbetreiber ist jährlich mit ca. 25 € und damit in 20 Jahren mit ca. 500 € netto zu veranschlagen. Das ist eine Kostensteigerung um mehr als das Fünffache.

Sollten die derzeit im Gesetzgebungsverfahren diskutierten Regelungen zur mengenbegrenzten Vergütung des erzeugten Solarstroms (siehe Marktintegrationsmodell nach „Beschlussempfehlung und Bericht des Umweltausschusses“ (BT-Drs. 17/9152) v. 28.03.2012) beschlossen werden, so dürften sich die Zählerkosten zukünftig sogar noch verdoppeln. Notwendig wird dann nämlich, dass alle Betreiber von Anlagen, die nach Inkrafttreten des Gesetzes in Betrieb gesetzt werden, 2 Zähleinrichtungen obligat vorsehen müssen. Nur so können sie nachweisen, dass tatsächlich nur 80 % (90 % bei Anlagen über 10 kW) des gesamt erzeugten Solarstroms in das öffentliche Netz eingespeist wird. Denn wer zu viel Strom einspeist, soll nach Willen der Regierungsparteien dadurch bestraft werden, dass der darüber hinausgehende Solarstromanteil nur noch nach dem aktuellen Marktwert abgegolten wird. Wie hoch hier der finanzielle Nachteil ist, kann nur schwer abgeschätzt werden. Das Investitionsrisiko steigt jedoch auf jeden Fall. In diesem Zusammenhang wurde uns berichtet, dass Banken Photovoltaikanlagen damit als risikoreiche Investitionen einstufen und Finanzierungen ablehnen.

Zusammenfassung

Die Kosten für Einspeisemanagement, Messstellenbetrieb und Netzanschlussermittlung sind bundesweit nicht einheitlich und variieren teilweise erheblich. Es ist aus unserer Sicht dringend erforderlich, die Rechte und Pflichten der Netzbetreiber und Betreiber Erneuerbarer-Energien-Anlagen aus gesetzgeberischer Sicht genauer unter die Lupe zu nehmen. Aufgaben, die die Sicherheit des Stromnetzes anbelangen und auf Grund der Monopolstellung nur von Netzbetreibern erfüllt werden können, sollten nicht den Anlagenbetreibern auferlegt werden. Aufgaben, die der Messung und Abrechnung des erzeugten Stroms zuzuordnen sind, sollten - wie das bei jeder anderen Ware auch üblich ist - im Verantwortungsbereich des Verkäufers bleiben.

Die in Gesetzen und Verordnungen festgelegten Zusatzanforderungen tragen zu einer zusätzlichen Erhöhung des Investitionsrisikos für Anlagenbetreiber bei. Stetig steigende Kosten für Systemdienstleistungen und Betriebsmittel führen zu signifikanten finanziellen Einschnitten. Die Höhe der Einspeisevergütung allein auf Grundlage sinkender Modulpreise zu diskutieren, ist deshalb realitätsfremd.



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