Source: https://www.roedl.de:10006/de-de/de/themen/Seiten/erneuerbare-energien/2014-09/02_photovoltaik-vertriebsmodelle.aspx
Timestamp: 2020-05-27 03:35:48
Document Index: 348004977

Matched Legal Cases: ['§ 9', '§ 5', '§ 61', '§ 5', '§ 61', '§ 34', '§ 34', '§ 9', '§ 5', '§ 34', '§ 61']

Photovoltaik-Vertriebsmodelle | Rödl & Partner
Themen Photovoltaik-Vertriebsmodelle
Photovoltaik-Vertriebsmodelle
Die PV-Branche ist im letzten Jahrzehnt auf Basis der FiT-Systeme stark gewachsen, und mit ihr hat sich auch die Technologie generell weiterentwickelt. Mit diesem Wachstum verbunden ist zum einen eine Senkung der Stromgestehungskosten auf bis zu 10 Cent/kWh und zum anderen aufgrund der geänderten Rahmenbedingungen die Ausrichtung auf Direktvermarktung oder Eigenverbrauch. Die Eigenverbrauchsmodelle sind in Deutschland trotz EEG 2014 projektspezifisch noch lukrativ, allerdings sollte der Blick auch in Richtung anderer Länder gehen.
Die Vertriebsmodelle werden zunächst am Beispiel einer Kooperation mit einem deutschen Stadtwerk im nationalen regulatorischen Rahmen erläutert. Im Anschluss daran findet die Betrachtung im internationalen Kontext statt. Bei allen drei betrachteten Varianten fungieren die Stadtwerke beispielsweise als Initiator der Anlage und finanzieren daher auch den Bau der PV-Anlage. Danach stehen verschiedene Optionen zur Wahl, die sowohl kombiniert als auch getrennt Anwendung finden können. Alle drei Möglichkeiten sind in Abbildung 1 unter den Punkten A, B und C abgebildet.
Generell sollte dabei die (Teil-)Anlagengröße auf die Verbräuche der Stromabnehmer ausgelegt sein, um einen möglichst hohen Eigenverbrauchsanteil zu erreichen. Der Anteil, der ins Netz eingespeist wird, sollte aus wirtschaftlichen Gründen 20 Prozent nicht überschreiten. Um dies zu erreichen, kann auch eine Ost-West-Ausrichtung der Anlage zu empfehlen sein, um die typische Erzeugungsspitze einer Anlage mit Südausrichtung zur Mittagszeit zu begrenzen und eine gleichmäßigere Erzeugung über den Tag hinweg zu ermöglichen. Sobald mehr als ein Abnehmer für den erzeugten Strom der PV-Anlage vorgesehen ist, sollte die Anlage durch Nutzung von dezentralen Wechselrichtern aufgegliedert werden. Die Größe der einzelnen Teilanlagen sollte wiederum an den Verbrauchsmengen (Lastprofilen) der entsprechenden Abnehmer orientiert sein. In Abbildung 1 ist ein fiktives Beispiel einer Anlage parallel zu einem Gewerbegebiet dargestellt. Jeder Stromabnehmer erhält eine eigene Stromleitung, so dass der Strombezug ohne die Durchleitung durch ein öffentliches Netz erfolgt. Außerdem sollte der Standort der Anlage so gewählt werden, dass die Erzeugung in „räumlichem Zusammenhang” stattfindet. Durch diese Kombination müssen weder Netzentgelte noch Stromsteuer gezahlt werden (§ 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG). Daneben fällt bei Eigenverbrauch (Varianten A und C) eine verringerte EEG-Umlage an (§ 5 Nr. 12 und § 61 Abs. 1 EEG 2014).
Variante A (Kunde 1)
Kunde 1 möchte einen Teil seines Strombezugs durch PV-Strom decken, scheut aber die Investitionskosten für eine PV-Anlage. Eine solche Situation ist nicht unüblich, da viele Unternehmen ihre liquiden Mittel nicht langfristig in einem Bereich binden wollen, der nicht ihrer Kernunternehmenstätigkeit entspricht. In diesem Fall bietet sich das Pachtmodell an. Die Stadtwerke treten infolgedessen als Verpächter der PV-Anlage, das Unternehmen wiederum als Pächter der Anlage auf. Es wird ein meist 20-jähriger Pachtvertrag mit einer festen monatlichen Rate geschlossen. Die Höhe der Ratenzahlung ergibt sich aus einer gut kalkulierten Wirtschaftlichkeitsberechnung. Dabei stehen die finanzaufsichtsrechtlichen Anforderungen in einem nur schwer aufzulösenden Spannungsverhältnis zu den EEG-rechtlichen Anforderungen. Insofern empfiehlt sich eine frühzeitige Abstimmung des Pachtmodells mit der Bundesanstalt für Finanz-dienstleistungsaufsicht (BaFin).
Durch die Pacht kreiert man Personenidentität (aus EEG-Sicht) zwischen Anlagenbetreiber und Letztverbraucher, und der Kunde 1 wird zum Eigenverbraucher (§ 5 Nr. 12 EEG 2014). Aus Sicht des Pächters fällt neben den Pachtkosten somit noch die verringerte EEG-Umlage in Höhe von 40 Prozent (ab 2017) der Umlage an (§ 61 Abs. 1 EEG 2014). Aus Sicht des Betreibers wird die PV-Anlage vorfinanziert und mit Eigenkapitalverzinsung, quasi als Kapitalanlage, mittels der Pachtzahlung refinanziert. Die Strommenge, die nicht selbst verbraucht werden kann, wird ins öffentliche Netz eingespeist. Je nach Standort der Anlage – nicht vergütungsfähig bzw. Dach- oder vergütungsfähige Freifläche – geschieht das zum monatlichen Börsendurchschnittspreis für Solarstrom (Marktpreis; aktuell ca. 0,04 €/kWh) oder über einen Direktvermarkter gemäß der verpflichtenden Direktvermarktung nach § 34 des EEG 2014 (ca. 0,09 €/kWh für Freifläche, ca. 0,11–0,13 €/kWh bei Dachfläche; Stand August 2014). Wenn die Anlage an einem nicht-vergütungsfähigen Standort steht, behält der ins Netz eingespeiste Strom seine Grünstromeigenschaft. Bei Nutzung der EEG-Förderung ist dies nicht der Fall. Wie der Mehrwert des eingespeisten Ökostroms wirtschaftlich genutzt werden kann, muss je nach Einzelfall geprüft werden.
Variante B (Kunde 2)
Kunde 2 möchte ebenfalls einen Teil seines Stromverbrauchs mit PV-Strom decken, jedoch will er weder in eine Anlage investieren, noch an einen langfristigen Vertrag mit einer festen monatlichen Zahlung gebunden sein. Stattdessen möchte er genau wie in einem gewöhnlichen Stromliefervertrag einen festgesetzten Preis pro Kilowattstunde Solarstrom bezahlen. Deshalb treten die Stadtwerke als Eigentümer und Betreiber der Anlage auf und schließen einen (Solar-)Stromliefervertrag mit dem Kunden. Sie belieferen den Kunden fortan mit PV-Strom aus der Anlage und speisen den restlichen Strom zu Marktpreisen oder über die verpflichtende Direktvermarktung in das öffentliche Netz ein (§ 34 EEG 2014). Da es sich in diesem Fall nicht mehr um einen Eigenverbrauch handelt, muss neben den Gestehungskosten die volle EEG-Umlage in den Lieferpreis einkalkuliert werden. Jedoch fallen auch bei dieser Variante weder Netzentgelte noch Stromsteuer an (§ 9 Abs. 1 Nr. 3b StromStG). Die Stadtwerke tragen allerdings ein Risiko hinsichtlich der Kundenbonität, was sich nur durch den Anschluss mehrerer Kunden an einer Anlage (siehe Beispiel) streuen lässt.
Variante C (Kunde 3)
Kunde 3 möchte einen Teil seines Strombezugs durch PV-Strom decken und ist auch bereit, dafür in eine Anlage zu investieren. Dieser Kunde sollte bereits bei Konzeption der „Gewerbeanlage” als Co-Investor angesprochen werden. Die Anlage würde somit direkt vom Generalunternehmer (GU) bzw. von den Stadtwerken als „Mittler” an den Kunden 3 veräußert. Aufgrund der größeren Anlagenleistung lassen sich ggf. günstigere spezifische Kosten erreichen. Kunde 3 wird folglich zum Eigenverbraucher des erzeugten Stroms nach § 5 Nr. 12 EEG 2014 und speist den restlichen Strom entweder zu Marktpreisen oder über die verpflichtende Direktvermarktung in das öffentliche Netz ein (§ 34 EEG 2014). Neben den Gestehungskosten fällt wiederum nur die verringerte EEG-Umlage auf den Eigenstromverbrauch an (§ 61 Abs. 1 EEG 2014). Die Stadtwerke können kann in diesem Fall keinen wirklichen Vorteil generieren, sondern kooperieren lediglich mit einem lokal ansässigen Unternehmen.
Es gibt einige wesentliche Einflussfaktoren auf PV-Projekte, die sowohl in Deutschland als auch international bestehen. Dazu gehören:
Die Funktionalität der einzelnen Vertriebsmodelle ist natürlich auf die jeweiligen nationalen regulatorischen Rahmenbedingungen abzustimmen. Auch unterscheiden sich die örtlichen Finanzierungsmöglichkeiten teils stark. Die Stromgestehungskosten können sich je nach Land aufgrund der Komponentenpreise und der Sonneneinstrahlung unterscheiden. Ausschlaggebend ist aber der regulatorische Rahmen. So muss in Deutschland seit dem 1. August 2014 neben den eigentlichen Gestehungskosten in Höhe von 0,10–0,12 €/kWh noch ein Teil der EEG-Umlage auf den eigen verbrauchten PV-Strom gezahlt werden. Einer der wichtigsten Faktoren ist der Strombezugspreis, der den PV-Gestehungskosten gegenübersteht. Je größer die Preisspanne zwischen eigenerzeugtem PV-Strom und konventionell erzeugtem Strom ist, desto größer sind dementsprechend die Einsparungen und damit die kalkulatorische Rendite. Dabei müssen unterschiedliche Strombezugspreise der verschiedenen Kundensegmente (Haushalte, Gewerbe, Industrie) beachtet werden.
Als internationale Beispiele sollen hier Italien und Ghana genannt werden. Während in Italien die bisher gewährten staatlichen Förderungen auf Basis von fixen Einspeisevergütungen (FiTs) ein Auslaufmodell sind bzw. FiTs für PV-Anlagen bereits seit Juli 2013 nicht mehr zur Verfügung stehen (Stichwort Conto Energia V), gewinnen Anlagen, die für den Eigenverbrauch konzipiert werden, zunehmend an Bedeutung.
Grund dafür sind die inzwischen günstigen energiewirtschaftlichen, aber auch die rechtlichen Rahmenbedingungen in Italien, mit denen sich Investitionen in EE-Anlagen für Eigenerzeugung und Eigenverbrauch aus wirtschaftlicher Sicht lohnen. So liegen die durchschnittlichen Strompreise in Italien bspw. für industrielle Stromabnehmer mit einem Verbrauch zwischen 20 und 500 MWh p.a. bei ca. 0,23 €/kWh (inkl. Steuern und Abgaben)1. Hier bestehen für PV-Anlagen aufgrund guter Einstrahlungswerte und geringer Gestehungskosten besonders interessante Investitionsaussichten. In Italien besteht die Möglichkeit, den eigen verbrauchten Strom über den sogenannten Stromaustausch „scambio sul posto“ mit der staatlichen Behörde GSE zu verrechnen, bzw. infolge eines aktuellen Gesetzesdekrets bei der Herstellung eines Privatnetzes von Netzkosten, Steuern und Abgaben befreit zu werden (sogenanntes „SEU“-Prinzip).
Auch für Bestandsanlagen die von den kürzlich vom Gesetzgeber erlassenen rückwirkenden Förderkürzungen aus dem Conto Energia betroffen sind, könnte sich durch die Umwandlung in eine Eigenverbrauchsanlage eine interessante Möglichkeit für den wirtschaftlichen Weiterbetrieb ergeben.
Auch in Ländern mit einer eher schlechten Energieinfrastruktur wie z.B. Ghana, können die Strombezugspreise sehr hoch sein. Dort lagen die Strompreise für gewerbliche und industrielle Kunden Anfang des Jahres im Bereich von 17,4 – 28,8 €Cent/kWh2. PV-Strom kann dagegen dort auf Grund der hohen Sonneneinstrahlung Gestehungskosten von weniger als 10 Cent/kWh erreichen. Schwieriger ist die Finanzierung für den Kunden zu realisieren; hier sollen, wenn es die Projektgröße zulässt, frühzeitig auch Internationale Finanzierungsinstitute, für Deutschland KfW Entwicklungsbank und DEG, eingebunden werden.
Die Photovoltaik und somit die Branche muss sich dem Wandel von der Kapital- zur Energieeffizienzanlage stellen. Vergleicht man die Gestehungskosten mit den Strompreisen verschiedenster Länder für Gewerbe- und Industriekunden, wird deutlich, dass sich gerade im Gewerbekundenbereich noch Projekte in verschiedenen Vertriebsmodellen realisieren lassen. Die Anlagenfinanzierung rückt nun viel stärker in den Vordergrund als bei den FiT – Modellen, hierauf ist besonderer Augenmerk auf den einzelnen Märkten zu legen.
Zudem bietet die PV eine auf 20 Jahre hohe Kostenstabilität, die die Attraktivität einer solchen Investition noch steigert. Photovoltaik-Eigenverbrauchsanlagen benötigen oftmals keine gesetzliche Förderung um sinnvoll betrieben werden zu können. Das jeweilige Modell ist natürlich auf das Projekt anzupassen und vor allem rechtlich in der Umsetzung professionell auszugestalten. Fragen Sie uns für die Umsetzung an, interdisziplinäre Beratungsteams unterstützen Sie gerne bei der Abwicklung.