Förderung von PV-Anlagen: Elektrotechnikermeister Werner Gies erklärt, wie Unternehmen Renditen steigern: Die Kraft der Sonne nutzen

Der Solardeckel ist nach Koalitionsbeschluss im Mai gefallen. Er beschränkte die Förderung von PV-Anlagen auf eine Gesamtkapazität von 52 GW. Nun können Unternehmen wieder ohne Unsicherheiten in Photovoltaikprojekte investieren. Gerade für Werkstätten, Speditionen oder Busunternehmen lohnt sich die Umsetzung oft, haben sie doch meist reichlich freie Dachflächen auf Wartungs- und Fahrzeugabstellhallen oder Bürogebäuden zur Verfügung. Wie man dabei Renditen steigert und Fehler vermeidet, darüber haben wir mit einem Spezialisten gesprochen. Der Elektrotechnikermeister Werner Gies plant, projektiert und baut mit seinem Unternehmen Elektro Witsch (Grafschaft/Rheinland-Pfalz) seit vielen Jahren Anlagen von 
10 kWp bis hin zu 1 MWp Größe.

Der zunächst wichtigste Aspekt am Anfang der Planung betrifft die Größe der Anlage. Wie viel Dachfläche steht zur Verfügung? Ist ausreichend Fläche vorhanden, will man diese auch komplett ausfüllen? Bei dieser Überlegung sollte man vor allem zwei zentrale Grenzwerte im Auge haben: 30 und 100 kWp.

Bis 30 kWp nämlich können noch die vorhandenen technischen Einrichtungen auf der AC-Seite mit einem direktmessenden Zähler verwendet werden, ohne aufrüsten zu müssen. „Oft ist es günstiger, kleiner zu bleiben“, weist Werner Gies auf diese Leistungsgrenze hin. Will man eine größere Anlage installieren, können die üblichen Zähler nicht mehr verwendet werden, da sie wegen der hohen Ströme in Flammen aufgehen könnten. Dann sind Wandlermessungen nötig. Die entsprechenden Zählerschränke kosten rund 2.500 Euro das Stück. Da in der Regel mindestens zwei notwendig sind, schlägt dieser Posten mit 5.000 Euro oder mehr zu Buche – Investitionskosten, die von der anvisierten Rendite in Abzug zu bringen sind. Entscheidet man sich für ihren Einsatz, dann ist es empfehlenswert, eine ertragreichere Anlagengröße wenigstens ab 50 kWp zu wählen, um über höhere Leistungen die Technikaufrüstung zu amortisieren.

Direktvermarktung ab 100 kWp

Für PV-Anlagen ab 100 kWp ist eine verpflichtende Direktvermarktung obligatorisch. Dabei erhält der Anlageneigentümer den Börsenmarktwert seines Stroms und die Marktprämie, die den finanziellen Unterschied zwischen dem an der Börse erzielten Strompreis und der vorherigen EEG-Vergütung ausgleicht. Hinzu kommt die Managementprämie, die Anlagenbetreiber für den Mehraufwand und das Mehrrisiko entschädigt, die aus der Direktvermarktung entstehen.

Damit kommt neben dem Versorgungsnetzbetreiber (VNB) und dem Anlagenbetreiber ein Dritter ins Boot, nämlich ein lizensierter Direktvermarkter wie beispielsweise next Kraftwerke mit Hauptsitz in Köln. Wird Eigenverbrauch angestrebt, muss dies beim VNB angemeldet werden, der dann nur den Sockelbetrag für den durch seine Leistung fließenden Strom zahlt.

Wer noch mehr Leistung auf seinem Dach haben will – und hier ist die nächste relevante Grenze 750 kWp –, der muss den Solarstrom nicht nur direkt vermarkten, sondern erfolgreich an einer Ausschreibung teilnehmen, um eine finanzielle Förderung über das EEG zu erhalten. Mit dem Ausschreibungsmodell wird die Höhe der Förderung, in diesem Fall die Marktprämie, nicht mehr gesetzlich festgeschrieben, sondern im Wettbewerb ermittelt – genau wie bei Freiflächenanlagen. In beiden Fällen gewinnen diejenigen Bieter von Photovoltaikanlagen die Ausschreibung, die die Solaranlagen für die geringste Vergütung bauen und betreiben. Für diese Anlagen ist es nicht möglich, Eigenverbrauch zu veranschlagen und gleichzeitig eine Förderung durch das EEG in Anspruch zu nehmen. Man muss sich für eine Variante entscheiden.

Eine weitere wichtige Frage, die man sich vorab stellen sollte, betrifft die Ausrichtung der PV-Anlage. Klassisch wurden solche bislang nach Süden hin aufgestellt. Das lieferte höchste Erträge, vor allem zur Mittagszeit, aber wenig Energie am Morgen und späten Nachmittag. „Für Flachdächer empfehle ich daher nur noch eine Ost-West-Ausrichtung“, berichtet Gies. „Nach kühlerer Nacht beginnt schon morgens die Stromproduktion – genau dann, wenn in Gewerbebetrieben die Arbeit und damit der Verbrauch startet.“

Ein weiterer Vorteil der Ost-West-Ausrichtung besteht darin, dass die Dachfläche besser ausgenutzt werden kann. Denn die PV-Module müssen nicht so steil aufgeständert werden wie bei einer Südanordnung, um den besten Ertrag zu erreichen – was durch die zu vermeidende Verschattung relativ große Zwischenräume erfordert. Bei Ost-West-Anlagen können die Module für beide Himmelsrichtungen dagegen direkt aneinandergelegt werden. Bei einem Anstellwinkel von normalerweise ca. 12° bietet eine solche Anlage gegenüber einer mit Südausrichtung zudem erheblich weniger Windangriffsfläche, wodurch Material, Gewicht und damit Kosten für die Beschwerung der Unterkonstruktionen gespart werden kann. Im Gesamten lohnt daher der Vorzug gegenüber nach Süden aufgestellten Modulen, wenn auch natürlich dabei auf den hohen mittäglichen Ertrag größtenteils verzichtet werden muss. Bei Schrägdächern bieten letztere dagegen weiterhin klare Vorteile.

Verträge und Genehmigungen

Im Planungsprozess sollten idealerweise auch rechtliche und genehmigungsrelevante Aspekte geklärt werden. Empfehlenswert ist vor allem eine geprüfte Bau- und Dachstatik per Gutachten. Ein Projektierer wie Elektro Witsch erstellt seinerseits eine Systemstatik mit den Lastwerten der Anlage, die daraufhin mit der Gebäudestatik übereinandergelegt werden können. Eine Baugenehmigung ist dagegen nicht von Nöten – von Einzelfällen wie der Anlagenerrichtung in Einflugschneisen von Flughäfen mit möglicher Blendwirkung der Module abgesehen, die in dem Fall spezielle blendfreie Gläser besitzen müssen. U.U. ist ein unabhängiges Ertragsgutachten hilfreich, das viele Details wie etwa mögliche Verschattungen in die Kalkulation einbezieht.

Ist ein Verpächter von Gebäudeflächen im Spiel, gilt es über einen Fremdnutzungsvertrag, eine eingetragene Grunddienstbarkeit für die im Schnitt 20 bis 30 Jahre Projektlaufzeit, einen Auszug aus dem Grundbuch, abgeschlossene Stromlieferverträge oder die Betriebsführungsverträge für die Projektlaufzeit nachzudenken. Das Dach des direkt angrenzenden Nachbarn gleich für sein Vorhaben mit zu nutzen und so die Leistung der Anlage zu erhöhen oder gar zu vervielfachen, ist nicht ohne Weiteres möglich. Hier hat der Gesetzgeber sehr enge Grenzen gezogen.

Abhängig von der Größe und den vorhandenen örtlichen Anschlussleistungen des Netzes wird eine Anschlussverstärkung im Niederspannungsnetz oder gar ein eigener Trafo notwendig. Je nach örtlichen Gegebenheiten und Leistungsklasse der Anlage schlagen hier leicht 20.000 bis 100.000 Euro zu Buche. Meist übernimmt aber der Netzbetreiber bzw. Energieversorger bis auf einen Baukostenzuschuss den Löwenanteil der Kosten, z.T. sogar komplett. Beabsichtigt z.B. ein Werkstattbetrieb oder ein Busunternehmen, auch Lademöglichkeiten für Elektrofahrzeuge mit hohen Leistungsanforderungen etwa von DC-Ladern zu errichten, dann rät Werner Gies, zuerst eine PV-Anlage zu installieren, da in diesem Fall die Aufwendungen für den leistungsoptimierten Netzanschluss wie erwähnt übernommen werden können. „Baut man zuerst die Ladeinfrastruktur, muss man womöglich die gesamten Kosten des Netzanschlusses selber tragen“, so der Chef von Elektro Witsch.

Rentabilitätsprüfung

Parallel zur Klärung der grundsätzlichen Fragen bautechnischer Natur gilt es, eine belastbare Rentabilitätsrechnung zur anvisierten PV-Anlage aufzumachen. Ausgangswert ist zum einen der übliche kWh-Nettopreis, den Gewerbebetriebe bezahlen und der aktuell bei rund 18 bis 19 ct liegt. Zum anderen sollte bei Kunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 100.000 kWh auf Basis einer Registrierenden Lastgangmessung (RLP) mittels 15-Minuten-Intervallen der Jahresverbrauch nachgebildet werden. Das ergibt Rückschlüsse bezüglich der Erwartungen zum Stromverbrauch in der Zukunft. Denn die Anlage sollte so dimensioniert sein, dass möglichst hoher Eigenverbrauch angestrebt werden, denn der lohnt angesichts der aktuellen Einspeisevergütungssätze eher als die Einleitung der produzierten Energie ins Netz.

Das korreliert mit der Frage, ob parallel zur PV-Anlage auch ein Stromspeicher angeschafft werden soll. Diesbezüglich spielen die individuellen Gegebenheiten vor Ort wie Betriebszeiten des Unternehmens, Verbrauch oder Lastgänge eine große Rolle. Für Betriebe mit Kernarbeitszeiten zwischen 7 und 19 Uhr wie beispielsweise Werkstätten rentiert sich der Speicher u.U. nicht. Bei Busunternehmen, die nachts Elektrobusse laden, oder Firmen mit leistungsstarken Kühl- oder Klimaanlagen ist er dagegen ratsam.

Ohne Speicher fließt der nicht eigenverbrauchte Strom komplett ins Netz. Dafür erhält der Erzeuger eine auf 20 Jahre plus das Jahr der Inbetriebnahme gerechnete feste Einspeisevergütung nach EEG. Diese beträgt seit 1. Juli 2020 nun 9,03 ct/kWh (für Anlagen bis 10 kWp), 8,78 ct/kWh (bis 40 kWp) bzw. 6,89 ct/kWh (bis 100 kWp). Ab August 2020 sinken die Vergütungssätze um 1,4 %.

Demgegenüber stehen die Investitionen für die Anlage. Rund 80 % der Systemkosten verschlingen die Module und Wechselrichter. Hinzu kommen weitere Aufwendungen vor allem für die Verkabelung zu Netzwegpunkten oder Trafos, für Lasttrennschalter oder Anlagenmonitoring. Je nach Größe der Anlagen und der Qualität der Systemkomponenten kann insgesamt bei gewerblichen Aufdachanlagen mit Investitionen von 850 bis 1.200 Euro/kWp kalkuliert werden. Die Wartungskosten gehen mit rund 8 Euro/kWp und Jahr in die Berechnung ein.

Diese muss auch die EEG-Umlage von aktuell 6,756 ct/kWh enthalten. Ab einer Anlagengröße von 10 kWp ist ein 40-prozentiger Anteil auf eigenverbrauchten Strom zu zahlen. In bestimmten Fällen kann eine Verringerung der Umlage nach EEG § 39 erwirkt werden – das muss im Einzelfall geprüft werden.

Beispielrechnung

Wir haben einmal mit Hilfe des gängigen Kalkulationsprogramms PV Sol, das u.a. Klimasätze der vergangenen 40 Jahre berücksichtigt, eine Beispielrechnung für eine 99-kWp-Anlage mit einer Laufzeit von 20 Jahren aufgemacht (siehe Kasten). Sie führt eine Reihe fixer Posten auf wie Stromertrag, laufende Kosten oder Ertragsminderung pro Jahr, die allgemeingültige Aussagen für Deutschland besitzen. Was sie nicht enthält, sind Steuerabzüge und Kapitalkosten, die bei jedem Anlagenbetreiber und jeder Anlagengröße sehr unterschiedlich ausfallen können und somit individuell betrachtet werden müssen. Möglich ist etwa, zur Finanzierung KfW-Kredite zu nutzen. Deren Zins- und Tilgungssätze berechnen sich aus den KfW-Bonitätstabellen. Eine Beantragung des Kredits über die Hausbank ist in einem solchen Fall zwingend notwendig. Ein Projektierer wie Elektro Witsch berät und unterstützt im Beantragungsprozess z.B. mit der Lieferung von Daten zur beabsichtigten PV-Anlage.

Unabhängig von den individuellen Finanzierungs- und Steuermodellen lässt sich aber festhalten, dass mit einer solchen Anlage Stromgestehungskosten von 7 bis 10 ct/kWh inklusive Finanzierungskosten und laufendem Aufwand für Wartung oder Reparaturen durchaus im Bereich des Möglichen sind. Die Rendite beträgt bei einer solchen Anlagengröße meist 6 bis 8 %, 
die Amortisierungszeit neun bis zwölf Jahre.

Zudem können PV-Anlagen auch über den Zeitraum von 20 Jahren im Rahmen der EEG-Förderung hinaus noch Ertrag bringen – durch anschließenden Stromverkauf. In der Regel gibt es sie heute mit Leistungsgarantien von 25 Jahren. „Die Verluste durch Degradation sind sehr gering – und unter den Werten, die man noch vor Jahren erwartet hat. Eine Laufzeit von drei Jahrzehnten und mehr sind heute üblich. Selbst 40 Jahre alte Anlagen laufen noch mit 70 % Leistung“, berichtet Werner Gies von seinen Erfahrungen.

Mit steigender Anlagengröße können per Direktvermarktung auch noch höhere Renditen erzielt werden. Die Beispielrechnung für eine mittelgroße Anlage von 200 kWp Größe zeigt: Rund 925 Euro/kWp installierte Leistung müssen Unternehmen hier derzeit investieren. Das sind 185.000 Euro. Inklusive laufendem Aufwand und Finanzierungskosten kommen 234.000 Euro zusammen. Die Einnahmen in den nächsten 25 Jahren, bestehend aus der Einspeisevergütung in den ersten 20 Jahren und dem Stromverkauf in den darauffolgenden fünf Jahren, belaufen sich auf 494.000 Euro – ein Gewinn von 260.000 Euro. Die Amortisationszeit einer solchen Photovoltaikanlage liegt bei rund neun Jahren. Wird der erzeugte Solarstrom im Unternehmen teilweise selbst verbraucht, steigt der Gewinn. Denn bis zu 80 % Eigenverbrauch sind heute keine Seltenheit mehr.

Leistung steigern

Es gibt zudem Möglichkeiten, den Ertrag einer PV-Anlage weiter zu steigern. Bei einem herkömmlichen Aufbau sind die Module in Reihe geschaltet. Ist in diesem Strang nur eines davon schadhaft oder verschattet, dann läuft der gesamte Strang mit reduzierter Leistung. Mit Hilfe einer Leistungsoptimierung je Modul, wie sie die israelische Firma SolarEdge anbietet, können solche Mindererträge detektiert werden, ohne dass der gesamte Strang leistungsreduziert wird. „D.h. jedes Modul kann optimal arbeiten und muss sich nicht am schwächsten Glied orientieren“, erklärt Werner Gies. Auch wenn ein solches System auf Modulebene gleichbedeutend mit ca. 15 % höheren Investitionskosten oder knapp 100 Euro/kWp ist, bleibt am Ende durch die Leistungssteigerung der Anlage um 2 bis 10 % eine bessere Rendite übrig.

Als weiteren Vorteil lässt sich die integrierte Safe-DC-Schaltung nennen. Da Gewerbeanlagen über Dutzende von Modulen in Reihe verfügen und bis zu 1.000 V (DC) erreichen können, bedeutet diese anliegende Spannung an Modulen, Wechselrichtern und Leitungen im Brandfall eine Gefahr für Lösch- und Einsatzkräfte. Da die Leistungsoptimierer jedoch an jedes Modul separat angeschlossen sind, bleibt letzteres nur so lange im Betriebsmodus, wie es durch ein Signal vom Wechselrichter dazu aufgefordert wird. Entfällt dieses Signal, schaltet der Leistungsoptimierer automatisch in den Sicherheitsmodus, in dem zusätzlich zum DC-Stromfluss auch die Spannung am Modul und in den Strangleitungen freigeschaltet ist.

Im Sicherheitsmodus beträgt die Ausgangsspannung 1 V (DC) pro Modul und Optimierer. Wenn Feuerwehrleute z.B. eine PV-Anlage vom Stromnetz trennen, die aus 
50 Modulen pro Strang besteht, verringert sich die Spannung des Strangs auf 50 V (DC) – und damit unter die Grenze der zulässigen Berührungsspannung, was eine Personengefährdung ausschließt. Das System ist zudem mit einer Brandmeldeanlage koppelbar. Auch eine Erkennung von seriellen Lichtbögen z.B. aufgrund von Marderbissen ist mit einem ergänzenden Detektor möglich. Elektro Witsch hat beispielsweise die PV-Anlage einer Kreissparkasse mit einem Gateway versehen, das der Feuerwehr jederzeit zugänglich ist und im Ernstfall die Solaranlage ausschalten kann.

Last but not least lässt sich im Betrieb natürlich nicht nur Energie erzeugen, sondern auch sparen. Bei hohem Leistungsbedarf kann die PV-Anlage ideal mit einer Wärmepumpe kombiniert werden. Mit entsprechender intelligenter Regelungstechnik lässt sich der anfallende Strom vom Dach u.U. so nutzen, dass bereits Wasser erwärmt wird, bevor der Bedarf entsteht. Auch eine LED-Beleuchtung im Firmengebäude macht ebenso Sinn wie Infrarotstrahler für einzelne Arbeitsplätze etwa in einer Werkstatthalle, was den Einsatz fossiler Heizenergie minimiert. ■