Lernkurve von PV-Modulen

Abbildung 66: Lernkurve für Solarmodule

Quelle: [7]

A.3.2 Wettbewerbsfähigkeit der PV im heutigen Marktmodell

Mit der Öffnung der leitungsgebundenen Elektrizitätsversorgung für den Wettbewerb wurde im Energiewirtschaftsgesetz vom 24. April 1998 die EU Richtlinie 96/92/EG zum Elektrizitätsbinnenmarkt in nationales Recht umgesetzt. Nachdem in der Anfangsphase der Strommarktliberalisierung sowohl der langfristige als auch der kurzfristige Stromhan-del ausschließlich bilateral stattfand, entwickelten sich bald auch Strombörsen als zentra-le Handelsplätze [102]. Im Marktgebiet Deutschland/Österreich wurden 2012 über die European Power Exchange (EPEX SPOT SE) 261 TWh in Spotauktionen (Day-Ahead und Intraday) gehandelt, was etwa 40 % des in diesem Marktgebiet verbrauchten Stroms entspricht [103], [104], [105]. Die (erwarteten) Spotpreise dienen als ausschlaggebende Referenz sowohl für die Preisfindung auf den Terminmärkten als auch im bilateralen Stromhandel außerhalb der Börse. Aus diesem Grund ist der grenzkostenbasierte Preis-bildungsmechanismus im Auktionsverfahren entscheidend für den gesamten Strommarkt [102].

An der EPEX SPOT erfolgt die Preisbildung, analog zu den meisten anderen europäi-schen Strombörsen, anhand einer Einheitspreisauktion. Das bedeutet, dass für jede Stunde ein Einheitspreis als Schnittpunkt der aggregierten Angebots- und Nachfragekur-ven als sogenannter Markträumungspreis für alle Stundenkontrakte ermittelt wird [102].

Für die Gebotseinstellung entscheidend sind die Grenzkosten der Erzeugung, zu denen in erster Linie die Brennstoffkosten und andere variable Produktionskosten wie CO₂ -Zertifikate zählen. Das heißt, dass Produzenten mindestens einen Preis, der ihren spezi-fischen Grenzkosten entspricht, erwarten, um eine zusätzliche Energieeinheit zu liefern

und daher in einem wettbewerblichem Umfeld ihr Gebot daran ausrichten werden [102].

Liegt der Markträumungspreis darüber, dient die Differenz als Deckungsbeitrag der Fi-nanzierung aller Fixkosten einschließlich der Kapitalkosten. Die aufsteigend sortierte Kraftwerkseinsatzreihenfolge zur Deckung der Nachfrage, auch Merit-Order-Kurve des Kraftwerksparks genannt, wird also vor allem von den Brennstoff- und CO₂-Preisen be-stimmt.

Da die PV-Stromerzeugung weder Brennstoff- noch CO2-Kosten verursacht und im lau-fenden Betrieb praktisch keine weiteren variablen Kosten anfallen, betragen ihre Grenz-kosten Null. Im Falle einer freien Vermarktung an der Börse würde sich die PV-Erzeu-gung also mit einem Nullgebot in der Merit-Order einsortieren. Tatsächlich erfolgt die Vermarktung der nach dem EEG vergüteten Strommenge durch die Übertragungsnetzbe-treiber am Spotmarkt gemäß Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung (Aus-glMechAV) mit unlimitierten Geboten; das heißt, die entsprechenden Strommengen wer-den auch im Falle von negativen Markträumungspreisen vermarktet [106].

Da in Zeiten hoher Einspeiseleistung von Erzeugern mit Grenzkosten nahe Null, wie im Falle von Wind und PV, die durch den fossilen Kraftwerkspark zu deckende Residuallast abnimmt, verschiebt sich das preissetzende Kraftwerk hin zu Einheiten mit niedrigeren variablen Kosten. Dieser als Merit-Order-Effekt beschriebene Zusammenhang [107]

führt dazu, dass der Börsenstrompreis sinkt und somit auch die Deckungsbeiträge der Produzenten, die sich noch in der Merit-Order befinden, einschließlich der PV. Betrachtet man die mittlere Preisspanne zwischen der Mittagsspitze, dem sogenannten „High Noon Block“ für die Stunden von 11 bis 14 Uhr und dem durchschnittlichen Spotpreis für alle Stunden eines Jahres (Abbildung 67), lässt sich eine stetige Angleichung der Preise in den letzten Jahren beobachten. Lagen die durchschnittlichen Preise in der Mittagszeit 2008 noch um etwa 31 % über dem durchschnittlichen Preisniveau für das ganze Jahr, betrug dieser Unterschied 2012 nur noch knapp 12 %

Abbildung 67: Historische Entwicklung der Spotpreise im Marktgebiet

Deutsch-land/Österreich für die Grundlast (Base Load) und den Mittagszeitblock (High Noon) sowie des Verhältnisses von Mittags- zu Grundlastpreisen

Quelle: Berechnungen auf Basis veröffentlichter Daten der EPEX SPOT

Für die Erlösaussichten der PV sind jedoch nicht jährliche Preismittelwerte entscheidend, sondern die mengengewichteten Preise zu den Zeiten der Netzeinspeisung. Ein Maß dafür ist der Marktwertfaktor, welcher als Quotient aus den mittleren Erlösen für

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

High Noon Spread

Jährliche Durschschnittspreise [€/MWh]

High Noon 11-14 Uhr Base Load 1-24 Uhr Spread High Noon/Base Load

Strom am Spotmarkt und den durchschnittlichen Spotpreisen eines Jahres berechnet wird. Dieser lag im Jahre 2008 bei 1,181 [108]. Das bedeutet, dass der am Spotmarkt verkaufte PV-Strom für jede MWh einen durchschnittlichen Erlös erzielt hat, welcher um 18 % über dem Jahresmittelwert der ungewichteten stündlichen Spotpreise lag. Im Jahre 2012 ist der Marktwertfaktor bereits auf 1,037 [109] gesunken. Für 2013 wurde von den Übertragungsnetzbetreibern mit 0,981 erstmals in einer EEG-Jahresprognose ein Wert unter 1 erwartet [110]. Sollte bereits Ende 2015 der Förderdeckel von 52 GW überschrit-ten werden, sinkt der Marktwertfaktor auf unter 0,75 (abgeschätzt mit [109], die Berech-nungen in [111] erwarten gleichermaßen deutlich sinkende Marktwerte).

Neben den angenommenen Marktwertfaktoren ist der durchschnittlich erwartete Spot-preis der wesentliche Anhaltswert zur Abschätzung der Erlösaussichten für die PV-Stromerzeugung. Während die Spotpreise bis 2008 auf einen Rekordwert von knapp 66 €/MWh gestiegen waren, sanken sie zunächst infolge der Wirtschaftskrise, um sich in den Jahren 2010 und 2011 etwas zu erholen. 2012 gingen sie jedoch erneut auf durch-schnittlich knapp 43 €/MWh zurück (vgl. Abbildung 57). Eine Ursache hierfür liegt in der anhaltenden europäischen Wirtschaftskrise begründet, die zu einem Rückgang der Stromnachfrage in verschiedenen EU-Ländern geführt hat, was aufgrund der zunehmen-den Fortschritte bei der Integration der EU-Strommärkte auch Rückwirkungen auf das deutsche Marktgebiet hat.

Ein weiterer entscheidender Faktor, welcher eine strompreissenkende Wirkung entfaltet, ist der Preisverfall der CO₂-Zertifikate. Während in den Wochen nach dem Atomun-glück von Fukushima im März 2011 und dem daraufhin beschlossenen Atomkraftmorato-rium die Spotpreise für Emissionsberechtigungen (European Union Allowances – EUA) um 16,50 €/EUA schwankten, gingen diese bis zum April 2013 auf 2 bis 3 €/EUA zurück.

Sinkende CO2-Preise haben wiederum sinkende Grenzkosten für die fossile Stromerzeu-gung zur Folge, wodurch das Strompreisniveau abermals gesenkt wird. Diese Effekte werden durch den steigenden Merit-Order-Effekt des Ausbaus der EE-Stromerzeugung überlagert und verstärkt.

Insgesamt lässt sich die künftige Entwicklung der Börsenstrompreise aufgrund der Unsi-cherheiten bzgl. des Verlaufs der beschriebenen Einflussparameter nur sehr schwer ab-schätzen. Einen Anhaltspunkt für die von den Marktteilnehmern erwarteten durchschnitt-lichen Spotpreise in den kommenden Jahren bieten die Phelix Futures an der EEX an, die für unterschiedliche Lieferperioden in der Zukunft gehandelt werden. Die Phelix Base-load Year Futures für die Jahre bis 2016 notierten Ende April 2013 jeweils knapp unter 40 €/MWh, nachdem die Preise an der EPEX SPOT im März im Monatsmittel 39,1 €/MWh betragen haben [112], [113]. Demnach gehen die Marktteilnehmer mittelfris-tig nicht von einer spürbaren Erholung der Strompreise aus. Sollten die realisierten Bör-senpreise den Erwartungen der Marktteilnehmer entsprechen und der Marktwertfaktor für die PV-Erzeugung zum Zeitpunkt des Erreichens der 52 GW-Grenze bereits 2015 den prognostizierten Werten von deutlich unter 1 nahekommen, bedeutet das, dass die freie Vermarktung von PV-Strom am Spotmarkt selbst dann keine auskömmlichen Erlöse er-zielen können wird, wenn sich die Stromgestehungskosten auf 60 €/MWh senken ließen.

Marktchancen bieten sich möglicherweise im direkten Absatz von PV-Strom, z.B. durch den Verkauf an Stadtwerke oder Stromhändler. Diese Vermarktungswege sind jedoch

aus heutiger Sicht Nischen mit besonderen Eigenschaften und nicht verallgemeinerungs-fähig. Zu beobachten sind deshalb existierende Planungen von PV-Großprojekten, die ohne EEG-Vergütung betrieben werden sollen. Nach obigen Ausführungen kann eine Vermarktung am Strommarkt aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten keine Kalkulations-grundlage sein, so dass ein alternatives Geschäftsmodell Grundlage der Planung sein muss. Dazu liegen zum Bearbeitungsstand jedoch keine Angaben vor.