Integration von Solarstrom: Wann sich Ost/West-Ausrichtung lohnt

Unser Gastautor Alexander Zipp ist Wissenschaftlicher Mitarbeiter des IZES (Institut für ZukunftsEnergieSysteme) in Saarbrücken unter der Leitung von Uwe Leprich. Zipp hat an der Universität Saarbrücken im Sommer seine Doktorarbeit zur Marktfähigkeit von erneuerbaren Energien eingereicht. Noch ein Hinweis an die Leser: Die Grafiken können durch einen Klick vergrößert werden.

Die politische Entscheidung für eine stärkere Marktintegration der Stromerzeugung aus PV-Anlagen scheint bereits gefallen zu sein, obwohl hinsichtlich ihrer positiven und negativen  Effekte Forschungs- und Diskussionsbedarf besteht. So finden sich im Juni 2015 veröffentlichten Weißbuch des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie klare Aussagen für eine fortschreitende Marktintegration. Demnach sollen von der Markt- und Flexibilitätsprämie Anreize für eine bedarfsgerechte Stromerzeugung durch EEG-Anlagen ausgehen. Daher ist anzunehmen, dass die stärkere Übernahme von Preis- und Mengenrisiken durch EEG-Anlagenbetreiber in der Diskussion zur EEG-Novelle 2016 eine größere Rolle spielen wird. Es stellt sich dabei die Frage, inwieweit das für eine dargebotsabhängige Technologie wie die PV möglich und sinnvoll ist. Der Artikel widmet sich dieser Fragestellung und soll neue Anregungen zur Diskussion um die politische und auch wissenschaftliche Forderung nach einer stärkeren Marktintegration der PV liefern.

Mit der jüngsten EEG Novelle im Jahr 2014 wurde die Marktintegration von vergütetem Strom aus Photovoltaikanlagen weiter vorangetrieben. Wesentliche Schritte waren:

  • die Verpflichtung zur Direktvermarktung des Stroms aus Anlagen mit einer Leistung über 500 Kilowatt und (ab 1. Januar auch für solche mit einer Leistung ab 100 Kilowatt)
  • sowie die Nichtvergütung für EEG-Strom aus PV-Anlagen mit über 500 Kilowatt ab Januar 2016, falls die Preise für Stundenkontrakte an Strombörse EPEX Spot SE an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ sind.

Damit soll die im Rahmen der Direktvermarktung bereits durchgeführte Abregelung von PV-Anlagen bei moderat negativen Börsenpreisen tendenziell verstärkt werden.

Weitere bedeutende Änderungen für die Photovoltaik (PV) betreffen die Einführung von Ausschreibungsverfahren zur Festlegung der Vergütungshöhe für Strom aus Freiflächenanlagen und die Belastung des PV-Eigenverbrauchs mit der EEG-Umlage. Letztere sieht vor, dass Betreiber von PV-Anlagen, die nach dem 1. August 2014 realisiert wurden, zunächst 30% ab dem Jahr 2016, anschließend 35% und ab dem Jahr 2017 schließlich 40% der dann jeweils gültigen Höhe der EEG-Umlage für selbst erzeugten und verbrauchten Strom zahlen müssen. Eine Bagatellgrenze sieht dabei vor, dass Anlagen mit maximal 10 Kilowatt Leistung für bis zu 10 Megawattstunden pro Jahr für die Laufzeit von 20 Jahren von dieser Regelung ausgenommen sind.

Ohne den Einsatz eines Stromspeichers kann das Erzeugungsprofil einer PV-Anlage innerhalb Deutschlands durch die Variation des Standorts und/oder der Anlagenausrichtung (vertikal/horizontal) verändert werden. Mit Hilfe eines Solarstrahlungsmodells, basierend auf den langjährigen Messdaten des Deutschen Wetterdienstes (DWD), können Erzeugungsprofile bei variierenden Standorten und Ausrichtungen berechnet werden. In Abbildung 1 sind die Profile einer exemplarischen PV-Referenzanlage für die Monate Januar und Juli für 15 verschiedene Standorte dargestellt, die jeweils einer DWD-Klimaregion entsprechen. Wie aus der Abbildung ersichtlich, hat eine Verlagerung des Standortes innerhalb Deutschlands offensichtlich eine sehr geringe Auswirkung auf die zeitliche Veränderung des relativen Stromerzeugungsprofils.

Grafik 1 PV-Marktintegration

Abbildung 1: Vergleich des Erzeugungsprofils eines 30 kW Referenzsystems (30°-Südausrichtung) an verschiedenen Standorten

Im Gegensatz hierzu kann durch eine Veränderung der horizontalen und vertikalen Anlagenausrichtung eine signifikante Veränderung hervorgerufen werden. Damit einhergehend ergeben sich unterschiedliche Erlöse im Rahmen einer (stündlichen) Direktvermarktung an der Strombörse EPEX Spot. Um dies zu verdeutlichen, sind in Abbildung 2 die jährlichen Energieerzeugungsmengen (in Vollbenutzungsstunden, VBH) sowie die Marktwerte der Referenzanlage am insgesamt ertragsreichsten Standort in Stötten dargestellt. Es zeigt sich, dass durch eine Abweichung von der ertragsreichsten Ausrichtung (30°-Süd) hin zu einer (steileren) Ostausrichtung (in Abbildung 2: Winkel von -90°) in den Jahren 2012 und 2013 höhere Marktwerte, das heißt höhere durchschnittliche Erlöse im Jahr pro Kilowattstunde an der Börse erwirtschaftet hätten werden können. Für die restlichen Standorte wurden vergleichbare Werte berechnet. Jedoch ist eine solche Abweichung von der energieertragsmaximalen Referenzausrichtung zwangsläufig mit einem Rückgang der Jahresenergieerzeugung verbunden. Es stellt sich also die Frage, ob dieser Rückgang der veräußerbaren Mengen durch den Anstieg des durchschnittlichen Verkaufspreises überkompensiert werden kann. Andernfalls besteht innerhalb des Marktprämienmodells kein ökonomischer Anreiz für einen PV-Anlagenbetreiber, von der Referenzausrichtung mit maximaler Stromerzeugung abzuweichen.

Grafik 2 PV-Marktintegration

Abbildung 2: Stromerzeugung und Marktwerte (2011-2013) eines PV-Referenzsystems am Standort Stötten

Um dies zu überprüfen, können die prozentualen Veränderungen des Marktwerts mit den prozentualen Änderungen der jährlichen Stromerzeugung verglichen werden, die sich bei einer Abweichung von der Referenzausrichtung ergeben. Damit sich hieraus insgesamt höhere finanzielle Jahreserträge für den Anlagenbetreiber ergeben, muss der relative Marktwert prozentual stärker ansteigen als der Jahresenergieertrag prozentual sinkt. In Abbildung 3 ist dieses Verhältnis für die Jahre 2011 bis 2013 dargestellt. Die rot markierten Ausrichtungen sind Ausrichtungsabweichungen, in denen nicht nur der Energieertrag, sondern auch der Marktwert gefallen wäre. Die orange markierten Ausrichtungen sind Ausrichtungsabweichungen, in denen auf der einen Seite der Energieertrag gesunken und auf anderen Seite der Marktwert gestiegen wäre. Jedoch reicht der Anstieg des durchschnittlichen Verkaufspreises nicht aus, um den Verlust der Energieerzeugung finanziell mindestens auszugleichen (daher ist der angegebene Wert kleiner als 1). Die steigenden Werte für Ostausrichtungen deuten aber eine Verbesserung der Erlössituation in den betrachteten Jahren für solche Anlagen im Falle einer Direktvermarktung an. Diese Tendenz kann verstärkt werden, falls ein voranschreitender Ausbau von PV-Anlagen mit einer energieertragsmaximalen Südausrichtung die ehemals üblichen Preisspitzen zur Mittagszeit weiter absenkt und die Vorteilhaftigkeit der zeitlich vorgezogenen Stromerzeugung von Ostanlagen weiter verstärkt.

Grafik 3 PV-Marktintegration

Abbildung 3: Veränderung des Marktwerts im Verhältnis zur Veränderung der Stromerzeugung am Standort Stötten

Die Ergebnisse, basierend auf historischen Solarstrahlungs- und Börsenpreisdaten, sind ein Beleg dafür, dass das für die Marktintegration genutzte Marktprämienmodell bisher kaum Anreize für eine bedarfsgerechte PV-Stromerzeugung setzen konnte, die über eine Abschaltung bei moderat negativen Preisen hinausgeht. Wie dargelegt, kann durch eine Veränderung der Ausrichtung bedarfsgerechter Strom erzeugt werden als dies mit der südlichen Referenzausrichtung möglich ist. Inwieweit der weitere Ausbau von PV-Anlagen mit einer Südausrichtung für einen Anreiz zum Bau von Anlagen mit einer Ostausrichtung generieren wird, ist maßgeblich vom Preiseffekt der PV-Erzeugung auf der Strombörse abhängig. Dieser zeigt sich heute deutlich durch eine Verringerung der gewohnten mittäglichen Preisspitzen.

Was lässt sich aus diesen Ergebnissen für die EEG-Vergütung von PV-Anlagen schlussfolgern?

Zum einen kann der bisher tatsächlich erbrachte Nutzen des Marktprämienmodells hinsichtlich dem Ziel einer bedarfsgerechteren PV-Erzeugung in Frage gestellt werden. Die festgestellte Verbesserung der Erlössituation von Anlagen mit einer Ostausrichtung lässt darauf hoffen, dass der effektive Nutzen zukünftig über die reine Anlagenabregelung bei einer niedrigen Residuallast hinausgehen wird. Jedoch ist zu beachten, dass die Verpflichtung zur  Direktvermarktung und die damit einhergehenden Risiken die Vielfalt der PV-Investoren negativ beeinflussen kann. Um die Vielfalt nicht zu stark zu gefährden, sollten die Leistungsgrenzen für eine Direktvermarktungspflicht mit Bedacht gewählt werden. Das gleiche gilt für die Ausschreibungsverfahren zur Festlegung der Vergütungshöhe. Es ist möglich, dass zukünftig PV-Anlagen mit einer von Süden abweichenden Ausrichtung aufgrund höherer Börsenerlöse niedrigere Gebote abgeben können. Das ist allerdings wiederum mit hohen Prognoserisiken über den Vergütungszeitraum von 20 Jahren verbunden, die zum Bespiel nicht jede bürgerliche Energiegenossenschaft tragen kann.

In den durchgeführten Berechnungen wurden identische Investitionskosten für PV-Anlagen unterstellt, die unabhängig von der Ausrichtung sind. Im Fall von kombinierten Ost-West-Anlagen ist diese Annahme in der Regel nicht gültig, da bestimmte Teile der Leistungselektronik (zum Beispiel der Wechselrichter) kleiner dimensioniert werden können und somit Kostenersparnisse entstehen. Ebenfalls kann für das Ziel einer Maximierung der Eigenverbrauchsquote eine Abweichung von der ertragsmaximalen Ausrichtung in vielen Fällen optimal sein. Eine interessante Frage ergibt sich aus der Möglichkeit von nachgeführten Anlagen. Diese bieten die Möglichkeit, die zu jedem Zeitpunkt maximal mögliche Stromerzeugung zu erreichen, haben jedoch höhere Investitionskosten pro Kilowatt sowie eine geringere Flächennutzung als fixierte Anlagen. Ob sich solche Anlagen dennoch lohnen können, falls eine steigende PV-Erzeugung aus starren Südanlagen das Preisgefüge am Börsenhandel weiter verändern wird, bleibt eine offene Fragestellung, deren detaillierte Betrachtung zum aktuellen Zeitpunkt noch aussteht.

Der Text basiert auf dem nachfolgend genannten Artikel. In diesem werden die entwickelte Methodik, die Ergebnisse sowie weiterführende Literatur ausführlicher dargestellt.

Zipp, A. (2015): Revenue prospects of photovoltaic in Germany—Influence opportunities by variation of the plant orientation. In: Energy Policy, 81: 86–97.

 

2 comments for “Integration von Solarstrom: Wann sich Ost/West-Ausrichtung lohnt

  1. Philippe Welter
    22. November 2015 at 14:06

    Vorausschicken möchte ich den Hinweis, dass ich feste Einspeisetarife letztlich für die einzig volkswirtschaftlich sinnvolle Option halte. Alleine schon, weil sich ansonsten in einer 100%-EE-Strom-Welt unnötig hohe Strompreise ergeben würden (Wechsel von der Merit-Order zu einer nutzenbasierten Preisfindung).

    Was der Artikel meiner Meinung nach nicht genug berücksichtigt, ist die Tatsache, dass Ost-West-Anlagen auch ohne eventuelle Vorteile bei den Stromerlösen meist zumindest so rentabel sind wie Süd-Anlagen.

    -Satteldach: Auf ein Ost-West-Dach passt die doppelte PV-Leistung wie auf ein Süddach. Damit einher gehen spezifisch (auf das installierte KW bezogen) geringere Kosten für Planung, AC-Anschluss, Messplatz, Anlagenüberwachung und Wechselrichter (nur letzteres wurde im Artikel erwähnt). Hinzu kommt dank des größeren Auftragsvolumens ein geringerer Preis für Module und Unterkonstruktion. So kommt es, dass eine Ost-West-Anlage hinsichtlich der Kosten je produzierbare Jahres-kWh nicht teurer sein muss als eine Südanlage.

    – Flachdach: Ähnliches gilt für ein Flachdach. Bei einer Südausrichtung der Module muss ein größerer Abstand zwischen den Modulreihen gelassen werden, damit die Abschattung den Stromertrag nicht zu sehr mindert. Ost-West-Reihen können ohne Abschattungsverluste direkt aneinander gebaut werden. Damit gilt das für Satteldächer geschriebene.

    – Freiflächenanlagen: Hier kommt hinzu, dass in aller Regel zusätzlich Geld für Pacht oder Kauf des Grundstücks aufgewendet werden muss. Die viel bessere Flächennutzung bei einer Ost-West-Anlage spart hier Kosten ein. Zusätzlich können die Montagetische materialsparender ausgelegt werden, da die Windlasten signifikant geringer sind als bei Einzelreihen in Südausrichtung. Auch in der AC-Verkabelung wird viel Geld eingespart. Im Übrigen gilt auch hier das zum Satteldach geschriebene.

    • Alexander Zipp
      7. Dezember 2015 at 13:04

      Sehr geehrter Herr Welter,
      vielen Dank für Ihren Kommentar und die Ergänzungen. Ich stimme Ihnen zu, dass die von Ihnen aufgeführten Punkte zu geringeren spezifischen Kosten (pro kW_p) von Ost/Westanlagen gegenüber Südanlagen führen können.
      Da die Kostenvorteile jedoch sehr projektabhängig und standortspezifisch sind, wurde bei der Untersuchung zunächst von gleichen Kosten für alle Anlagenausrichtungen ausgegangen. Kostenunterschiede könnten jedoch bei der verwendeten Methode mit berücksichtigt werden, aufgrund der Fokussierung auf die Anreizwirkung der Börsenpreise/des Marktprämienmodells wurde dies jedoch nicht getan.
      Beste Grüße
      Alexander Zipp

Schreibe einen Kommentar