Mithilfe einer neuen Methode, die auf dem entkoppelten Kapitalwert (Decoupled Net Present Value, DNPV) basiert, hat ein deutsches Forschungsteam herausgefunden, dass Photovoltaik-Anlagen für Privathaushalte Anfang 2023 unter den meisten Marktbedingungen nicht wirtschaftlich waren. Obwohl niedrigere Modulpreise die Rentabilität der Systeme in den vergangenen Monaten deutlich verbessert haben, können sich demnach mehrere Einflussfaktoren, die sich im Laufe der Zeit ändern, immer noch auf den Ertrag auswirken.
23. Oktober 2024 Emiliano Bellini
Forscher der Hochschule RheinMain haben die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Anlagen für Wohngebäude unter den aktuellen Marktbedingungen in Deutschland untersucht und festgestellt, dass die Rentabilität unter den meisten Bedingungen zu einer Herausforderung wird. „Die Hauptmotivation für die Studie war, dass frühere Untersuchungen zur Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Anlagen für Wohngebäude aus finanzieller Sicht methodisch fragwürdig waren“, so der Hauptautor der Studie, Carlo Kraemer, gegenüber pv magazine. „So wird beispielsweise häufig die traditionelle Kapitalwertmethode verwendet, ohne dass die risikoangepassten Abzinsungssätze richtig bestimmt werden. Daher werden die Risiken bei der Bewertung nicht richtig erfasst. Darüber hinaus weist die NPV-Methode grundlegende methodische Schwächen auf“.
Die Wissenschaftler nutzten statt dessen den entkoppelten Kapitalwert (Decoupled Net Present Value, DNPV), was eine Bewertung von Photovoltaik-Investitionen mit Eigenverbrauch unter korrekter Berücksichtigung der inhärenten Risiken ermögliche. „Damit unterstützt die Methode nicht nur Investoren bei der richtigen Bewertung einzelner Investitionen, sondern kann auch der Politik helfen, fundierte energiepolitische Maßnahmen zu entwickeln, da sie die Auswirkungen der Maßnahmen auf den einzelnen Investor kennt“, erklärt Kraemer.
In der Studie „Using DNPV to determine the economic viability of residential photovoltaic systems in Germany: Is the investment still worth it?“, die kürzlich in der Zeitschrift Renewable Energy veröffentlicht wurde, erläuterten die Wissenschaftler, dass der vorgeschlagene DNPV-Ansatz das Mengen- und Preisrisiko systematisch einbezieht und das Strompreisrisiko durch Optionspreismethoden erfasst. Sie präsentierten eine Fallstudie für eine 10-Kilowatt-Anlage, die in Frankfurt mit einem Neigungswinkel von 0 Grad installiert wurde. Die Anlage erhält eine Vergütung für die Einspeisung von Überschussstrom in das Netz. Berücksichtigt wurden eine Anfangsinvestition von 1737 Euro pro Kilowatt, Wartungs- und Versicherungskosten sowie Kosten für den Austausch von Komponenten. Der Energiepreis wurde mit 39 Cent pro Kilowattstunde angenommen, die Einspeisevergütung mit 8,2 Cent pro Kilowattstunde. Alle künftigen Einnahmen und Ausgaben wurden mit einem risikoangepassten Abzinsungssatz gemäß den DNPV-Standards abgezinst. Für die Anlage wurde ein Eigenverbrauchsanteil von 16 Prozent angenommen.
„Die Grundidee der DNPV-Methode besteht darin, das Risiko der Zahlungsströme in Form von synthetischen Risikoprämien (das heißt den Risikokosten) zu erfassen“, erklären die Forscher. „Dadurch wird das Risiko von der Berücksichtigung des Zeitwerts des Geldes entkoppelt, und nach Abzug der Risikokosten können die resultierenden Cashflows mit dem risikofreien Zinssatz abgezinst werden.“
Die Analyse ergab, dass das 10-Kilowatt-System einen negativen DNPV von -1664 Euro erzielte. „Dies spiegelt die Situation zu Beginn des Jahres 2023 wider“, so Kraemers. „Es zeigt, dass eine typische kleine Photovoltaik-Anlage für Haushalte zu diesem Zeitpunkt trotz hoher Strompreise wirtschaftlich nicht vorteilhaft war, vor allem wegen der hohen Investitionskosten. Die Studie zeigt aber auch, dass die Vorteilhaftigkeit von einer Reihe von Einflussfaktoren abhängt, die sich im Laufe der Zeit ändern können. Dazu gehören Investitionskosten, Strompreise und Volatilität, aber auch die Größe der Anlage im Verhältnis zum eigenen Stromverbrauch.“
Laut Kraemer ist die Rentabilität bereits teilweise wiederhergestellt, da die Investitionskosten im vergangenen Jahr deutlich gesunken sind. Dennoch ist die Rentabilität weiterhin von der staatlichen Förderung über die Einspeisevergütung abhängig. „Vor diesem Hintergrund ist es wichtig, dass die von der Bundesregierung geplante Novellierung des EEG 2025 behutsam gestaltet wird, um die wiederhergestellte Wirtschaftlichkeit nicht wieder zu gefährden“, so Kraemer. „Die aktuellen Diskussionen erwecken manchmal den Eindruck, dass die Politik meint, der wirtschaftliche Vorteil sei nur durch hohe Strompreise gegeben, was nicht der Fall ist. Wenn wir also den gut laufenden Photovoltaik-Ausbau in Deutschland nicht gefährden wollen, dann muss hier eine behutsame Anpassung erfolgen.“
Kraemer räumte auch ein, dass die Aussagen zur Rentabilität von Kleinanlagen nicht verallgemeinert werden können. „Wie bereits erwähnt, ist die Rentabilität in Deutschland durch die gesunkenen Investitionskosten bereits gestiegen“, betonte er. „Darüber hinaus hängt die Wirtschaftlichkeit von verschiedenen Parametern ab, die regional spezifisch sind. Neben den bereits erwähnten Investitionskosten und Strompreisen ist natürlich auch der Ertrag der Anlage von der Region abhängig und hat einen wesentlichen Einfluss auf den wirtschaftlichen Wert. Daher müssen alle diese Parameter in die Bewertung einfließen und liefern dann ein sehr individuelles Ergebnis.“
Kraemer geht davon aus, dass die Volatilität langfristig nicht wesentlich abnehmen wird, und meint, dass sich die derzeitige Situation noch verschärfen könnte, wenn die Regierungen die staatlichen Subventionen für Anlagen mit Eigenverbrauch kürzen, ohne die finanziellen Auswirkungen zu berücksichtigen. „Die allgemeine Vorstellung, dass diese Anlagen in Zeiten hoher Strompreise wirtschaftlich sein müssen, ist nicht richtig“, so sein Fazit. „Man muss das viel differenzierter sehen und bei der Anpassung der staatlichen Förderung vorsichtig sein.“
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