Mithilfe einer neuen Methodik auf Basis des entkoppelten Nettogegenwartswerts (DNPV) hat ein deutsches Forschungsteam herausgefunden, dass Photovoltaikanlagen für Privathaushalte Anfang 2023 unter den meisten Marktbedingungen nicht wirtschaftlich waren. Obwohl niedrigere Modulpreise die Rentabilität der Systeme in den letzten Monaten deutlich verbessert haben, können mehrere Einflussfaktoren, die sich im Laufe der Zeit ändern, immer noch Auswirkungen auf die Einnahmen haben.
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Forscher der Hochschule RheinMain haben eine Studie durchgeführt, um die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Anlagen für Wohngebäude unter den aktuellen Marktbedingungen in Deutschland zu beurteilen. Dabei stellten sie fest, dass die Rentabilität unter den meisten Bedingungen zunehmend schwieriger wird.
„Die Hauptmotivation für die Studie war, dass bisherige Untersuchungen zur Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Systemen für Wohngebäude aus finanzieller Sicht tendenziell methodisch fragwürdig waren“, sagte der Hauptautor der Studie, Carlo Kraemer. pv Magazin„Beispielsweise wird häufig die traditionelle Kapitalwertmethode (NPV) verwendet, jedoch ohne die richtige Bestimmung risikoadjustierter Diskontierungssätze. Daher werden Risiken bei der Bewertung nicht richtig erfasst. Darüber hinaus weist die NPV-Methode grundlegende methodische Schwächen auf.“
Die Wissenschaftler haben die Methode des entkoppelten Nettogegenwartswerts (Decoupled Net Present Value, DNPV) verwendet, die ihrer Aussage nach eine Bewertung von Photovoltaik-Investitionen mit Eigenverbrauch unter korrekter Berücksichtigung der inhärenten Risiken ermöglicht. „Auf diese Weise unterstützt die Methode nicht nur Investoren bei der korrekten Bewertung einzelner Investitionen, sondern kann auch politischen Entscheidungsträgern helfen, fundierte energiepolitische Maßnahmen zu entwickeln, da sie die Auswirkungen der Maßnahmen auf einzelne Investoren kennen“, erklärte Kraemer.
In der Studie „Mithilfe des DNPV die Wirtschaftlichkeit privater Photovoltaikanlagen in Deutschland ermitteln: Lohnt sich die Investition noch?“, die kürzlich im Erneuerbare Energienerläuterten die Wissenschaftler, dass der vorgeschlagene DNPV-Ansatz Mengen- und Preisrisiken systematisch einbezieht und das Strompreisrisiko durch Optionspreistechniken erfasst.
Sie präsentierten eine Fallstudie für ein 10-kW-System in Frankfurt mit 30 Grad Neigungswinkel und 0 Grad Azimut. Das Array wird für die Einspeisung von überschüssigem Strom in das Netz vergütet. Sie berücksichtigten eine Anfangsinvestition von 1,737 € (1,874 $)/kW, Wartungs- und Versicherungskosten sowie Kosten für den Austausch von Komponenten. Der Energiepreis wurde mit 0.39 €/kWh und die Einspeisevergütung mit 0.082 €/kWh angenommen.
Die Cashflows werden um die synthetischen Versicherungsprämien bereinigt, um das Risiko zu berücksichtigen, und dann gemäß den DNPV-Standards mit einem risikofreien Zinssatz diskontiert. Es wurde angenommen, dass die PV-Anlage einen Eigenverbrauchsanteil von 16 % hat.
„Die Grundidee der DNPV-Methode besteht darin, das Risiko der Cashflows in Form synthetischer Risikoprämien (also der Risikokosten) zu erfassen“, erklärten die Forscher. „Dadurch wird das Risiko von der Betrachtung des Zeitwerts des Geldes entkoppelt und nach Abzug der Risikokosten können die resultierenden Cashflows mit dem risikofreien Zinssatz diskontiert werden.“
Die Analyse ergab, dass das 10 kW-System einen negativen DNPV von -1,664 € erreichte.
„Dies spiegelt die Situation Anfang 2023 wider“, sagte Kraemers. „Es zeigt, dass eine typische kleine Photovoltaikanlage für Privathaushalte zu diesem Zeitpunkt trotz hoher Strompreise vor allem aufgrund der hohen Investitionskosten wirtschaftlich nicht vorteilhaft war. Die Studie zeigt jedoch 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 Laufe des letzten Jahres deutlich gesunken sind. Dennoch ist die Rentabilität weiterhin von staatlichen Förderungen über die Einspeisevergütung abhängig. „Vor diesem Hintergrund ist es wichtig, dass die von der Bundesregierung geplante Novelle des EEG im Jahr 2025 mit Bedacht ausgestaltet wird, um die wiederhergestellte Rentabilität nicht erneut zu gefährden“, fügte er hinzu. „Die aktuellen Diskussionen erwecken manchmal den Eindruck, dass Politiker denken, der wirtschaftliche Vorteil sei nur durch hohe Strompreise gegeben, was nicht der Fall ist. Wenn wir also den gut vorankommenden PV-Ausbau in Deutschland nicht gefährden wollen, muss hier eine behutsame Anpassung erfolgen.“
Kraemer räumte zudem ein, dass sich die Aussagen zur Wirtschaftlichkeit von Kleinanlagen nicht verallgemeinern lassen. „Wie oben bereits erwähnt, ist die Wirtschaftlichkeit 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 oben genannten Investitionskosten und Strompreisen ist der Ertrag der Anlage natürlich regional abhängig und hat einen erheblichen Einfluss auf den wirtschaftlichen Wert. Daher müssen all diese Parameter in die Bewertung miteinbezogen werden und liefern dann ein sehr individuelles Ergebnis.“
Kraemer geht davon aus, dass die Volatilität langfristig nicht deutlich abnehmen wird. Die aktuelle Situation könne sich sogar noch verschärfen, wenn die Regierungen die staatliche Förderung für Photovoltaikanlagen mit Eigenverbrauch kürzen, ohne die finanziellen Auswirkungen angemessen zu berücksichtigen. „Die pauschale Vorstellung, dass sich diese Anlagen in Zeiten hoher Strompreise wirtschaftlich rechnen müssen, ist nicht richtig“, so Kraemer. „Es muss eine viel differenziertere Betrachtungsweise gegeben sein und bei der Anpassung der staatlichen Förderung ist Vorsicht geboten.“
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