Kosten und Qualität: Wenn man die reinen Renditezahlen in Deutschland betrachtet, sollte die Solarbranche die Kürzung der Einspeisevergütung problemlos verkraften. Das gilt aber nur auf den ersten Blick. Denn man muss beachten, was die Berechnungen wirklich bedeuten und dass die Kosten mit Qualität verbunden sind. Das war während der Intersolar Thema eines Pressegesprächs, das photovoltaik-Chefredakteur Michael Fuhs moderierte.
Michael Fuhs: Dass Renditerechnungen mit Vorsicht zu genießen sind, zeigt der Vergleich zwischen Dach- und Freiflächenanlagen. Bei den Dachanlagen kommen sie auf eine Rendite von 4,8 Prozent nach der geplanten Kürzung der Einspeisevergütung und bei den Freiflächenanlagen auf 18 Prozent. Wieso sind diese Renditen so unterschiedlich?
Markus Lohr: Es gibt gefühlte 100 Möglichkeiten die Rendite zu berechnen. Bei der Methode des modifizierten internen Zinsfußes, die wir zur Berechnung bei Dachanlagen verwenden, geht man davon aus, dass die Rückflüsse aus der Einspeisevergütung zum Wiederanlagezins erneut angelegt werden. Der Wiederanlagezins wird frei gewählt, in unserem Beispiel beträgt er 2,5 Prozent. Wir haben für diese Anlage auch vorausgesetzt, dass sie zu 80 Prozent mit Eigenkapital und zu 20 Prozent mit Fremdkapital finanziert wird. Die Rendite liegt dann unter fünf Prozent. Bei den Freiflächenanlagen liegen andere Annahmen zugrunde: Ein höherer Fremdkapitalanteil und ein höherer Wiederanlagezins. Wenn bei dieser Rechnung 18 Prozent Rendite herauskommen nimmt man an, dass die jährlichen Ausschüttungen bis zum Stichtag nach 20 Jahren mit 18 Prozent Verzinsung angelegt werden. Diese Art mit einem so genannten internen Zinsfuß zu rechnen ist unter Investoren üblich. Nutzt man diese finanzmathematischen Hebel – Fremdkapital und hoher Wiederanlagezins - erzielen PV-Anlagen die viel diskutierten Traumrenditen. Vor diesem Hintergrund greift es zu kurz einfach nur über Renditen zu sprechen.
Michael Fuhs: Was in der öffentlichen Diskussion ja immer wieder geschieht.
Markus Lohr: Ja. Wir haben diese sehr heftige Diskussion über die Überförderung der Photovoltaik. Da werden Begrifflichkeiten zugrunde gelegt, nach denen ein Investor eine Rendite berechnet, die keinesfalls dem landläufigen Renditeverständnis entspricht. Eine sachliche Diskussion erfordert an dieser Stelle mehr Transparenz. Man muss immer darauf achten, über welche Rendite man redet. Der Vergleich von Äpfeln mit Birnen ist sicherlich nicht zielführend. Es ist für einen privaten Anleger nicht sinnvoll, mit einer internen Verzinsung zu rechnen wie es ein Investor bei einer Freiflächenanlage tun mag, da man für die jährlichen Ausschüttungen in der Regel keine Geldanlage findet, die Wiederanlagezinsen von zehn Prozent und mehr bringen.
Michael Fuhs: Wie realistisch ist es dann für die großen Investoren, dass sie diese hohen Wiederanlagezinsen haben und die 18-Prozent-Rendite wirklich bar in der Kasse klingelt?
Markus Lohr: Das ist eine interne Zinsfußrendite von 18 Prozent und damit nicht als 18 Prozent Rendite im landläufigen Renditeverständnis zu verstehen. Der interne Zinsfuß ist ein finanzmathematisches Instrument, mit dem Investitionen verglichen werden. Diese 18 Prozent Rendite sind nicht gleichzusetzen mit der Verzinsung des Kapitals.
Michael Fuhs: Im Klartext: Wenn ich jetzt Anteile an einem großen Solarpark kaufe, dann kann ich nicht erwarten, dass ich diese mit 18,2 Prozent verzinst bekomme?
Markus Lohr: Nein, obwohl das suggeriert wird.
Markus Hoehner: Genau das haben wir in der Diskussion um die Einspeisevergütung gesehen. Gegner der Photovoltaik greifen natürlich immer gerne auf Prospektmaterial der doch ein Stück weit unseriösen Projektierer zu, in denen eine extrem hohe Verzinsung versprochen wird. Also hier ist ganz wichtig: Es ist ein komplexes, kompliziertes Thema, und wenn wir transparente Berechnungen transportieren, schaffen wir eine realistische Diskussionsgrundlage. Politiker haben oft nicht dieses Tiefenwissen. Die bekommen einzelne Zahlen um die Ohren gehauen, die im schlimmsten Fall negativ polarisieren.
Teilnehmer: Wie sehr hängt die Rendite davon ab, wie lange Sie die Anlage betreiben. Spielt das bei diesen Anlagen, die Sie hier berechnet haben, auch eine Rolle?
Markus Lohr: Wir kalkulieren in diesen Berechnungen mit einer Laufzeit von 20 Jahren. Darüber hinaus werden erst mal keine Prognosen abgegeben, wie lange die Anlage noch läuft und was dann am Ende noch für eine Vergütung steht.
Michael Fuhs: Sie sagen, dass man mit den Renditezahlen verschiedene Geldanlagen miteinander vergleichen will. Nach der geplanten Kürzung kommen Sie ungefähr auf die gleichen Renditezahlen wie 2008. Damals war der Zubau an neuen Anlagen deutlich kleiner als dieses und vergangenes Jahr. Heißt das nicht, dass der Zubau nach der Kürzung auch wieder auf die Werte von 2008 fällt und dass der deutsche Markt also doch ein größeres Problem haben wird?
Markus Lohr: Damit würden Sie suggerieren, dass der Markt nur renditegetrieben ist und dass es die anderen Argumente wie grüne Energieerzeugung nicht gibt.
Michael Fuhs: Da gibt es aber auch einen gegenläufigen Aspekt. Wird nicht auch der private Hausbereich immer renditeorientierter, weil die Solarfans schon alle eine Anlage auf dem Dach haben?
Markus Hoehner: Wir haben sehr viel Endkundenforschung gemacht. Sie kennen das vielleicht aus anderen Branchen: Man bildet Cluster und analysiert die Kauftreiber. Hier sieht man, dass es natürlich auch hochgradig renditemotivierte Käufer gibt. Aber nicht nur. Es ist sehr interessant zu sehen, was für Typologien es im Kaufentscheidungsprozess der Photovoltaik gibt.
Teilnehmer: Welche dieser Kaufentscheidungen sind denn der Grund dafür, dass der deutsche Markt eben im Gegensatz zu anderen Ländermärkten so stark überschießt?
Markus Hoehner: Wichtig ist, dass wir hier eine hohe Renditemotivation in Kombination mit einer Wirtschafts- und Finanzkrise haben. Photovoltaik ist eine sichere Anlage über 20 Jahre, auch wenn es nur vier oder fünf Prozent Rendite gibt. Das ist nach meiner Einschätzung einer der Haupttreiber. Aber es gibt noch weitere Argumente. Es gibt zum Beispiel die Kunden, die an die nächsten Generationen denken, es gibt die, die sauberen Strom wollen, andere denken darüber nach, wie sich die Strompreise entwickeln und dass die Benzinpreise und Energiepreise immer weiter steigen. Es ist eine Mischung von Treibern, die bei der einen oder anderen Typologie von Käufern in verschiedenen Ausprägungen vorkommen. Ein schönes Beispiel für ein Segment der rein renditegetriebenen Käufer sind neben den internationalen Investoren, die das Freiflächensegment bedienen. Diese Käufergruppe ist sehr renditesensitiv.
Teilnehmer: Ich habe, weil wir über Renditen sprechen, doch noch eine polemische Frage dazu: Wenn ich auf diese Prozentsätze schaue, frage ich mich, wie will man da gegen die Absenkung der Einspeisevergütung argumentieren? Ist das nicht unseriös?
Markus Hoehner: Die Einspeisevergütung muss angepasst werden, denn ansonsten ist das ganze System nicht mehr zu vertreten. Wenn Sie die Anpassung der Einspeisetarife an die Preise sehen, dann sind die Forderungen berechtigt. Jetzt kann es natürlich sein, dass ein Investor, der gerade in eine Modulfabrik investiert hat und sich die Preisentwicklung der Jahre zuvor angeschaut hat, damit überhaupt nicht einverstanden ist. Vielleicht sind auch die Preise viel, viel stärker gefallen, als er angenommen hat, was sein Investment gefährdet. Deswegen reden alle über einen explodierenden Markt, fantastische Endverbraucherrenditen, höchste Absatzzahlen und gleichzeitig über eine Konsolidierungswelle und über erste Firmeninsolvenzen. Das heißt, die Anpassung ist nötig, mehr als nötig. Schwierig wird es allerdings, wenn wir jetzt mehr als 3,5 Gigawatt Zubau dieses Jahr bekommen, was sehr wahrscheinlich ist. Dann haben wir erneut zwölf Prozent Degression zum Jahreswechsel. Das wird für viele Hersteller eine enorme Herausforderung.
Teilnehmer: Ich möchte aber an dieser Stelle nicht locker lassen. Ich konstruiere mal einen Fall: Eine Krankenschwester hat ihr Geld bei einer Bank angelegt und hat das Geld im letzten Jahr verloren, weil irgendwelche Finanzhaie komische Geschäfte gemacht haben. Sie schaut nun auf diese Zahlen und sieht, dass irgendwelche Leute 18 Prozent Rendite bekommen und sagt: Hoppla, warum soll ich mit meinem Stromverbrauch diese Renditen mitfinanzieren? Das kann ich eigentlich nicht verstehen. Was sagen Sie dieser Frau?
Markus Hoehner: Ich würde ihr erst einmal Recht geben, zum zweiten würde ich sagen: Schade, dass Sie nicht in Solar investiert haben.
Michael Fuhs: Vorhin haben Sie doch gesagt, dass man diese 18 Prozent nicht so interpretieren sollte, weil 18 Prozent ja gar nicht heißen, dass man wirklich 18 Prozent bekommt.
Markus Hoehner: Natürlich nicht, das ist erneut ein schiefer Vergleich wie der von Äpfeln und Birnen, Freifläche und Privat.
Michael Fuhs: Wie viel sind es denn wirklich? Wenn man einen Anteil an so einem Solarpark kauft, was bekommt man denn hinterher wirklich raus?
Markus Hoehner: Am besten verdient der Fondsbetreiber. Dieser gibt sichere vier, fünf Prozent weiter und den Rest behält er ein für Maintenance, Fondsmanagement und natürlich für die eigene Wertschöpfung. Aber ich kann es nur noch einmal sagen: Eine Anpassung war mehr als notwendig. Einerseits hat sich die Höhe des Einspeisetarifs von den Modulpreisen entkoppelt. Andererseits hatten die Hersteller im ersten Halbjahr 2009 kein anderes Rezept, als die Preise immer weiter zu senken, in der Hoffnung „dann verkaufen wir was“. Das kann man natürlich als die Naivität einer jungen Branche bezeichnen. Das Verständnis für Downstream-Märkte und die Möglichkeit, sich über Service, Marke und unterschiedliche Parameter zu differenzieren, hat es bislang nicht gegeben. Es gab in den Unternehmen vielfach keine durchdachten Marketing- oder Verkaufsstrategien. Wenn Sie mal mit CEOs sprechen, oder vielleicht auch in den letzten Jahren schon gesprochen haben, und Sie mal nach ihrer Marketingstrategie - sprich Preisstrategie, Produktstrategie, Servicestrategie und so weiter - befragen, dann werden Sie kaum schlüssige Antworten erhalten haben. Das heißt, der Preis war vielfach die einzige Wettbewerbsstrategie, den die Hersteller für sich gesehen haben. Damit begann die Abwärtsspirale und damit haben sich natürlich die Preise und die Kosten einer Solaranlage von den Einspeisetarifen entkoppelt. So kommt es zu der aktuellen Diskussion um eine Überförderung.
Teilnehmer: Aber sind die Anlagen mit Blick auf diese Renditen von dann 18 Prozent nicht immer noch überfördert?
Markus Hoehner: Nein, das sehen wir nicht so. Wenn Sie über die Zeitachse seit 2006 messen, wie sich die Einspeisetarife von Jahr zu Jahr angepasst haben und wie sich damit auch die Preise für Module und Systeme entwickelt habe, dann hat sich das bislang die Waage gehalten.
Teilnehmer: Ich möchte etwas anmerken. Ich bin Herausgeber der photovoltaik und des pv magazine. Das mit den 18 Prozent finde ich schon sehr, sehr weit aus dem Fenster gelehnt. Wenn Sie so eine Anlage ausrechnen ohne die Wiederanlage kommen Sie auf sieben oder acht Prozent. Große Fonds sagen 18 Prozent. Aber wo legen diese die Ausschüttungen denn an? Der große Teil des letztjährigen Zubaus in Deutschland bestand aus Anlagen bis 500 Kilowattpeak. Ich weiß von Großinvestoren, die sagen, dass sie 13 Prozent Rendite machen wollen und keine Projekte in Deutschland finden, weil sie eben auch wieder anders rechnen. Oder wie soll es der Privatmensch mit seiner Dachanlage machen. Der kann ja nicht gleich wieder eine Dachanlage bauen. Sich ein Segment herauszugreifen, wo die 18-Prozent-Renditen theoretisch herauskommen, führt in die falsche Richtung. Wir haben wieder 40.000 neue Solaranlagen in Deutschland installiert. Wenn man die großen Anlagen zusammenzählt, dann sind das weniger als 50 gewesen. Wieso erklärt man da jemandem wie der Krankenschwester, dass er eine Traumrendite finanziert.
Markus Hoehner: Das ist noch mal eines dieser missverständlichen Beispiele. Nur etwa zehn Prozent der Anlagen entstehen in Deutschland im Freiflächensegment. In den polarisierenden Diskussionen werden trotzdem diese Renditen herausgegriffen und dann mit dem Beispiel der Krankenschwester verglichen.
Jürgen Arp: Ich vermisse auch noch ein anderes Argument: Es wird immer so getan, als wäre Photovoltaik so eine Art Staatsanleihe. Viele verlieren völlig aus den Augen, dass man wirklich Unternehmer wird. Man produziert 20 Jahre Strom, und zwar mit gewaltigen unternehmerischen Risiken, die in dem Moment gar nicht so gesehen werden. Diese Anlagen müssen ja wirklich funktionieren. Aus der Labortätigkeit, ich mache auch sehr viele Gutachten für große Investoren und für Importeure, weiß ich auch sehr viel über die Risiken, die man da eingeht. Ich sehe noch nicht, dass diese ganzen Anlagen wirklich 20 Jahre funktionieren. Kürzlich war ich auf einer Anlage, zwei Jahre alt, da fallen über 10.000 Module auseinander.
Michael Fuhs: Was heißt auseinander fallen?
Jürgen Arp: Die lösen sich auf. Da lösen sich die Schichten einfach voneinander. Dieses Investment wird keine 18 Prozent Rendite bringen. Also allen Ernstes zu glauben, dass das irgendwie so eine Art Bankautomat ist, wo da 18 Prozent rauskommt, das ist an Naivität nicht zu überbieten.
Teilnehmer: Ich habe da noch ein Beispiel in die gleiche Richtung. Bei uns in der Gemeinde haben wir ein Bürgerkraftwerk auf dem Rathaus. Das Bürgerkraftwerk hat letztes Jahr das große Problem bekommen, dass die Aufstellung sich mit dem Flachdach, mit der Verblechung des Flachdachs nicht verträgt. Jetzt muss das Flachdach des Rathauses auf Kosten des Betreibers saniert werden. Ob das eine Versicherung zahlt oder nicht, ist das große Fragezeichen. Vielleicht hätte man es wissen können. Aber Überraschungseffekte bergen durchaus gewaltige Kostenrisiken.
Markus Hoehner: Ganz kurz eine wichtige Anmerkung: Fragen Sie mal die Hersteller, ob sie tracken, wo ihre Module installiert sind, und wie sie mit dem Thema Risikomanagement umgehen. Wir bauen zurzeit durch den Kostensenkungsdruck sicherlich nicht die besten Komponenten ein, sondern günstige Komponenten. Jetzt verdoppelt sich das kumulierte Volumen kontinuierlich. Die Hersteller wissen nicht, wo ihre Anlagen verbaut sind.
Teilnehmer: Schauen wir uns diese Kleinanlagen mit 4,8 Prozent an, wie Sie sie berechnet haben. Das heißt, wenn wir jetzt diese verschiedenen Punkte einbeziehen, also wenn man jetzt die Wiederanlage des Geldes wegnimmt und diese erhöhte Zahl von Schäden einkalkuliert, und so weiter. Dann wären wir ja wahrscheinlich bei einem Wert, der noch mal darunter liegt, oder?
Markus Lohr: Genau das ist der Punkt. Wenn wir die Renditediskussion führen, müssen wir über eine Rendite reden, die wir auch verstehen. Das ist de facto nicht der Fall.
Michael Fuhs: Und wir müssen über Qualität sprechen. Halten die Module die versprochenen 20 Jahre?
Jürgen Arp: Wenn man sich die Geschichte anschaut, wird immer gesagt: 20, 25, 30 Jahre Lebensdauer haben die Module. Das ist sicher auch richtig. Man weiß auch seit sehr langer Zeit, wie man so ein gutes Modul baut. Die grundlegende Forschung ist Mitte der achtziger Jahre in den USA gelaufen, da sind die ganzen Basisentwicklungen gemacht worden. Das waren zwei, drei Forschungsinstitute in den USA und die Ölfirma Arco, die es gar nicht mehr gibt, die das über Jahrzehnte finanziert hat. Aber: Vor 20 Jahren hat ein Solarmodul zehnmal so viel gekostet wie heute. Hauptkostenfaktor waren die Zellen. Die anderen Materialien, die enthalten sind, waren völlig unerheblich vom Preis. Damals hat man einfach immer das Allerbeste genommen, was man kriegen konnte. Man hätte die mit purem Gold als Lot zusammenlöten können. Das wäre auch egal gewesen. Jetzt hatten wir also ein tolles Produkt, was total „over engineert“ ist, das aber wirklich problemlos eine Lebensdauer von 25 oder 30 Jahren hat. Ab 2005 und noch mehr im Jahr 2007 ging es dann richtig los mit der Produktion. Hersteller einiger Schlüsselkomponenten sind an ihre Produktionsgrenzen gekommen. Eine Schlüsselkomponente ist beispielsweise Tedlar. Es gibt zwei Sorten, das so genannte extrudierte Tedlar ist das hochwertigste. Dafür gibt nur einen Hersteller weltweit und nur eine Fabrik. Deren Produktionskapazität ist zu 100 Prozent ausgelastet.
Teilnehmer: Was ist Tedlar?
Jürgen Arp: Es ist eine sehr hochwertige Folie, die Teil von sehr hochwertigen Rückseitenfolien ist. Es gibt nur eine gewisse Produktionsmenge, man kann auch nicht einfach eine weitere Fabrik bauen, um mehr von diesem Tedlar zu produzieren, da es irrwitzig teuer ist. Man benötigt einen komplexen chemischen Prozess zur Produktion. Die Fabrik, die es gibt, ist über 30 Jahre alt, und es sieht zurzeit nicht so aus, dass noch einmal jemand so eine Fabrik baut. Man hat ein Produkt, das sehr gut funktioniert. Nun hat man die Situation, aufgrund der steigenden Produktionszahlen, neue Lösungen finden zu müssen und das mit sehr kurzen Entwicklungszyklen. Damit gerät man in eine Qualitätsfalle. Der eine wählt einen guten Weg, der andere wählt einen schlechten Weg. Es gibt inzwischen sehr gute Alternativen, die fast gleichwertig sind. Es gibt aber auch Materialien, von denen rate ich denjenigen, die mich beauftragen, dringend ab. Dann kam aber auch noch der Kostendruck dazu. Die Modulpreise haben sich in kürzester Zeit halbiert und die Hersteller haben jetzt natürlich versucht, zunehmend günstigere Produkte zu nutzen. Das ist also erst einmal so die Grundsituation, in der es Hersteller gibt, die ganz souverän und hervorragend damit umgehen, die sehr seriöse interne Untersuchungen machen. Andererseits gibt es eben Hersteller, die denken sich: Naja, die Rückseite sollte weiß sein und dann wird der Kunde das schon kaufen.
Michael Fuhs: Die Module sehen von außen alle sehr ähnlich aus, und die meisten haben den Stempel: Getestet nach IEC. Diese Test enthalten auch Alterungstests. Warum reicht das nicht als Ausweis der Qualität?
Jürgen Arp: Zum einen muss man sich immer überlegen: Wie kommt eine Norm überhaupt zustande? Also, IEC ist so eine Art internationaler Elektrotechniker-Verein, sage ich jetzt mal so ganz salopp. Der hat nationale Verbände, denen die Hersteller und Labore zusammensitzen und zunächst immer erst einmal national überlegen: Was wollen wir machen? Das geht dann, wenn die sich national alle geeinigt haben, ins Internationale. Dann diskutieren die drei, vier, fünf Jahre und kommen irgendwann zu einem weltweiten Kompromiss, der ein kleinster gemeinsamer Nenner ist. Das ist wie in der Politik.
Michael Fuhs: IEC-Standards sehen vor, dass man Module 1.000 Stunden im Klimaschrank lässt, um die Alterung zu beschleunigen. Gibt es Untersuchungen, die zeigen, dass mehr Module versagen, wenn ich sie stattdessen 2.000 oder 3.000 Stunden in einer Klimakammer altere und die Bedingungen entsprechend verschärfe?
Jürgen Arp: Also ich kenne niemanden, der sich den Spaß geleistet hat, das wirklich wissenschaftlich hart fundiert zu untersuchen. Das würde Millionen kosten. Die guten Hersteller haben interne Qualifizierungshürden, die etwa beim Zwei- bis Dreifachen, je nach Hersteller, der Norm liegen. Diese Hersteller vertrauen der Norm nicht. Was man sagen kann: Genau bei den Normanforderungen, da sind die Module alle ziemlich ähnlich. Einen wirklich großen Unterschied zwischen den Modulen der verschiedenen Hersteller sieht man, wenn man die Normanforderungen etwa verdoppelt. Dann sieht man Qualitätsunterschiede.
Michael Fuhs: Wie kann man das als Kunde merken, ob mein Modul jetzt von einem Hersteller kommt, der ernsthaft an der Qualität arbeitet, oder nicht?
Jürgen Arp: Da muss man auch nach Kundengruppen unterscheiden. Große Investoren beauftragen Labors wie zum Beispiel uns mit einer Lieferantenqualifizierung. Da sind wir dann eine Woche beim Lieferanten und machen produktionsbegleitende Überwachungen. Das ist immens teuer, das lohnt sich für eine Aufdachanlage nicht. Ein Privatkunde, der sich etwa für 20.000 Euro eine Anlage aufs Hausdach baut, sollte sich überlegen: Habe ich den Herstellernamen irgendwie schon mal gehört? Wenn ich dagegen ein Produkt kaufe von einer Firma, die ich noch nie gehört habe, wo der Gerichtsstand weit weg liegt, dann halte ich das für einen Privatinvestor für eine sehr gewagte Strategie. Ich verstehe es nicht, dass Privatkunden wegen zehn oder 15 Prozent Kostenersparnis ein Risiko eingehen. Größer ist der Preisunterschied zwischen einem absoluten internationalen Top-Hersteller und dem billigsten Produkt ja auch nicht.
Michael Fuhs: Was muss denn ein Hersteller tun, um als Qualitätsproduzent anerkannt zu werden?
Markus Hoehner: Jüngst hatte ich die Diskussion mit einem relativ kleinen Hersteller. Er musste nicht nur die Qualitätsversprechen einer Marke umsetzen und erfüllen, sondern die Marke Richtung Endverbraucher und Richtung Absatzmittler positionieren und dafür Geld in die Hand nehmen.
Jürgen Arp: Ich würde auch sagen, zuallererst muss er Qualität produzieren. Wegen des Materialeinkaufs ist er dann wahrscheinlich in der Größenordnung 30 oder 40 Cent teurer als wenn er überall die billigsten Materialien nimmt. Das ist ein sehr objektiver Kostenfaktor. Der zweite Kostenfaktor ist die Produktionslinie: Eine verbreitete Größe hat eine Jahreskapazität von 30 Megawatt. Wenn ich die billigsten Fertigungskomponenten zusammenstelle, kostet die Anlage rund 200.000 Euro. Ich habe neulich ein Angebot gesehen für eine vollautomatisierte 30-Megawatt-Anlage, die lag bei über sechs Millionen Dollar. Wenn ich also Fertigungsanlagen mit dem gleichen nominalen Output vergleiche und die eine kostet 200.000 und die andere umgerechnet vielleicht fünf Millionen Euro, dann kann man natürlich auch auf die Idee kommen: Da gibt es vielleicht einen Unterschied.
Michael Fuhs: Aber das teurere Modul ist ja auch nicht unbedingt das bessere.
Jürgen Arp: Man kann auch mit teuren Maschinen und Materialen immer noch handwerklich Fehler machen. Aber wenn ich schlechte Materialen und Equipment habe, dann wird es mir damit niemals gelingen, eine Top-Qualität zu liefern. Wenn ich minderwertiges Material und Fertigungsmaschinen habe, die einfach nicht die erforderliche Präzision in der Produktion bringen und diese modernen Polymere in den verwendeten Folien müssen hochpräzise verarbeitet werden, dann habe ich überhaupt keine Chance, wirklich hochwertige Güter zu produzieren.
Teilnehmer: Diese Diskussion um Qualität haben wir ja in ganz vielen anderen Branchen auch oder bereits schon gehabt. Also im Baubereich gibt es dann zum Beispiel RAL Gütezeichen. Wäre es nicht sinnvoll, im Bereich der Photovoltaik so etwas Ähnliches durchzusetzen? Dann weiß der Kunde: Wer das Siegel hat, hat die und die Dinge erfüllt, hat die und die Grundstoffe verwendet und ich stehe damit ziemlich sicher auf der richtigen Seite?
Jürgen Arp: Also da gibt es mehrere Initiativen, die in diese Richtung gehen. Zum Beispiel würde ich für kleine private Anlagen die Stiftung Warentest empfehlen, die alle vier, fünf Jahre Solarmodule testet. Ich gehe mit meinen Qualitätsanforderungen zwar weit darüber hinaus, aber das würde ich als Verbraucher zuallererst zur Kenntnis nehmen. Ansonsten vermute ich, dass es im nächsten Jahr die eine oder andere Initiative am Markt geben wird.
Markus Hoehner: Ein ganz kurzer Kommentar dazu, was eines der Probleme mit den Tests ist. Wir hatten eben den Kostensenkungsdruck angesprochen. Jetzt wissen wir, dass die Hersteller zum Beispiel die Zellen immer wieder von unterschiedlichen Lieferanten beziehen. Es gab dann zwar die Prüfung in der Stiftung Warentest. Das heißt dann allerdings nicht zwingend, dass das Modul, das damals sehr gut abgeschnitten hat, heute noch mit der gleichen Zelle wie zur Zeit des Tests gebaut wird und eine gleiche Qualität verspricht. Das betrifft auch die anderen Komponenten in dem Modul. Man müsste eigentlich kontinuierlich messen und immer, wenn sich ein Lieferant ändert, müsste man sehr genau hinschauen, wie sich eine geänderte Komponente auf die Qualität auswirkt.
Teilnehmer: Die großen asiatischen Hersteller wie Yingli, Suntec, Trina behaupten ja alle, dass sie modernste Anlagen einsetzen. Die Hersteller, die diese Anlagen exportieren, sagen das auch. Dann trifft auf die großen Hersteller dieser Unterschied in der Anlagentechnik nicht zu, oder?
Jürgen Arp: Die modernen Anlagen, von denen da in der Regel die Rede ist, sind die Zellstraßen. Die sind überall auf aller Welt sehr ähnlich. Die riesigen Unterschiede gibt es aber in der Modulproduktion. Für die Lebensdauer des Moduls ist dann tatsächlich nicht die Produktion des Vorproduktes Zelle relevant, sondern die eigentliche Modulproduktion. Da haben wir riesige Unterschiede in den Produktionsausrüstungen.
Michael Fuhs: Herr Hoehner, sie haben auch die Differenzierungsmöglichkeiten für Hersteller untersucht. Da geht es um die Frage, ob Hersteller unterschiedliche Preise durchsetzen können. Die deutschen Produzenten haben deswegen immer proklamiert, dass sie bessere Qualität produzieren würden, bewiesen haben sie es nicht. Kann man sich so differenzieren?
Markus Hoehner: Ja, sicherlich. Wir haben monatlich Zugriff auf Tausende von Angeboten in Deutschland. Dadurch können wir auch sehr gut auswerten: Wie werden welche Anlagen angeboten, zu welchen Preisstellungen, mit welchen Modulen, mit welchen Invertern? Hier sehen wir zum einen, dass die größte Anzahl der Angebote von SolarWorld, Aleo, Yingli und Suntec kam. Man kann aber auch sehr schön ablesen, dass die Anlagen mit den deutschen Markenherstellern teurer waren. Ein Vergleich macht das besonders deutlich: Sanyo hat eine recht geringe Marktdurchdringung, man spricht hier von Distributionsreichweite und -tiefe. Sanyo verkauft sicherlich nicht so viel Ware wie eine Suntec auf dem deutschen Markt, aber die Firma erzielt fantastische Preisstellungen mit ihren Modulen. Man kann sehr systematisch ableiten, dass man mit einem entsprechenden Produkt eine höhere Preisstellung erreichen kann. Es gibt hier Zusammenhänge, die durchaus auch vom Endverbraucher wahrgenommen werden.
Renditeerwartung
Anbei finden Sie eine Übersicht zu den Renditeerwartungen vor und nach der geplanten EEG-Novelle. Der Vermittlungsausschuss hat sich nun einen Kompromiss vorgeschlagen, wonach die Einspeisetarife für Photovoltaik-Dachanlagen zunächst rückwirkend zum 1. Juli um 13 Prozent, für Freiflächenanlagen allgemein um zwölf Prozent und auf Konversionsflächen um acht Prozent sinken sollen. Die noch fehlenden weiteren drei Prozent Kürzung sollen dann zum 1. Oktober 2010 erfolgen. Die Übersicht bezieht sich damit nicht auf die Situation der Monate Juli bis September, sondern bildet die Szenarien bis 30. Juni 2010 und ab 1. Oktober 2010 ab.
Quelle: www.photovoltaik.eu
Montag, den 23. Mai 2011 um 11:34 Uhr | 
Geschrieben von: Administrator | 
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