Traumrendite schlägt Qualität

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 verschieden? (siehe Tabelle Seite 50)?

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 liegenandere 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 sogenannten 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 Renditeberechnet, 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 Geldanlagen 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 gibt. 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.

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 haben, 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 diefalsche 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 auseinanderfallen?

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 18 Prozent rauskommen, 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 dokumentieren, wo ihre Module installiert sind, und wie sie mit dem Thema Risikomanagement umgehen. Wir bauen zurzeit durch den Kostensenkungsdruck sicherlich nicht die bestenKomponenten 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 80er 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 für den 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 es 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 manin 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: Na ja, 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 Tests 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, in 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.