Dunkle Wolken hängen über dem europäischen Solarmarkt. Solarpower Europe spricht sogar von einem „perfekten Sturm“. Seit Januar sind die Modulpreise um 36 Prozent gefallen. Marktbeobachter wollen für große Freiflächenanlagen bereits Angebote für 0,11 Euro pro Wattpeak gesehen haben. Der Schweinezyklus der Solarwirtschaft dreht erneut seine Runde, ausgerechnet jetzt, wo die EU-Kommission genauso wie die Bundesregierung den Wiederaufbau einer eigenen Produktionskette für Photovoltaikprodukte plant und Unternehmen sich auf den Weg gemacht haben. Der Net-Zero Industry Act, die europäische Antwort auf den Inflation Reduction Act der USA, setzt die Zielmarke von 40 Prozent des Ausbauziels 2030 durch heimische Produktion beliefern zu können. Bis zum Ende des Jahrzehnts sollen 620 Gigawatt Photovoltaik am europäischen Netz hängen. Etwa 60 Gigawatt müssten die Mitgliedstaaten zusammen jährlich installieren – zwischen 25 und 30 Gigawatt pro Jahr sollten ‚Made in Europe‘ sein.

Bis dahin ist es noch ein langer Weg, denn bei Ingots, Wafern und Zellen liegt die europäische Produktionskapazität Stand heute bei jeweils einem Gigawatt. Bei Modulen sind es immerhin zehn Gigawatt, allerdings sind die Hersteller dieser Module bis auf wenige Ausnahmen nahezu vollständig auf Vorprodukte aus China angewiesen. Nicht zuletzt deshalb debattieren die Beteiligten emotional aufgeladen auf sozialen Medien und teilweise auch in den Kommentarspalten bei pv magazine, ob es sinnvoll oder angebracht ist, Modulimporte aus China zu beschränken oder andere Maßnahmen wie Resilienz-Ausschreibungen oder Resilienzboni zu ergreifen.

Auslöser dafür war eine Diskussion, die ab Mitte September innerhalb der Solarbranche vor den Folgen von Zöllen auf Solarprodukten warnte. Von offizieller Seite war zu diesem Zeitpunkt noch keine derartige Ankündigung zu hören. Aus Branchenkreisen hieß es, dass auf einer nicht-öffentlichen Veranstaltung zwischen Politik und Industrie Vorschläge zu handelsrechtlichen Maßnahmen gemacht wurden. Am 21. September stellte der Bundestagsabgeordnete Christian Leye, ehemals Die Linke, eine Kleine Anfrage an die Bundesregierung, in der er um Stellungnahme zum Schutz der hiesigen Solarindustrie bat.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz antwortete, dass aus Sorge um die Modulhersteller und anderer Akteure entlang der Wertschöpfungskette alle möglichen Optionen geprüft werden. „Dies umfasst handelsrechtliche und förderpolitische Optionen“, heißt es in der Antwort. Auf Anfrage von pv magazine teilt das Ministerium mit, dass handelsrechtliche Optionen, also Zölle, in Brüssel und nicht in Berlin entschieden werden. Bis Redaktionsschluss kam seitens der Europäischen Kommission keine Antwort auf die Frage, ob es Pläne für handelsrechtliche Maßnahmen gibt.

Bei den förderpolitischen Optionen ist auch noch nichts entschieden. Durch die Verbände Bundesverband Neue Energiewirtschaft und Bundesverband Solarwirtschaft sind sogenannte Resilienzboni oder Resilienz-Ausschreibungen im Gespräch. Die sollen eine resiliente heimische Produktion fördern, indem sie entweder eine Nachfrage nach genau solchen Produkten schaffen oder den Wettbewerbsnachteil gegenüber chinesischen Modulen durch einen Aufschlag für lokale Module ausgleichen. Aus dem Bundesministerium heißt es dazu, dass man die beihilferechtlichen Möglichkeiten zur Förderung von Transformationsindustrien im Rahmen des europäischen Temporären Krisen- und Transformationsrahmens (TCTF) nutzen will.

Auch bei den Ausschreibungsregeln kann sich das Ministerium vorstellen Steuerungselemente zur Stärkung der hiesigen Industrie einzusetzen. „Um den Produktionshochlauf zu unterstützen und eine langfristige Marktperspektive zu eröffnen, sollten bei öffentlichen Vergaben und Ausschreibungen jenseits des reinen Preises auch qualitative Kriterien wie beispielsweise die CO2-Intensität oder der Beitrag zur Resilienz zur Anwendung kommen können“, teilt ein Sprecher des Bundesministeriums mit. Fest steht, bei den aktuellen Modulpreisen kann kein europäischer Hersteller ohne irgendwelche Maßnahmen mithalten.

Preissturz muss man differenziert betrachten

Die Gründe für den Preissturz der Module sind nach Aussagen von Analysten komplex und lassen sich nicht einfach mit einem vermuteten chinesischen Dumping erklären. Ein für die Preisbildung wichtiger Aspekt ist der Lagervorrat an Modulen, der in Europa in vorgehalten wird. Die letzten Einschätzungen über prall gefüllte Lager, mit 80 Gigawatt an Modulen, heizten die Vermutungen an, dass chinesische Hersteller den europäischen Markt überschwemmen. Einige europäische Marktteilnehmer vermuten dahinter unlauteren Wettbewerb. Mit Sicherheit kann das aber keiner sagen, schon deshalb nicht, weil der Lagervorrat auch nur abgeschätzt wird.

Analysten tun das, indem sie die Ausfuhrdaten von den großen Überseehäfen aus China mit den Installationsvolumina in Europa abgleichen. Die Ausfuhrdaten aus China gibt es nirgends offiziell nachzulesen. Die Analysten haben ihre eigenen Wege, solche Daten zu erhalten. Die Installationsvolumina sind kurzfristig geschätzt und werden erst mit etwas zeitlichem Abstand präziser. Das ist der Grund, warum Analysten eine gewissen Ungenauigkeit bei den Daten zum Modulvorrat einräumen. Hier geht es aber um einige wenige Gigawatt im europäischen Maßstab. Zum Vergleich: das Bundeswirtschaftministerium rechnet für 2023 mit einem Photovoltaikmarkt in der Europäischen Union von 70 bis 100 Gigawatt.

Im Juni berichteten die Analysten von Rystad Energy zu ersten Mal darüber, dass sich im Hafen von Rotterdam die Module stapeln würden. Von 40 Gigawattpeak in den Lagerhallen war die Rede, wobei die Analysten bis zum Jahresende einen Modulberg von 100 Gigawatt prognostiziert hatten. Marius Mordal Bakke, Analyst bei Rystad und Autor der Analyse sagte im Gespräch mit pv magazine, dass Stand Ende September 2023 etwa 80 Gigawatt Module in europäischen Lagerhäusern sind.

Kurz zuvor ging Mordal Bakke von einer geringeren Zahl aus. Die Korrektur sorgte für Diskussionen, um die Glaubwürdigkeit der Zahlen. Dabei gibt es plausible Gründe, wieso der Blick auf den Lagerbestand zu so unterschiedlichen Ergebnissen führt. „Rystad hat wahrscheinlich mit verschiedenen Teilbeständen oder Kategorien gearbeitet“, sagt Bartosz Majewski, CEO des polnischen Solarvertriebs Menlo Electric, im Gespräch mit pv magazine. „Wenn beispielsweise Module von einem chinesischen Hersteller an seine europäische Tochtergesellschaft oder einen Vertriebshändler unter den Incoterms Cost, Insurance and Freight (CIF) verkauft werden, werden sie in dem Moment, in dem sie auf das Schiff verladen werden, formell exportiert“, sagt Majewski. Aus diesem Grund würden Module als in Europa ‚gelagerte‘ Module erscheinen, obwohl sie sich noch auf See befinden. Der Geschäftsführer geht von einem sechswöchigen Seeweg aus. „Wenn man also davon ausgeht, dass die Chinesen 8 bis 10 Gigawatt pro Monat exportieren, würde das bedeuten, dass etwa 10 bis 15 Gigawatt auf See sind und nicht in Lagern liegen.“

Richard Shen, Solar Analyst bei Info Link, geht davon aus, dass die Lagerbestände der chinesischen Modulhersteller in Europa bei aktueller Installationsrate für etwa 1,5 bis 2 Monate ausreichen. Für Großhändler geht er von einem Lagerbestand aus, der etwa alle drei Monate komplett umgeschlagen wird. Wenn der Markt zwischen 70 und 100 Gigawatt groß sein wird, dürfte die Lager zwischen 15 und 20 Gigawatt vorhalten. Plus die 10 bis 15 Gigawatt auf See. Hinzu kommt noch ein anderer schwer zu berechnender Faktor. „Die Bauphasen einiger Projekte verzögern sich aufgrund von langen Genehmigungsverfahren,“ sagt Shen. „Die Installation könnte sich bis ins nächste Jahr verspäten.“

Die Lagerhäuser so gut gefüllt. Das lässt sich zum Teil durch die Marktdynamik in Europa erklären. Der Krieg in der Ukraine und die Energiekrise sorgten im Jahr 2022 dafür, dass viele Hausbesitzer sich für Photovoltaik, Wärmepumpe und Elektroauto entschieden haben. Bei den Wärmepumpen stieg der Zahl der Installationen auf 236.000 an – ein Wachstum von 53 Prozent im Vergleich zum Vorjahr. Bei den Photovoltaikdachanlagen kamen im vergangen Jahr 306.000 neue hinzu. Ein Drittel mehr als im Vorjahr. 470.000 Elektroautos wurden 2022 neuzugelassen. Das sind 120.000 mehr als im Vorjahr.

Gleichzeitig waren wegen der Covid-Pandemie die chinesischen Fertigungskapazitäten noch bis März dieses Jahres reduziert. Großhändler konnten oft nicht liefern und haben oft keine neuen Kunden bedient. Aufträge wurden abgelehnt. Bestandskunden wurden in Kategorien je nach Priorisierung eingeteilt. Darauf folgte eine Gegenreaktion. „Händler in ganz Europa sahen, dass ihre Bestände zur Neige gingen und bestellten massiv, um ihre Kunden sofort beliefern zu können“, sagt Edurne Zoco, Analystin bei S&P Global. Zu dieser Zeit kämpften die Vertriebler der Großhändler um jeden Container aus China, wie bekannte Großhändler gegenüber pv magazine einhellig berichten.

Die Vertriebsmitarbeiter der Modulhersteller korrigierten in der Folge ihre Erwartung an die Nachfrage immer wieder nach oben. Auch das hat dazu beigetragen, dass die Hersteller ihre  Produktionskapazitäten nicht nur hochgefahren sondern sogar ausgebaut haben. „Bei Zellfertigungskapazitäten, die in den ersten drei Quartalen des Jahres in Betrieb gingen, sehen wir 360 Gigawatt, wovon etwa 82 Gigawatt zu den ganz neuen Herstellern am Markt gehören“, sagt Shen. Die Internationale Energieagentur geht davon aus, dass in diesem Jahr insgesamt 435 Gigawatt neue Zellfertigungskapazität hinzukommen. Im vergangenen Jahr kamen nur 144 Gigawatt neue Fertigungskapazität hinzu. Ember-Climate eine Denkfabrik mit dem Schwerpunkt auf Energiethemen, geht davon aus, dass zum Ende des Jahres die Fertigungskapazität bei 931 Gigawatt pro Jahr weltweit zur Verfügung stehen. Nicht alles davon wird auch komplett genutzt. Alle paar Jahre werden Fertigungsstraßen durch einen Technologiewechsel unbrauchbar. Die Anlagen laufen dann noch im Teilbetrieb, um wenigsten noch ein paar günstige Module verkaufen zu können, bevor sie ganz abgeschrieben werden. Dennoch taucht die ganze potenzielle Fertigungskapazität in solche Statistiken auf. „Derzeit liegt die Auslastungsrate von Fertigungsstraßen für M6- oder kleinere Waferformate bei unter 50 Prozent und viele müssen noch formal für geschlossen erklärt werden“, sagt Shen.

Trotzdem erhöht sich mit der neuen Fertigungskapazität das Angebot. Der Markt wendete sich von einem „Verteilmarkt“, bei der knappe Ware zugeteilt wurde, zu einem „Käufermarkt“, bei dem der Preis zählt und jede Nachfrage erfüllt werden konnte. Mit der Erfahrung von 2022 im Hinterkopf füllten Großhändler ihre Lagerhallen. Man wollte nicht noch einmal Kunden verprellen müssen. Was nicht ins Lager passte, blieb im Hafen. Diesen Sommer beobachteten die Analysten von Rystad, BNEF und auch S&P Global relativ übereinstimmend eine Lücke zwischen Import und Installation von Modulen von 40 bis 60 Gigawatt.

Gleichzeitig veränderte sich der europäische Markt. Zum einen haben sich die Energiepreise ein Stück weit normalisiert. „Das Wachstum des Aufdachmarktes im Jahr 2022 in Europa war durch die Energiekrise und die hohen Strompreise beachtlich, aber dieses Gefühl der Dringlichkeit für Installationen im privaten und gewerblichen Sektor hat nachgelassen, als die Strompreise von den Rekordpreisen zurückkamen“, sagt die S&P Global Analystin Edurne Zoco. Am 1. Januar kostete die Kilowattstunde für Neukunden in Deutschland laut Strom-Report im Durchschnitt rund 0,46 Euro. Der Wert sinkt seither stetig. Jetzt zahlen Neukunden im Durchschnitt nur noch 0,29 Euro pro Kilowattstunde. Der Effekt ist offensichtlich: Bei sinkenden Strompreisen sinkt die Motivation, in Photovoltaik zu investieren. Zum anderen stiegen die Zinsen, der Leitzins der Europäischen Zentralbank liegt mittlerweile bei 4,5 Prozent, was die Kreditfinanzierung deutlich teurer macht. Die Inflationsrate lag zwischenzeitlich bei über sechs Prozent.Vvielen Haushalten fehlen die Mittel, um Photovoltaikanlagen und Elektroautos anzuschaffen. Die Negativ-PR um das Gebäudeenergiegesetz tat ein Übriges, da viele im Zusammenhang mit einer Wärmepumpe über eine Photovoltaikinstallation nachgedacht haben.

Die Party ist vorbei

Die Nachfrage im Aufdachsegment bleibt zwar vergleichsweise stark – zwischen 630 und 930 Megawatt kommen in diesem Jahr pro Monat hinzu. Im September waren es 660 Megawatt, wie die Bundesnetzagentur in einer Auswertung des Marktstammdatenregisters mitteilt. Doch sie entwickelte sich nicht so, wie es Hersteller und viele Großhändler noch im ersten Quartal erwartet haben. Dadurch kam es zu einem Überangebot an Modulen. Das drückt die Preise.

Wer in so einer Situation Module für mehrere Monate vorrätig im Lager hat, bekommt ein Problem. „All diese Bestände wurden zu „toxischen Beständen“, da sie zu einem viel niedrigeren Preis als dem Einkaufspreis oder sogar unter dem Herstellungspreis verkauft werden mussten“, sagt Zoco.  „Einige Händler befinden sich jetzt in finanziellen Schwierigkeiten, und es besteht ein nicht zu unterschätzendes Insolvenzrisiko.“ Solche Lagerbestandsabwertungen führten schon in den frühen 2010er Jahren zu einer Pleitewelle bei den Großhändlern. Ähnliches droht heute wieder. Ein Modullager mit einem 300 Megawatt Inventar ist bei 0,25 Euro pro Watt 75 Millionen Euro wert. So viel kosteten Module im Juni dieses Jahres. Drei Monate später lag der Preis für Mainstream-Module laut pvXchange.com bei 0,20 Euro pro Watt. Der Lagerwert sank innerhalb von drei Monaten auf 60 Millionen Euro.

Jeder, der auf Modulen sitzt, das sind sowohl chinesische Modulhersteller als auch europäische Großhändler,versucht die Waren jetzt loszuwerden, auch unter Wert. „Cashflow before profit“ lautet die Devise. Das ist erst einmal nicht unlauter, sondern normale Geschäftspraxis in einer angespannten Marktsituation. Als rechtliche Definition von Dumping gilt laut Welthandelsorganisation nicht nur die Tatsache, dass Preise unter den Herstellungskosten liegen. Es ist auch relevant, ob die Hersteller in den Ländern, in die sie exportieren, die gleichen Preise verlangen, wie in ihrem Heimatmarkt. Unsere Redaktion hat sich vor Ort in China umgehört. In China wurden uns Preise für neue p-Typ- Module zwischen 0,156 und 0,164 Euro pro Wattpeak genannt. Für neuen n-Type Module liegen die durchschnittlichen Preise etwas höher bei 0,166 bis 0,176 Euro pro Wattpeak.

Der absolute Minimumwert von 0,11 Euro pro Wattpeak ist keine durchschnittliche Preisangabe. Viel mehr hat ein Hersteller hier vermutlich alte Perc-Module „abgeworfen“. „Uns liegen Bestätigungen für Notverkäufe zum Abbau von Beständen sowie für die Umleitung einiger Mengen in andere Teile der Welt vor“, sagt Zoco. Das Problem besonders großer Modulvorräte sei laut der Analysten, mit denen wir gesprochen haben, ein globales. Zoco nennt zum Beispiel Brasilien als Zielort für die Modulumleitungen aus Europa.

Ember-Climate analysierte die Modulexporte aus China. Nach Europa ist Brasilien der zweitgrößte Abnehmer für chinesische Photovoltaik-Module. Aus den Exportdaten die Ember offenlegt lässt sich ablesen, dass bis August 2023 Module mit einer Leistung von 13 Gigawatt nach Brasilien verschifft wurden. Die erneuerbare Energien Organisation des Landes, ANEEL, geht von Installationen von acht Gigawatt bis August aus. Im vergangenen Jahr wurden insgesamt 18,5 Gigawatt Module aus China importiert und elf Gigawatt installiert. Einen Überschuss gibt es also auch in Brasilien. Auch der Blick auf die anderen großen Märkte der Welt zeigt einen Anstieg der Modulimporte. Das Überangebot an Modulen ist kein isoliert europäisches Problem.

Ein Grund für die plötzliche Modulschwemme liegt im Umstieg auf die Topcon-Technologie, beziehungsweise Heterojunction-Technologie, der gerade in großem Maßstab stattfindet. Perc-Hersteller können, ja müssen, sehr bald auf Topcon umsteigen. Das bedeutet, dass sie Lagerbestände an Perc-Zellen schnell aufgebraucht und zu Modulen verbarbeitet haben, vermuten sowohl Großhändler als auch die Analysten – jedoch mit Vorsicht. Der Vorgang erscheint plausibel, lässt sich aber kaum belegen. Dennoch – mit dem schnellen Umstieg auf Topcon und Heterojunction fallen die Preise für Perc -Module naturgemäß. Einige Hersteller lassen sich daher zu „fire sales“ hinreißen. Das sind Räumungsverkäufe, bei denen es wichtiger ist, das Kapital, das in den Modulen gebunden ist, wieder freizumachen. Je länger man wartet, umso höher könnten die Verluste ausfallen. Zum anderen brauchen einige Hersteller das Geld, um überhaupt zahlungsfähig zu bleiben.

Auch für die chinesischen Hersteller ist die Situation angespannt. Auch sie fahren Verluste ein. Jenny Chase, Analystin bei BNEF sieht durchaus die Möglichkeit, dass der aktuelle Preiskampf auch zu Insolvenzen bei chinesischen Herstellern führen wird – wie in jedem Schweinezyklus der Solarbranche. Wirklich ausschlaggebend dafür werde die interne chinesischen Nachfrage nach Modulen in den Jahren 2024 und 2025 sein. „Es ist noch zu früh, um zu wissen, ob dies Auswirkungen auf die Konsolidierung auf der Ebene der Hersteller haben, wird“, sagt S&P Globals Edurne Zoco.

Dumping oder Wrights Law?

Ob die Preise unter den Herstellungskosten liegen, ist dabei umstritten. Die meisten Mainstream Module werden laut den Aussagen der Analysten für Projekte ab zehn Megawatt zwischen 14 und 16 Cent pro Watt verkauft. Die Kosten-Lernkurve ist ein empirischer Ansatz, um abzuschätzen, wie sich eine Industrie entwickelt. Wenn sich die produzierte Kapazität verdoppelt, sinken die Produktionskosten um einen bestimmten Prozentsatz. In der Solarindustrie lag in der Vergangenheit die Kostenreduktion bei 20 Prozent bei jeder Verdopplung. Vom Jahr 1976 angefangen, wo das Wattpeak noch 100 US-Dollar kostete, bis heute stimmt die die Preis-Lernkurve einigermaßen gut – 2008 gab es einen Ausreißer. Und heute? Im Jahr 2020 lag die globale installierte Kapazität bei 774 Gigawatt. Die Preise lagen nach dem Preisindex von pvXchange für Mainstream-Module bei 0,21 Euro pro Wattpeak. Dieses Jahr lag die kumulierte installierte Leistung bei 1.500 Gigawatt. Nach der Lernkurve könnte man danach bei 0,168 Euro pro Watt liegen. Das sind Preise, die sich durch Angebot und Nachfrage von den Kosten, die nur die Hersteller selbst genau kennen, unterscheiden können. Doch der Ansatz zeigt, dass der Preissturz nicht grundsätzlich so unmöglich erscheint, dass man ihn direkt mit Subventionen und Dumping erklären muss.

Zumindest einen kleinen Einblick in die Kosten der Modulproduktion kann Analyst Shen von Info Link verschaffen. Er sagt, dass die Kosten stark abhängig von Materialkosten, also neben Silizium auch Glas, Aluminium, Backsheets und so weiter, sind. Derzeit sieht er die Materialkosten, ohne Silizium, für Tier-1 Module bei 0,062 Euro pro Watt.

Polysiliziumpreise sanken derweil in diesem Jahr ganz erheblich. Im Februar kostete eine Kilogramm Polysilizum noch über 28 Euro, jetzt sind es nur noch knapp acht Euro pro Kilogramm. Damit befindet sich der Polysiliziumpreis auch etwa wieder auf Vorpandemie-Niveau.

Bei den Rohmaterialien ist es ähnlich wie bei fertigen Modulen, die Preise sind sehr stark getrieben von Nachfrage und Angebot, auf der jeweiligen Wertschöpfungsstufe, sagt Polysiliziummarktanalyst, Johannes Bernreuter von Bernreuter Research. „Aber natürlich gibt es Rückkopplungen: Wenn die Nachfrage nach Solarmodulen nachlässt, pflanzt sich das durch die Wertschöpfungskette bis zum Polysilizium fort“, sagt Bernreuter. Aktuell wäre, dass der Fall – das erleben wir gerade“, sagt Bernreuter.

Das allein zeigt aber auch nicht die kompletten Modulkosten. Neben den offensichtlichen Posten, wie Lohn- und Energiekosten und vielleicht noch Kapitalkosten der Hersteller spielen in de Betrachtung Kosten pro Watt die technologische Entwicklung auch noch eine wichtige Rolle. Dünnere Wafer, weniger Materialverbrauch und effizientere Zellwirkungsgrade wirken sich ebenfalls auf die Kosten pro Watt aus.

Auch wenn sich die tatsächlichen Kosten der Modulproduktion nur annähern lassen, glaubt Shen, dass der Markt gerade vor großen Herausforderungen stehen. Das Überangebot, auch an Vorprodukten, die Lagerbestände an Modulen, der Markt der zu neuen Zelltechnologien und größeren Wafern übergeht resultiert in einem signifikanten Preisverfall, der auch die Margen von chinesischen Modulherstellern schrumpfen lässt. Wie groß die Margen gerade sind, ist nicht klar. Viel Spielraum gibt es allerdings nicht. In nicht-Krisenzeiten sollen es zwischen drei und fünf Prozent sein, sagt Shen.

Die Analysten und Großhändler, mit denen wir gesprochen haben, erwarten, dass es noch bis ins erste Quartal des kommenden Jahres hinein dauern wird, bis die Lagerhaltung wieder auf ein in normalen Zeiten übliches Maß abgebaut ist. Die Fronten bei der Diskussion über mögliche Maßnahmen, die Einfuhr chinesischer Module zu erschweren, verlaufen derweil unverändert wie in der „Zollperiode“ 2013 bis 2018. Dass Zölle ein probates Mittel sein könnten, die europäische Fertigung anzukurbeln bezweifeln viele der Großhändler, Projektentwickler und Analysten, mit denen wir gesprochen haben. Werden Photovoltaikprodukte teurer, sinkt die Nachfrage. Im Zweifel braucht es dann mehr öffentliche Förderung.