Brasiliens PV-Markt im Wettlauf mit der Zeit

Von Johannes Dimas | Rio de Janeiro

Dem Wahlkampf entkommen

Der Kompromiss zum Auslaufen der Förderung im Bereich Netzentgelte (LEI Nº 14.300/2022) wird von Branchenvertretern der dezentralen erneuerbaren Energien eher positiv bewertet. Immerhin steht Brasilien ein Wahljahr bevor. Da wiegt Planungssicherheit zum Jahresanfang mehr als eine Förderdebatte. Schrittweise wird sich aus dem System von Gutschriften verabschiedet. Ein genehmigter Netzzugang bis Anfang 2023 sichert Projekten noch die alten Privilegien bei den Netzentgelten. Damit ist ein Wettlauf eröffnet und Vorzieheffekte werden den Markt noch einmal anheizen.

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In den letzten sechs Jahren nahm die Branche einen steilen Entwicklungspfad und erreichte im Juli 2022 knapp 17,5 Gigawatt installierte Leistung. Mit Blick auf die Nennleistung steht PV mit 8,5 Prozent schon an dritter Stelle hinter der Wasserkraft (53,5 Prozent) und der Windenergie (10,8 Prozent), so der Branchenverband ABSolar.

Die dezentrale PV-Erzeugung überflügelt mit rund 12 Gigawatt beziehungsweise 69 Prozent der installierten Leistung die zentrale Erzeugung. Das Marktsegment der dezentralen Stromerzeugung umfasst nur Anlagen bis maximal 5 Megawatt Nennleistung. Alles darüber zählt zur zentralen Erzeugung. Ihr steht neben dem freien Markt (ACL) auch der regulierte Markt (ACR) offen.

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Von Johannes Dimas | Rio de Janeiro

Der freie Strommarkt holt auf

Der brasilianische Stromsektor ist teilprivatisiert und weitgehend entflochten. Die Stromhandelskammer CCEE (Cámara de Comercialização de Energia Elétrica) geht in ihrer Lastprognose für die Jahre 2022 bis 2026 von einem durchschnittlichen Wachstum von 3,4 Prozent pro Jahr aus.

Im regulierten Markt konkurrieren die Erzeuger in öffentlichen Auktionen um langfristige Lieferverträge. Es gibt technologieoffene und -spezifische Ausschreibungen. Differenziert wird in Lieferbeginn, Laufzeit sowie in Reserveleistung, Zubau oder Altanlagen.

Im freien Markt werden Stromlieferverträge (PPA – Power Purchase Agreement) zwischen Erzeuger und Kunden über Agenten geschlossen.

Verbraucher können ab einer Anschlussleistung von 1,5 Megawatt (MW) von allen Erzeugungsformen Strom am freien Markt beziehen. Strom aus Wind- und Solarenergie ist gegenüber anderen Erzeugungsformen privilegiert. Er kann schon ab einer Anschlussleistung von 0,5 MW bezogen werden. Diese Minimallast kann auch durch den Zusammenschluss von Verbrauchern erreicht werden.

Die Versorgungsunternehmen verkaufen Überschüsse des regulierten Markts am freien Markt. Damit können Erzeuger ihre Unterproduktion ausgleichen. Verbraucher im freien Markt können sich die gezielte Reduktion ihres Verbrauchs vergüten lassen. Konzessionen zum Bau und Betrieb von Übertragungsstrecken werden ausgeschrieben.

Ausführliche Informationen zum Strommarkt finden sich auf den Seiten der CCEE.

Von Johannes Dimas | Rio de Janeiro

Projektpipeline fordert Zulieferer und Installateure

Die genehmigten PV-Projekte über 5 Megawatt, mit deren Bau noch nicht begonnen wurde, summieren sich laut ABSolar auf über 50 Gigawatt Nennleistung. Mit knapp 24 Gigawatt führt der Bundesstaat Minas Gerais. Die absehbar hohe Nachfrage nach Systemen und Dienstleistungen fordert den Markt heraus. Die auslaufenden Fördermaßnahmen verschärfen die Situation für die Vorhaben der dezentralen Erzeugung bis 5 Megawatt Nennleistung.

PV im Wettbewerb

Brasilien ist der größte PV-Markt in Lateinamerika. Der Strommix ist grün. Deswegen kommt hier der Wirtschaftlichkeit im Wettbewerb mit anderen erneuerbaren Erzeugungsformen eine besondere Bedeutung zu.

In der Auktion im Mai 2022 wurden 166 Megawatt PV-Erzeugung bezuschlagt. Lieferbeginn ist der 1. Januar 2026 und Vertragsende der 31. Dezember 2040. Der durchschnittliche Preis von 37,62 US-Dollar (US-$) pro Megawattstunde lag höher als in den Vorjahren. Das ist zum Teil auf die gestiegenen Rohstoff- und Frachtpreise zurückzuführen.

Frühzeitig fertiggestellte Projekte können vor einem vereinbarten Lieferbeginn im regulierten Markt erst einmal auf dem freien Markt verkaufen. Das eröffnet Spielraum für den Preis. Im September 2022 sind die nächsten Auktionen angesetzt.

Typische Kunden im Direkthandel kommen aus der Schwerindustrie und dem Dienstleistungsbereich. Der freie Markt deckte laut CCEE im November 2021 rund 34 Prozent des Verbrauchs im nationalen Verbundsystem SIN. Das entspricht einem Zuwachs von 16,5 Prozent in zwölf Monaten. Die durchschnittlichen Spotmarktpreise überstiegen im Jahr 2021 laut IEA die Preise in den Auktionen.

Dem Beratungsunternehmen Greener zufolge summiert sich das Gesamtvolumen der langfristigen Stromlieferverträge (PPA) ab dem Jahr 2018 bis zum Juni 2022 auf 11,2 Gigawatt(peak). Das entspricht einem Investitionsvolumen von rund 10 Milliarden US$. Davon sind bislang nur gut die Hälfte (5,7 Gigawatt) im Betrieb oder Bau.

Die Internationale Organisation für erneuerbare Energien IRENA erhebt jährlich die Installationskosten für große PV-Anlagen (utility scale). In Brasilien lagen diese für das Jahr 2021 bei 824 US$ pro Kilowattstunde. Zum Vergleich: In Deutschland lagen die Kosten bei 693 US$ pro Kilowattstunde.

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Dezentrale PV-Anlagen profitieren vom virtuellen Net-Metering

Der Erfolg der dezentralen Energieerzeugung basiert auch auf den Regelungen zum Net-Metering, die es seit dem Jahr 2012 gibt. Virtuelles Net-Metering ist bis 5 Megawatt installierte Leistung innerhalb eines Versorgungsgebietes möglich. Davon profitieren insbesondere Privathaushalte und Anlagen im ländlichen Raum.

Für Aufdachanlagen liegt die Amortisationszeit laut der nationalen Energie- und Planungsbehörde EPE (Empresa de Pesquisa Energética) unter fünf Jahre. Die Gutschriften für eingespeisten Strom, der über den Eigenverbrauch hinaus geht, werden im Rahmen der neusten rechtlichen Änderungen allerdings schrittweise reduziert.

PV versus Windenergie

PV erreichte bereits 2020 mit 2,5 Gigawatt den größten Zubau in der dezentralen Stromerzeugung Brasiliens. Für das Jahr 2022 rechnet die Regulierungsbehörde ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) damit, dass der PV-Zubau in der zentralen Erzeugung erstmals die ebenfalls wachstumsstarke Windenergie schlägt. Die durchschnittlichen Preise pro Megawattstunde näherten sich über die Jahre immer mehr an und lagen in der Auktion im Mai 2022 fast gleichauf.

Die globale Wasserstoffwirtschaft als PV-Booster

Großes Marktpotential für den PV-Sektor wird eine globale Wasserstoffwirtschaft entfalten. Brasilien erfährt internationale Aufmerksamkeit als potenzieller Produktionsstandort. Attraktiv sind:

• die günstigen Stromgestehungskosten (PV und Wind),
• kurze Schiffswege zu den Absatzmärkten Europa und USA sowie
• die bestehende LNG-Infrastruktur an der Küste.

Außerdem ermöglicht der bereits grüne Elektrizitätsmix eine baldige Überschussproduktion von erneuerbarem Strom.

Nach internationalen Energieunternehmen wie EDP und Engie will jetzt auch eines der größten Bergbauunternehmen der Welt, Fortescue aus Australien, in Pecém (Ceará) Wasserstoff produzieren. Dafür soll auch in PV-Anlagen investiert werden, berichtet das Portal Diário do Nordeste. Die Meldung reiht sich ein in eine Serie von Ankündigungen, die Investitionen in zweistelliger Milliardenhöhe versprechen. Als weitere Standorte für die grüne Wasserstoffproduktion sind die Häfen von Suape (Pernambuco) und Açu (Rio de Janeiro) im Gespräch.

Fintechs: PV-Finanzierung als Geschäftsmodel

Die Finanzierungsangebote für PV-Anlagen sind unübersichtlich. Der Verband ABSolar zählt über 70 Kreditlinien. Die Zinssätze liegen regelmäßig unter 1 Prozent und die ersten Monate der Finanzierung sind oft tilgungsfrei. Die Laufzeiten können bis zu 10 Jahren reichen.

Nicht zuletzt die Aufschläge auf den Strompreis wegen der Wasserkrise führten seit dem Jahr 2020 zu einem Ansturm auf die Kreditinstitute, berichtet die Zeitung "Folha de S.Paulo". Kredite gibt es bei öffentlichen und privaten Banken sowie Kreditgenossenschaften.

Laut Greener Research wird über die Hälfte der Projekte im regulierten Markt von Entwicklungsbanken finanziert. Führend ist die BNB Banco do Nordeste. Greener weist darauf hin, dass die Kapazitätsfaktoren der letzten Jahre bei einem Großteil der Projekte unter den Annahmen lag. Das wird sich auf zukünftige Finanzierungen auswirken.

Auch die agile brasilianische Fintech-Community hat dezentrale PV-Anlagen als Geschäftsfeld entdeckt. Fintechs wie "Meu Financiamento Solar", Solfácil oder Sicred bieten beispielsweise:

• eigene Finanzierungen,
• gestreckte Laufzeiten,
• Vergleiche mit anderen Kreditlinien,
• eine neue Risikogewichtung: weg vom Kreditnehmer hin zur technischen Projektbewertung sowie
• Unterstützung bei der Geschäftsabwicklung für kleine Installateure und Integratoren.

Von Johannes Dimas | Rio de Janeiro

Abhängigkeit von Importen erhöht Preisrisiken

Brasiliens PV-Markt ist abhängig von Importen. Während die Erlöse in Real anfallen hat der Dollar-Kurs starken Einfluss auf die Investitionsausgaben (CAPEX). Das Wechselkursrisiko steigt mit anziehenden Modul- und Wechselrichterpreisen sowie höheren Frachtkosten. Auch Steuern und Zölle wirken sich auf den CAPEX aus. Änderungen sind an der Tagesordnung und müssen stets beobachtet werden.

Energiepolitik benachteiligt erneuerbare Quellen

Irritiert zeigen sich Fachleute über das Festhalten an thermischen Kraftwerken. Im Gesetz zur Privatisierung des staatlichen Stromkonzerns Eletrobras wurde ein Strombezug aus fossiler Erzeugung über 8 Gigawatt festgeschrieben. Die geplante Ausweitung der nuklearen Kapazitäten beträgt ein Gigawatt. Die staatliche EPE hat bereits ihre Szenarien zur Entwicklung des Strommix angepasst: Das Ausbaupotential der erneuerbaren Energien wurde reduziert und die Kosten der nationalen Stromproduktion angehoben.

Anspruchsvoller Markteinstieg

Neueinsteiger sollten das anspruchsvolle Investitionsklima nicht unterschätzen. Bürokratie, Fachkräftemangel, ein komplexes Steuersystem und ein ungelenkes Arbeitsrecht kosten Geld und Zeit. Unternehmen mit einer mittel- bis langfristigen Perspektive können die derzeit hohe Nachfrage als Türöffner für ihren Vertrieb zu neuen Kunden nutzen.

Von Johannes Dimas | Rio de Janeiro

Privathaushalte stellen fast die Hälfte der dezentralen PV-Erzeugung

Bei der dezentralen PV-Erzeugung liegen laut ABSolar die Privathaushalte mit gut 47 Prozent der Erzeugungskapazitäten vorn. Es folgen Gewerbe (31 Prozent), ländliche Erzeugung (14 Prozent) und die Industrie (7 Prozent). Legt man anstelle der Leistung die Anzahl der Anlagen zugrunde, kommen die Haushalte auf knapp 80 Prozent.

In den Auktionen konnten über die Jahre die italienische Enel (860 Megawatt), Canadian Solar (750 Megawatt) und die brasilianische Steelcons (500 Megawatt) die größte PV-Leistung auf sich vereinen.

Hersteller und Zulieferer konzentrieren sich im Süden und Südosten

Hersteller und Zulieferer konzentrieren sich im industrialisierten Süden und besonders im Südosten. Auch Canadian Solar, einer der großen Auktionsgewinner, produziert Module im Bundesstaat São Paulo. Installateure, Systemintegratoren und andere Dienstleister sind weiter verstreut.

In Brasilien gibt es zehn Hersteller von Wechselrichtern und jeweils acht Modul- und Tracker-Hersteller. Dazu kommen einige wenige Batterie- und String-Box-Hersteller. Die Systemhersteller (KIT) summieren sich auf über achtzig. Diese Angaben von ABSolar basieren auf den Eintragungen im System "Finame" der brasilianischen Entwicklungsbank BNDES. Ein Eintrag ist für die Förderfähigkeit von Projekten durch die BNDES wichtig.

Bedarf ist nur über Importe zu decken

Die hohe Nachfrage kurbelt die Importe von Komponenten an. Laut dem Beratungsunternehmen Greener wurden im 1. Quartal 2022 Solarmodule mit einer Leistung von 5,27 Gigawatt importiert. Das ist eine Steigerung von gut 128 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Mehr als 60 Prozent waren demnach Hochleistungsmodule mit über 500 Watt(peak) Leistung.

Für bestimmte Investitionsgüter, für die es keine gleichwertige Produktion in Brasilien gibt, können die Einfuhrzölle ermäßigt werden (ex-tarifários).

Solartracker verdrängen fixe Trägersysteme

Der Sonnenlauf in Brasilien ermöglicht einachsig nachgeführten Anlagen eine plateauförmige Ertragslinie von 9 Uhr bis 15 Uhr. So haben Solartracker die anfangs eingesetzten fixen Trägersystem bei der zentralen Erzeugung verdrängt. Höhere Kapazitätsfaktoren bei konstanterer Produktion gleichen die Mehrkosten und den größeren Wartungs- und Platzbedarf aus.

Zentralwechselrichter herrschen sowohl in Bestand- als auch in geplanten Projekten vor. Der Marktanteil der Strangwechselrichter beträgt nach Greener Research ein Drittel.

Solarthermie nimmt keine Rolle ein

Solarthermische Kraftwerke (CSP) spielen in Brasilien praktisch keine Rolle. Weite Flächen in den semiariden Regionen weisen durchaus gute Bedingungen hinsichtlich Sonneneinstrahlung, Zuwegung, Netzanschluss, Kühlwasser und Windlasten auf.

Von Johannes Dimas | Rio de Janeiro