Das erste E-Schiff der Bodensee-Schiffsbetriebe ist in Friedrichshafen angekommen und in Teilen zu Wasser gelassen worden. In der Werft in Friedrichshafen wird es jetzt zusammengebaut.

Die Einzelteile des Katamarans – also die beiden Rümpfe und die Mittelsektion – wurden in einer Werft in Stralsund gefertigt. Per Schwerlasttransport ging es an den Bodensee, wo die 20 Tonnen schweren Aluminiumteile provisorisch verbunden, mit Kränen ins Wasser gehievt und anschließend in die Werft der Bodensee-Schiffsbetriebe (BSB) geschleppt wurden. „In der Werft werden die Rümpfe und der Aufbau jetzt zu einem kompletten Schiff verschweißt“, erklärte Christoph Witte, technischer Leiter der BSB.

https://www.swr.de/swraktuell/baden-wuerttemberg/friedrichshafen/swr-234.html

Konzipiert als Katamaran für bis zu 300 Fahrgäste

In der Werft erfolgt auch der komplette Innenausbau, außerdem der Einbau des Schiffsantriebs und der Elektro-Batterien. Schon im Frühsommer sollen erste Probefahrten stattfinden, im Sommer dieses Jahres wird das E-Schiff mit dem Projektnamen „Artemis“ dann im Überlinger See zwischen Uhldingen und der Insel Mainau fahren.

E-Schiff fährt tagsüber und wird nachts aufgeladen

Konzipiert wurde es wegen des geringen Wellenbildes als Katamaran. Bis zu 300 Gäste werden auf dem Schiff Platz haben. Es soll den ganzen Tag fahren. Der Katamaran wird Solarzellen auf dem Dach haben und seine Batterien zusätzlich in der Mittagspause und nachts im Hafen von Unteruhldingen aufladen. 3,6 Millionen Euro kostet das erste elektrisch betriebene Schiff auf dem Bodensee, der Bund fördert es mit 300.000 Euro.

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Quelle: https://www.swr.de

Während die Rümpfe des ersten großen Elektro-Katamarans der Bodenseeschiffsbetriebe bereits von der Werft aus Stralsund nach Friedrichshafen gebracht wurden, läuft bei solarLAGO in Konstanz die Sonderanfertigung der ZEBRA-Solarzellen auf Hochtouren. Die bei der GES GmbH zwischen gehärtete Gläser laminierten PV-Module sind Teil-lichtdurchlässig, auch von der Rückseite lichtempfindlich (bifazial) und für die Über-Kopf-Montage geeignet, so dass die Passagiere auf dem Sonnendeck im hellen sitzen und dennoch keinen Sonnenbrand erleiden.

Der Flugzeughersteller hat sich ehrgeizige Ziele gesetzt und will bis 2035 emissionsfreie Flugzeuge marktreif entwickelt haben. Mit die größte Herausforderung dabei besteht im Umbau der Triebwerke, Tanks, und Kraftstoffanlagen. In einem Testprogramm soll eine Turbine jetzt entsprechend modifiziert werden.

Vor etwa 17 Monaten kündigte der europäische Flugzeughersteller Airbus an, bis zum 2035 mehrere emissionsfreie „ZEROe“ Flugzeugtypen bis zur Marktreife entwickelt zu haben. Vergangene Woche ist Airbus seinen Zielen ein ganzes Stück nähergekommen und kündigte die ersten Testflüge mit einem Wasserstofftriebwerk an.

Dafür werde der Konzern ein Flugzeug des Typs A380 mit einer zusätzlichen Wasserstoffturbine am Heck des Rumpfs ausstatten. Dabei geht es nur darum, die Funktion der Turbine unter verschiedenen Belastungsszenarien und Flughöhen zu testen. Eine wasserstoffbetriebene Version des A380 ist nicht geplant. Das größte Passagierflugzeug der Welt eigne sich aufgrund seines enormen Platzes für Tests neuer Technologien. Bereits in der Vergangenheit habe Airbus diesen Flugzeugtyp für Tests mit neuartigen Triebwerken ausgestattet.

„Dies ist der bedeutendste Schritt, den Airbus seit der Vorstellung unserer ZEROe-Konzepte im September 2020 unternommen hat, um eine neue Ära des wasserstoffgetriebenen Fliegens einzuläuten“, sagte Sabine Klauke, Chief Technical Officer von Airbus. „Indem wir das Know-how amerikanischer und europäischer Triebwerkshersteller nutzen, um die Wasserstoffverbrennungstechnologie voranzubringen, sendet diese internationale Partnerschaft die klare Botschaft, dass sich unsere Branche dafür einsetzt, den emissionsfreien Flug Realität werden zu lassen.“

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Die neu installierte Photovoltaik-Leistung in Deutschland ist weiter stabil. Die Solarförderung sinkt auch im März um 1,4 Prozent.

Derzeit ist wenig Bewegung auf dem deutschen Photovoltaik-Markt. Seit Juni 2021 liegt der Zubau immer etwas über der 400 Megawatt-Marke im Monat. Dieser Trend setzte sich auch im Januar 2022 fort. Für den Monat meldete die Bundesnetzagentur einen Brutto-Zubau von 418,8 Megawatt – minimal weniger als im Dezember.

Der Treiber des Marktes bleiben dabei weiterhin die Photovoltaik-Anlagen außerhalb der Ausschreibungen, also überwiegend Dachanlagen bis 300 Kilowatt Leistung. Auf dieses Segment entfallen knapp 261,4 Megawatt des gemeldeten Zubaus. Photovoltaik-Freiflächenanlagen bis 750 Kilowatt Leistung, die ebenfalls ohne Zuschlag aus Ausschreibungen gebaut werden können, summierten sich im Januar auf insgesamt 12,7 Megawatt Leistung. Für den Photovoltaik-Mieterstromzuschlag verzeichnete die Bundesnetzagentur neue Meldungen mit 1,86 Megawatt Gesamtleistung. Bei 45 Einträge im Marktstammdatenregister ist angegeben, dass ein Zuschlag aus den Ausschreibungen eingelöst wurde. Die Gesamtleistung dieser Projekte liegt bei etwa 157,4 Megawatt.

Die Solarförderung sinkt weiterhin monatlich um 1,4 Prozent. Im März liegt die feste Einspeisevergütung für Photovoltaik-Anlagen an und auf Gebäuden oder Lärmschutzwänden je nach Größe bei 4,96 bis 6,53 Cent pro Kilowattstunde und für sonstige Anlagen bei 4,46 Cent pro Kilowattstunde. Sie wird für Anlagen bis 100 Kilowatt Leistung gezahlt, während für größere Anlagen die Direktvermarktung verpflichtend ist. Die anzulegenden Werte dort liegen um jeweils 0,4 Cent pro Kilowattstunde höher. Der Mieterstrom-Zuschlag beträgt im März je nach Größe der Photovoltaik-Anlage zwischen 1,95 und 3,11 Cent pro Kilowattstunde.

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Die Anlagen „Alttrebbin“ und „Gottesgabe“ stehen östlich von Berlin. EnBW hat dort zusätzlich zwei Batteriespeicher mit je 3,9 Megawattstunden Kapazität installiert.

Zusammen mit dem vor gut einem Jahr von EnBW in Betrieb genommenen Solarpark „Weesow-Willmersdorf“ bilden die beiden neuen Anlagen „Alttrebbin“ und „Gottesgabe“ östlich von Berlin ein Solarcluster mit einer Leistung von rund 500 Megawatt. Der Solarpark Gottesgabe ist bereits seit Mitte Februar in Betrieb, die Anlage Alttrebbin folgte wenige Tage darauf. Ihr Ertrag reicht auf das Jahr gerechnet aus, um 90.000 Haushalte mit Strom zu versorgen.

In den beiden Solarparks sind 700.000 bifaziale Module von Longi Solar verbaut. Die Zentralwechselrichter kommen von Siemens, die Unterkonstruktionen stammt von Schletter. Die Anlagen speisen die erzeugte Energie in das 110.000 Volt Hochspannungsnetz des Netzbetreibers Edis bei Metzdorf ein. Dazu hat EnBW rund acht Kilometer Hochspannungskabel bis zum Netzverknüpfungspunkt verlegt.

In beiden Anlagen setzt EnBW erstmals Batteriespeicher ein. Sie haben eine Kapazität von jeweils 3,9 Megawattstunden. In erster Linie dienen sie dazu, den Eigenbedarf der Umspannwerke und Wechselrichter in den Nachtstunden zu decken. Damit erzeugen die Solarparks die für ihren Betrieb benötigte Energie vollständig selbst, so EnBW. Zudem speisen sie Strom ins Netz. „Wo immer sinnvoll und wirtschaftlich umsetzbar, planen wir solche Speichersysteme in unsere Solarparks ein“, erklärt Thorsten Jörß, Leiter Projektentwicklung Photovoltaik bei EnBW.

Die Bauarbeiten für beide Projekte starteten im März 2021. Geplant war eine Inbetriebnahme bis Ende 2021. Das Projektteam musste jedoch während der Bauzeit das Timing der einzelnen Gewerke auf der Baustelle anpassen, da es als Folge der weltweiten Lieferschwierigkeiten, der Auswirkungen der Corona-Pandemie und dem Hochwasser in Europa zu Verzögerungen kam.

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Die Wärmepumpe doch erst in ein paar Stunden einschalten oder das Elektroauto etwas später laden. Dass das dem Netzbetrieb in der Energiewende helfen kann, ist vielen bekannt. Doch noch fehlen die massentauglichen Modelle für die Abrechnung und Vergütung, damit solche Maßnahmen flächendeckend zum Einsatz kommen können. Netzbetreiber 50 Hertz sowie die Technologiepartner Theben und Decarbon1ze haben vor, das zu ändern.

Der Übertragunsgnetzbetreiber 50 Hertz forscht gemeinsam mit zwei weiteren Unternehmen an Möglichkeiten, die Sektorenkopplung auch in Privathaushalten und dem Kleingewerbe voranzubringen. Das geht aus einer Meldung des Unternehmens hervor. In dem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz geförderten Forschungsprojekt beteiligen sich auch noch der Hersteller von Lösungen für die digitale Energiewende und Gebäudeautomation, Theben, sowie das Unternehmen Decarbon1ze, das digitale Lösungen für Stromzähler entwickelt.

In dem Projekt „Flexible Metering and Controlling“, abgekürzt „FlexMC“, wollen die Partner „einfache Lösungen“ finden, die den Nutzenden einen finanziellen oder praktischen Mehrwert liefern. Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und Stromspeicher können Stromverbrauch und Bereitstellung zeitlich verschieben. Nehmen Verbraucher diese Möglichkeit wahr, entstehen „Kleinflexibilitäten“ hinter dem Zähler. Im Verteilnetz sollen diese für Entlastung sorgen, im Übertragungsnetz soll dadurch die Stromversorgung effizienter und stabiler werden, erklärte 50 Hertz weiter.

Damit diese Möglichkeiten praktisch ausgeschöpft werden können, wollen die Projektpartner zunächst Lösungen für das Zählen und Abrechnen der kleinen Flexibilitäten finden. Dabei sollen Nutzende Ein- und Ausspeisedaten einzelner Verbraucher über mehrere Unterzähler am Smart-Meter-Gateway einzeln erfasst werden. So sei es möglich, die Flexibilität eichrechtskonform zu zählen und somit auch zu vergüten. Die Lösung soll in neue und auch bestehende Smart Meter eingebunden werden können.

Bereits im vergangenen Sommer veröffentliche die Elia Group, zu der 50 Hertz gehört, ein Whitepaper, in dem die Gruppe eigenen Angaben zufolge der Debatte zur Nutzung kleinteiliger Flexibilitäten angestoßen hat. Im Herbst folgte ein Hackathon, an dem Studierende und Start-ups teilnahmen, um Konzepte zur Umsetzung zu entwickeln. Mit diesem Forschungsprojekt geht das Vorhaben, Kleinflexibilitäten hinter dem Zähler aus Energiedienstleistung einzusetzen, in die nächste Phase.

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Baden-Württemberg begrenzt die Flächen für Solarparks in landwirtschaftlich benachteiligten Gebieten auf eine neu installierte Leistung von 100 Megawatt pro Jahr. Für das Erreichen der Klimaschutzziele ist jedoch die sechsfache Menge nötig, meint das Solar Cluster Baden-Württemberg.

In Baden-Württemberg müssen jährlich 2.000 Megawatt Photovoltaik-Leistung zugebaut werden, um die Klimaziele zu erreichen – gut 1.300 Megawatt auf Dächern, 600 Megawatt auf Freiflächen und 60 Megawatt als Agri-Photovoltaik-Anlagen. Das hat das Solar Cluster Baden-Württemberg (BW) ausgerechnet. Allerdings limitiert die Freiflächenöffnungsverordnung des Landes das mögliche Zubauvolumen stark: In landwirtschaftlich benachteiligten Gebieten gilt eine Grenze von 100 Megawatt pro Jahr.

Die grün-schwarze Landesregierung müsse daher dringend die bestehende Begrenzung aufheben, fordert Franz Pöter, Geschäftsführer des Solar Cluster BW. In einem ersten Schritt sei eine Anhebung auf 500 Megawatt pro Jahr erforderlich. Sonst gebe es ein Nadelöhr, das Projekte verhindere. Im vergangenen Jahr sei dies bereits der Fall gewesen: Nach Angaben des Solar Cluster BW hat 2021 ein Solarpark aufgrund der geltenden Regelung bei den Ausschreibungen keinen Zuschlag erhalten.

Pöter fordert die Landesregierung auf, sich ein Beispiel an Bayern zu nehmen. „Dort wurden in den letzten fünf Jahren rund 20-mal so viel Solarparks wie im Südwesten errichtet und eine großzügige Begrenzung auf 200 Projekte pro Jahr festgelegt“, erklärt er. „Damit es bei Freiflächensolaranlagen vorangeht, brauchen wir dringend eine Überarbeitung der hiesigen Freiflächenverordnung.“

Baden-Württemberg hat die Freiflächenöffnungsverordnung 2017 beschlossen, kurz nachdem die damalige EEG-Novelle den Ländern dazu die Möglichkeit gegeben hatte. Die als „benachteiligt“ definierten Gebiete machen zwei Drittel der Acker- und Grünlandfläche des Landes aus. Sie umfassen 900.000 Hektar. Die Freiflächenöffnungsverordnung gilt für Photovoltaik-Anlagen mit einer installierten Leistung von 750 Kilowatt bis 20 Megawatt.

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Allein 2020 und 2021 sollen bis zu 128.000 Stecker-Solar-Geräte in Deutschland verbaut worden sein, wie eine Marktstudie der HTW Berlin und der Verbraucherzentrale NRW ergab. Dabei gibt es vielfältige Aufstellungsorte für die Systeme und noch viel zu tun, um Menschen ohne eigenes Dach zu erreichen.

Vor Jahren galten sie als „Guerilla“-Photovoltaik-Anwendungen. Mittlerweile haben sich diese Photovoltaik-Balkonmodule zumindest semantisch zu Stecker-Solar-Geräten weiterentwickelt und finden sich tausendfach in Deutschland. Bis zu 190.000 Stecker-Solar-Geräte sind in den vergangenen Jahren hierzulande installiert worden. Allein 2020 und 2021 kamen bis zu 128.000 dieser Photovoltaik-Systeme mit einer Gesamtleistung von bis zu 51 Megawatt hinzu, wie die Ergebnisse einer Marktstudie zeigen, die die Verbraucherzentrale NRW und die HTW Berlin am Donnerstag veröffentlichten. Der Markt sei damit „deutlich größer als bisher gedacht“.

Sie befragten die Anbieter der Stecker-Solar-Geräte und 58 von 156 aktive Marktteilnehmer beteiligten sich. Der Markt zeige „ein buntes Bild kleiner und großer Anbieter“. Zugleich entwickle er sich dynamisch. „Bisher dominieren einige größere Anbieter den Markt, gleichzeitig sorgen neue Anbieter und die vielen kleineren Unternehmen für einen regen Wettbewerb“, erklärte Barbara Praetorius, Professorin an der HTW Berlin und Mitautorin der Studie. Etwa 75 Prozent der Stecker-Solar-Geräte würden direkt an Endkunden verkauft. „Absatzwege über die Handelsketten werden bisher noch kaum genutzt. Für die Marktentwicklung bedeutet dies noch viel Luft nach oben“, so Praetorius weiter.

Dies bestätigte auch Thomas Seltmann von der Verbraucherzentrale NRW, selbst wenn die installierte Gesamtzahl der Stecker-Solar-Geräte im oberen Bereich der bisherigen Schätzungen liege. „Die Studie macht deutlich, dass Politik und Netzbetreiber endlich weitere Hürden aus dem Weg räumen müssen“, sagte Seltmann. Streit gebe es weiterhin über den normkonformen Anschluss und unangemessene Forderungen der Netzbetreiber. Daher seien Vereinfachung für die Nutzung der Stecker-Solar-Geräte dringend geboten, so der Verbraucherschützer. Der Umfrage zufolge hat sich der Schuko-Stecker als Standard durchgesetzt. Er werde in 77 Prozent aller Stecker-Solar-Geräte genutzt.

Offiziell müssen Solar-Stecker-Geräte auch im Marktstammdatenregister gemeldet werden. Die Studie der HTW Berlin und der Verbraucherzentrale NRW ergab jedoch, dass dies die wenigstens Anwender machen. „Die Meldeprozesse sind für Steckersolargeräte zu komplex. Nur zehn bis zwanzig Prozent werden überhaupt angemeldet“, sagte Praetorius.

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Die Anlage soll die Serienproduktion von Brennstoffzellen für LKWs, Busse und Züge voran bringen. Das ZSW will hier mit der Industrie unter seriennahen Bedingungen Komponenten und Fertigungsprozesse für Brennstoffzellen-Stacks entwickeln. Zudem erhält das ZSW Fördermittel für weitere Wasserstoff-Projekte.

Im Frühsommer dieses Jahres wird das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) in Ulm das nach eigenen Angaben größte unabhängige Testfeld für Brennstoffzellen in Europa eröffnen. Direkt daneben haben die Forscher nun den ersten Spatenstich für eine neue Brennstoffzellen-Forschungsfabrik namens „HyFaB-2“ gesetzt: Auf 3.000 Quadratmetern wollen die Wissenschaftler gemeinsam mit der Industrie Fertigungsverfahren für Brennstoffzellenstapel und dessen Komponenten unter seriennahen Bedingungen entwickeln und verbessern. Zudem entstehen dort Seminar- und Büroräume. Die Fabrik soll im Juni 2023 in Betrieb gehen.

Das Land Baden-Württemberg fördert den Bau der HyFaB-2 mit 7,75 Millionen Euro aus europäischen Fördermitteln des Covid-19-Recovery Fund (REACT-EU). Das Bundesministerium für Digitales und Verkehr wiederum sieht eine Projektförderung unter Industriebeteiligung von bis zu 30 Millionen Euro für die HyFaB vor, von denen in diesem Jahr bis zu 10 Millionen Euro bewilligt werden sollen. An der Spatenstich-Feier haben auch Baden-Württembergs Umweltministerin Thekla Walker (Grüne) und die Wirtschaftsministerin Nicole Hoffmeister-Kraut (CDU) teilgenommen.

Den Schwerlastverkehr im Visier

Mit der neuen Forschungsfabrik will das ZSW Firmen unterstützen, in den Brennstoffzellen-Massenmarkt einzusteigen. „In der HyFaB treibt das ZSW mit Unternehmen aus der Komponenten- und Zulieferindustrie die beginnende Serienproduktion von Brennstoffzellen-Stacks voran“, sagt Markus Hölzle, Leiter der ZSW-Aktivitäten in Ulm. „Mit HyFaB-2 entsteht eine weltweit einzigartige Modellfabrik, die es erlaubt, einzelne Prozessschritte für verschiedene Brennstoffzellen-Stack-Designs oder Hersteller voneinander unabhängig zu entwickeln.“

Das ZSW hat als Einsatzfeld für die Brennstoffzellen besonders den Schwerlastverkehr im Visier. Dafür wollen die Wissenschaftler in der neuen Forschungsfabrik mit der Automobil- und Brennstoffzellen-Zulieferindustrie genauso zusammenarbeiten wir mit Unternehmen aus dem Maschinen- und Anlagenbau. Neben Herstellprozessen sollen auch Fachkräfte qualifiziert und Branchenwissen generiert werden. Außer dem ZSW sind das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg und der Verband der Deutschen Maschinen- und Anlagenbau e.V. (VDMA) als ausführende Partner am HyFaB-Projekt beteiligt.

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Die direkte Koppelung der Elektrolyseure mit Photovoltaik- und Windenergie-Anlagen ist vielerorts am günstigsten, zeigt eine Analyse von Analyse von Aurora Energy Research. Deutschland gehört zu den teuersten Elektrolyse-Standorten in Europa.

Das britische Analystenhaus Aurora Energy Research hat die Kosten für die Herstellung von Wasserstoff aus Elektrolyseuren über vier verschiedene Geschäftsmodelle für acht europäische Länder analysiert. Zentrales Ergebnis: Grüner Wasserstoff kann im Jahr 2030 in einigen Ländern Europas für rund drei Euro pro Kilo produziert werden. Damit erreicht er Kostenparität mit blauem Wasserstoff, der aus Erdgas mit Speicherung des dabei freigesetzten Kohlendioxids hergestellt wird. Mit grauem Wasserstoff kann er es allerdings nicht aufnehmen – dafür müssten die Kosten auf etwa zwei Euro pro Kilogramm sinken.

Ein Vergleich verschiedener Geschäftsmodelle zeigt, dass sich von Land zu Land und sogar von Region zu Region unterscheidet, wie die wirtschaftlichste Systemauslegung aussieht. In Ländern wie Norwegen, Spanien und Großbritannien lässt sich grüner Wasserstoff am kostengünstigsten produzieren, indem ein Elektrolyseur direkt vor Ort mit Photovoltaik- und Windenergie-Anlagen gekoppelt wird. Das ideale Geschäftsmodell besteht den Marktforschern zufolge hier darin, die Auslastung durch eine flexible Anpassung an die jeweilige Wind- und Solarstromerzeugung zu optimieren.

Deutschland gehört unter den betrachteten Ländern zu denen mit den höchsten Produktionskosten, so Aurora Energy Research. Am günstigsten sind hierzulande netzgekoppelte Elektrolyseure, die flexibel betrieben werden. So können sie Zeiten hoher Stromkosten vermeiden und ihre Betriebskosten senken. Durch hohe Anschluss- und Netzgebühren erreicht grüner Wasserstoff in Deutschland erst Mitte der 2030er Jahre die Kostenparität mit blauem Wasserstoff.

Aurora Energy Research hat auch modelliert, was zum Erreichen von Produktionskosten von zwei Euro pro Kilo nötig wäre: Bei einer Elektrolyseur-Auslastung von 50 Prozent bräuchte es dafür durchschnittliche Stromkosten von 10 Euro pro Megawattstunde – eine zumindest in den kommenden Jahren unrealistische Annahme. Somit bedürfe es in den 2020er Jahren gezielter Unterstützung durch die Regierungen, um den Aufbau einer grünen Wasserstoffwirtschaft zu fördern und die Kosten zu senken.

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