Interview: Bis zum 23. Mai läuft die Vernehmlassung zur Änderung des Energiegesetzes in der Schweiz. Der Bundesrat hat die Option geprüft, eine Pflicht zur Nutzung von Solarenergie an geeigneten Neubauten einzuführen und sich dagegen entschieden. Der Kantonsrat der Grünliberalen Thurgau, Marco Rüegg, versucht mit eigenen Vorstößen in seiner Region, den Ausbau der Photovoltaik und anderer Erneuerbarer voranzubringen und damit schweizweit ein Zeichen zu setzen. Doch auch dies gestaltet sich schwierig.

pv magazine: Sie haben als Kantonsrat der Grünliberalen Thurgau einen Vorstoß gestartet mit dem Ziel, den Anteil der kantonalen erneuerbaren Stromproduktion auf 40 Prozent zu erhöhen. Wie kam es dazu und was ist daraus geworden?

Marco Rüegg: Die Regierung des Kantons Thurgau hat ein Energiekonzept 2020-2030 entwickelt, in dem der Ausbau der erneuerbaren Energien skizziert ist. Uns geht der darin skizzierte Anteil von 320 Gigawattstunden pro Jahr viel zu wenig weit. Gemäß einer Studie des WWF von 2020 braucht der Kanton nach jetziger Ausbaugeschwindigkeit 216 Jahre und die ganze Schweiz 262 Jahre, bis das volle Photovoltaik-Potenzial erreicht wird. Wenn wir die beschlossenen Klimaziele erreichen wollen, müssen wir den Ausbau der erneuerbaren Energien massiv beschleunigen.

Darauf zielte ihre Motion ab?

Ein Ziel der Motion ist es, die erneuerbare Stromproduktion bis 2030 auf einen Anteil von 40 Prozent am Elektrizitätsverbrauch zu entwickeln. Mit den aktuellen Zahlen aus dem kantonalen Energiekonzept wird der jährliche Stromverbrauch im Jahr 2030 bei 1650 Gigawattstunden liegen und 40 Prozent würden somit ungefähr 700 Gigawattstunden entsprechen. Das Potenzial zur Solarstromproduktion auf den Gebäudedächern im Kanton Thurgau liegt bei 1400 Gigawattstunden pro Jahr. Ohne zusätzliche Maßnahmen wird dieses Potenzial nicht ausgeschöpft werden. Mit dem Vorstoß wollen wir gleichzeitig die Gefahr von Strommangellagen reduzieren. Alle Unternehmen in der Schweiz haben von der Organisation für Stromversorgung in Ausserordentlichen Lagen (OSTRAL) ein Schreiben erhalten, wonach sie sich auf eine Strommangellage einstellen müssen. Sie sollen sich Gedanken dazu machen, wie sie mit reduzierten Stromlieferungen, vor allem in den Wintermonaten, umgehen werden.

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Das Schweizer Unternehmen Novartis hat eine gebäudeintegrierte Photovoltaik-Fassade mit einer Leistung von 36 Kilowatt auf seinem neuen Konferenz- und Ausstellungszentrum in Basel installiert. Das System besteht aus 10.680 organischen Solarmodulen des französischen Unternehmens ASCA.

Das Schweizer Gesundheitsunternehmen Novartis hat sein neues Konferenzzentrum in Basel eingeweiht, das mit einer gebäudeintegrierten Photovoltaik-Fassade (BIPV) aus organischen Solarmodulen und LEDs ausgestattet ist. Die Architekturbüros AMDL Circle und Michele De Lucchi haben den Pavillon entworfen.

Nach Angaben des Unternehmens spielt die Null-Energie-Fassade des Pavillons eine symbolische Rolle in der Architektur, da die LEDs zur Bespielung der Werke der drei internationalen Künstler Daniel Canogar, Esther Hunziker und Semiconductor verwendet werden. Die Photovoltaik-Anlage hat eine Leistung von 36 Kilowatt und besteht aus 10.680 rautenförmigen Solarmodulen des französischen Photovoltaik-Herstellers von organischen Modulen ASCA, früher bekannst unter dem Namen Armor solar power films. Das System bedeckt eine Fläche von 1333 Quadratmetern.

„Die Anordnung der Solarmodule auf dem kuppelförmigen Novarti- Pavillon ermöglicht die Messung des erzeugten Stroms in alle Richtungen“, so Novartis. „Die in den ersten Betriebsmonaten gesammelten Daten zeigen, dass die Fassade genug Strom produziert, um tagsüber – wenn die Ausstellung geöffnet ist – Texte und nach Sonnenuntergang bis zu zwei Stunden lang digitale Kunstanimationen anzuzeigen.“

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Nur 171 Gebote mit 212 Megawatt Gesamtleistung waren für die mit 767 Megawatt angesetzte Auktion eingegangen. Bei den Innovationsausschreibungen räumten derweil erneut die kombinierten Photovoltaik-Speicher-Projekte ab sowie die Agri-Photovoltaik-Projekte unter den besonderen Solaranlagen.

Wer eine Photovoltaik-Dachanlage mit mehr als 300 Kilowatt Leistung in Deutschland bauen will, muss sich an den Ausschreibungen beteiligen, um 100 Prozent des Solarstroms vergütet zu bekommen. Die alte Bundesregierung hatte das sogenannte zweite Segment mit zwei Gigawatt zusätzlichem Ausschreibungsvolumen in diesem Jahr bedacht: So standen mit Stichtag 1. April insgesamt 767 Megawatt für Zuschläge zur Verfügung. Eingereicht wurden allerdings nur 171 Gebote mit 212 Megawatt Gesamtleistung, wie die Bundesnetzagentur in der vergangenen Woche veröffentlichte. Damit war die Runde deutlich unterzeichnet, allerdings lag die eingereichte Menge nur leicht unter dem Vorrundenniveau. Hintergrund könnte auch sein, dass die aktuelle Bundesregierung mit dem EEG-Osterpaket plant, wieder für Dachanlagen bis einem Megawatt Leistung eine feste Vergütung zu zahlen.

Der durchschnittliche Zuschlagswert erhöhte sich in der März-Ausschreibung gegenüber der Vorrunde von 7,43 auf 8,53 Cent pro Kilowattstunde. Die Spanne der Zuschlagswerte lag der Behörde zufolge zwischen 7,00 und 8,91 Cent pro Kilowattsunde. Insgesamt seien 163 Photovoltaik-Anlagen mit 204 Megawatt mit einem Zuschlag versehen worden. Sieben Gebote mussten wegen Formfehlern ausgeschlossen werden.

Die Innovationsausschreibung, die für den 1. April terminiert war, sah wie schon in den Vorrunden nur einen Gewinner: Kombinierte Photovoltaik-Speicher-Kraftwerke. Für die 397 Megawatt ausgeschriebenes Volumen gingen 45 Gebote mit 435 Megawatt ein. Erstmals konnten auch Gebote für Anlagenkombinationen besonderer Photovoltaik-Anlagen abgegeben werden, also Agri-, Parkplatz- und schwimmende Photovoltaik-Anlagen. Diese wurden bei der Verteilung der Zuschläge bevorzugt behandelt.

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DNV steht an der Spitze zweier Industrieprojekte, die darauf abzielen, Referenzstandards für den Entwurf, die Entwicklung und den Betrieb von schwimmenden Photovoltaik-Systemen zu entwickeln. Solche Standards fehlen noch weitgehend, was zu Verzögerungen und Hindernissen bei Genehmigungen und Zulassungen führen kann.

Die norwegische Zertifizierungsgesellschaft DNV hat sich zum Ziel gesetzt, das weltweit erste empfohlene V für das Design, die Entwicklung und den Betrieb von schwimmenden Photovoltaik-Systemen zu entwickeln. Der unabhängige Energieexperte und -versicherer schätzt, dass die potenzielle globale Kapazität für den Einsatz von Floating-Photovoltaik derzeit bei etwa vier Terawatt, liegt und erwartet, dass die installierte Kapazität bis 2025 weltweit zehn Gigawatt erreichen wird. Die Gruppe weist jedoch darauf hin, dass für solche Projekte noch weitgehend Normen fehlen, was zu Projektverzögerungen und Hindernissen bei der Genehmigung und Zulassung von Projekten im Versorgungsmaßstab führen könnte.

„Floating-PV-Akteure verlassen sich bestenfalls auf inkonsistente und unterschiedliche Verfahren und angrenzende Codes, die aus anderen Sektoren übernommen wurden, was die Fähigkeit der Branche, schnell zu wachsen, behindern könnte“, sot DNV.

Um Betreibern umfassende Leitlinien an die Hand geben zu können, hat DNV die Führung bei zwei neuen gemeinsamen Industrieprojekten übernommen, um spezifische Referenzstandards für schwimmende Photovoltaik zu entwickeln. Zuvor hatte DNV ein Gemeinschaftsprojekt geleitet, an dem 24 führende Unternehmen der Branche beteiligt waren, um die weltweit erste empfohlene Praxis für Design, Entwicklung und Betrieb von solcher Systeme – DNV-RP-0584 – zu entwickeln, die 2021 als erster Schritt in Richtung Floating-PV-Standards und -Zertifizierung eingeführt wurde. Solche spezifischen Referenzstandards werden es den Unternehmen ermöglichen, Risiken zu managen und die Umstellung auf erneuerbare Energien zu erleichtern, so DNV.

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Das deutsche Unternehmen Paxos, dessen Solardachziegel von Meyer Burger gekauft und im vergangenen Jahr vorgestellt wurden, hat auf der Intersolar 2022 seine neuen Terrakotta-Solarziegel in Biberschwanzform präsentiert.

2021 sorgte Meyer Burger bei der Intersolar für Aufsehen, als das Schweizer Photovoltaik-Unternehmen seine neuen, von Paxos entwickelten Solarziegel vorstellte. Bei der Intersolar 2022 präsentierte Paxos eine Reihe neuer innovativer Anwendungen, darunter den Solar-Biberschwanzziegel, den es in Schwarz und vor allem in Terrakotta gibt.

Die gebäudeintegrierte Photovoltaik (BIPV) hat einen starken Auftritt auf der Intersolar 2022, was ein gutes Zeichen dafür ist, dass die noch immer nischenartige Anwendung endlich an der Schwelle zu einer breiteren Akzeptanz steht. Wie der lange Streit zwischen Photovoltaik-Ingenieuren und Architekten zeigt, ist der Hauptwiderstand gegen eine breite Akzeptanz ästhetischer Natur.

Innovationen wie der „Terracotta Beaver Tail“ von Paxos sind jedoch vielversprechend, da gerade in Europa viele europäische Gebäude unter Denkmalschutz stehen und Photovoltaik-Anlagen für solche Dächer ein gewisses Maß an Ästhetik notwendig machen. Gerade solche Dächer sind zudem häufig mit Ziegeln in Biberschwanzform eingedeckt. Paxos-Projektleiter Marius Nennewitz erklärte gegenüber dem pv magazine, dass die Biberschwanz-Dachziegel in Zusammenarbeit mit dem Fraunhofer ISE entwickelt wurden. Das Ergebnis ist ein matterer, rostfarbener Dachstein.

Wie beim Solardachziegel Mild-Hybrid, den Paxos an Meyer Burger verkauft hat, können bei dem Biberschwanz-Modell die einzelnen Ziegel bei Bedarf entfernt und ausgetauscht werden. Paxos hat eigenen Angaben zufolge zudem dafür gesorgt, dass die Ziegel eine hohe Widerstandsfähigkeit gegen Hagelschlag und Sturmsogt aufweisen und zudem die Begehbarkeit der Dächer erhalten bleibt. Die Wärmenutzung ist demnach jedoch geringer als bei Mild-Hybrid-Systemen, das sei den ästhetischen Verbesserungen geschuldet.

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Martin Pehnt erläutert, wieso der massive Umstieg auf Wärmepumpen-Heizungen nun wahrscheinlich und möglich ist und dass Photovoltaik-Anlagen wunderbar dazu passen. Er ist wissenschaftlicher Geschäftsführer des Instituts für Energie- und Umweltforschung (Ifeu) in Heidelberg.

pv magazine: Bisher hatten es Wärmepumpen in Mehrfamilienhäusern schwer. Ändert sich das?

Martin Pehnt: Die Perspektive auf Wärmepumpen im Mehrfamilienhaus ändert sich gerade fundamental, und zwar aus mehreren Gründen. Mit dem CO2-Preis entwickelt sich ein Preissignal, das jetzt teilweise auch beim Vermieter landet. Und die 65-Prozent-Erneuerbare-Energien-Regel, die im Koalitionsvertrag angekündigt und jetzt durch den Koalitionsausschuss um ein Jahr vorgezogen wurde, fordert bei jedem neu eingebauten Heizkessel ab dem 1.1.2024, 65 Prozent erneuerbare Energien einzusetzen. Das bedeutet in vielen Gebäuden: Wenn keine Wärmenetze vorhanden sind, muss man auf Wärmepumpen zugreifen. Es wird in den nächsten zwei Jahren viele neue Produkte geben, von wohnungsweisen Wärmepumpen über kleine kalte Nahwärmenetze mit geteilten Wärmequellen für die Wärmepumpen, bis hin zu Hybridheizungen.

Hybrid wovon?

Vor allen Dingen von Gas und elektrischer Wärmepumpe; aber auch mit anderen Energieträgern kombiniert, beispielsweise Holzpellet-Wärmepumpen-Hybride. Es gibt schon eine ganze Reihe von kommerziellen Produkten, die vor allen Dingen dann zum Zuge kommen, wenn ich die Temperatur nicht schnell genug abgesenkt bekomme. Solche Marktlösungen werden sich in den nächsten Jahren rasant ausbreiten müssen.

Sie haben den Begriff „Niedertemperatur-ready“ (NT ready) geprägt. Das bedeutet, dass man Gebäude rechtzeitig auf den Heizungswechsel vorbereitet – vor allem durch ein Absenken der Heizungstemperaturen – , damit man dann Wärmepumpen effizient einsetzen kann. Bei Einfamilienhäusern im Bestand geht das vermutlich schon einigermaßen gut. Aber bei Mehrfamilienhäusern ist das ja noch eine große Baustelle. Wie sehen Sie das?

Einfamilienhäuser sind durchaus auch problematisch, weil sie eine große Oberfläche bezogen auf die Wohnfläche und oft auch sehr alte Heizungen haben. Da findet man so manches ganz altes Schätzchen. Die Heizungen in selbstgenutzten Einfamilienhäusern unterlagen nicht der Austauschpflicht nach dem Gebäudeenergiegesetz. Es gibt zwei Möglichkeiten, sie NT ready zu machen. Entweder, geht man an die Heizung ran und vergrößert die Heizflächen. Wenn einzelne Heizkörper zu klein sind, tauscht man sie aus. Aber es ist ganz wichtig, wenn man sowieso Maßnahmen am Gebäude durchführt, das Gebäude zu dämmen und dadurch den Energiebedarf zu senken. Man kann durch Außenwanddämmung, durch Kellerdeckendämmung, durch oberste Geschossdeckendämmung oder durch Fenstertausch die Möglichkeit schaffen, die Heiztemperatur zu senken. Am besten, man macht man dazu eine Energieberatung und lässt sich einen Sanierungsfahrplan erstellen. Noch etwas zur Relevanz des Einfamilienhauses: zwei Drittel des Gasverbrauches, den wir in Wohngebäuden zum Heizen und für Warmwasser brauchen, findet in Ein- und Zwei-Familienhäusern statt.

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Interview: Die erste Lesung des EEG-Osterpakets ist im Bundestag erfolgt. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sieht erste gute Ansätze, die künftig für einen höheren Ausbau der Photovoltaik sorgen könnten. Allerdings gibt es zugleich noch Optimierungspotenzial, was sich über alle Segmente erstreckt, etwa für Prosumer- oder PPA-Anlagen. Auch bei der Photovoltaik-Pflicht wünscht sich der Verband eher einheitliche Regelungen, wie Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae erklärt.

pv magazine: Sind die Maßnahmen im EEG-Osterpaket geeignet, um den Photovoltaik-Ausbau in Deutschland unmittelbar zu beschleunigen?

Kerstin Andreae: Mit der Anhebung der Ausschreibungsvolumina für große Dachanlagen und für Freiflächen-Photovoltaik wurden zunächst einmal die Ausbauziele im EEG umgesetzt. Zur Beschleunigung des Ausbaus trägt beispielsweise die Anhebung der Ausschreibungsschwelle auf ein Megawatt bei. Leider gibt es jedoch auch Vorgaben im Osterpaket, die den Ausbau ausbremsen können. Das ist zuallererst die geplante Vorgabe, dass Kommunen in ihren Verträgen mit Anlagenbetreibern zur finanziellen Beteiligung jetzt zusätzliche naturschutzfachliche Anforderungen vorgeben dürfen. Vor dem Hintergrund, dass wir den Ausbau dringend beschleunigen müssen, ist diese Regelung für mich nicht nachvollziehbar. Des Weiteren ist die Bundesregierung viel zu vorsichtig bei der Öffnung der Flächenkulisse. Wenn wir die ambitionierten Ausbauziele erreichen wollen, braucht es ein deutlich mutigeres Vorgehen. Neben Verbesserungen für Photovoltaik-Anlagen in der Volleinspeisung braucht es außerdem weitere regulatorische Vereinfachungen für Prosuming- und Mieterstrom-Projekte.

Neben höheren Ausschreibungsvolumina wird auch eine Anhebung der Einspeisevergütung vorgeschlagen, allerdings nur für Volleinspeiser. Ist das aus Ihrer Sicht sinnvoll und ist die vorgeschlagene Erhöhung ausreichend?

Aus Sicht des BDEW ist gerade der Mix aus Volleinspeisung, Prosuming, gesetzlichen Ausschreibungen und privaten PPA wichtig, damit Investorinnen und Investoren aus den für sie passenden Refinanzierungsformen wählen können. In den letzten Jahren ist der Ausbau von kleinen Photovoltaik-Anlagen in der Volleinspeisung stark eingebrochen. Dieses Segment muss wiederbelebt werden. Das gelingt beispielsweise durch eine Anhebung der Vergütungssätze und eine Verbesserung des Degressionsmechanismus. Die Vorschläge im Osterpaket gehen da schon in die richtige Richtung. Um weitere Prosuming-Potenziale zu erschließen, müssen insbesondere die regulatorischen Vorgaben vereinfacht werden. Die Absenkung der EEG-Umlage auf null zum 1. Juli 2022 und die Umgestaltung der Umlagensystematik durch das Energie-Umlagen-Gesetz sind ein erster Schritt hierfür. Darüber hinaus darf das Merkmal der Personenidentität kein Hemmnis mehr für das Prosuming darstellen.

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Mit den neuen Geschäftsfeld will der Konzern die Produktion von grünem Wasserstoff in Europa vorantreiben. Dabei soll auch das Brennstoffzellen-Know-how von Bosch helfen. Insgesamt sollen bereits in den nächsten drei Jahren drei Milliarden Euro in klimaneutrale Technik fließen.

Bosch hat am Mittwoch angekündigt, es werde künftig in die Entwicklung von Komponenten für Elektrolyseure einsteigen. Bis zu 500 Millionen Euro wolle der Stuttgarter Konzern bis 2030 in das neue Geschäftsfeld investieren. Im Fokus stehe die Entwicklung der Stacks für die Elektrolyseure.

Der Klimaschutz kann nicht warten. Wir wollen den raschen Aufbau einer Produktion von Wasserstoff in Europa mit Bosch-Technik unterstützen“, kündigte Stefan Hartung, Vorsitzender der Geschäftsführung der Robert Bosch GmbH, an. „Dafür nutzen wir unser Brennstoffzellen-Know-how“, ergänzte Markus Heyn, Bosch-Geschäftsführer und Vorsitzender des Unternehmensbereichs Mobility Solutions. In diesem Bereich will Bosch das neue Geschäftsfeld ansiedeln.

Der Konzern sieht riesige Wachstumschancen. So werde erwartet, dass der Elektrolyseur-Komponentenmarkt ein Volumen von rund 14 Milliarden Euro bis 2030 erreicht – mit den größten Zuwachsraten in Europa. Insgesamt wolle Bosch in den nächsten drei Jahren gut drei Milliarden Euro in klimaneutrale Technik investieren, um Industrie und Gesellschaft unabhängiger von fossilen Energieträgern zu machen, hieß es weiter.

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Die Glasherstellung ist bisher noch auf Erdgas als Wärmelieferant angewiesen und verursacht so größere Mengen CO2-Emissionen. Grüner Wasserstoff könnte eine Alternative sein. Die Tests dafür, im großen Maßstab, finden jetzt in Mainz statt.

Der Spezialglashersteller Schott beginnt mit Tests zur Nutzung von Wasserstoff bei der Glasherstellung. Die Pläne dafür sind nicht erst seit dem Ukraine-Krieg und dem damit verbundenen Drang, den Gasimport reduzieren zu wollen, entstanden. Bereits 2020 kündigte der Mainzer Konzern an, seine Glasproduktion bis zum Jahr 2030 klimaneutral umzubauen.

Besondern beim Schmelzen von Spezialglas entstehen viele CO2-Emissionen. Für Impfstofffläschchen, Handyschutzglas oder Mikrochips, die bei Schott in Mainz hergestellt werden, müssen in den Schmelzwannen Temperaturen von 1700 Grad herrschen. Dafür sind größere Mengen Erdgas nötig. Schon in den Jahren zuvor hatte der Glashersteller mehrere Forschungsprojekte zur Dekarbonisierung seiner Produktion gestartet. Dabei lag besonders die Arbeit mit erneuerbarem Strom und Wasserstoff im Fokus. Beim Technologiewandel in dem Unternehmen spielen auch die Verbesserung der Energieeffizienz und die Kompensation verbleibender Restemissionen zum Repertoire der Instrumente.

Die Ergebnisse der Forschungsarbeit werden jetzt erstmalig in groß angelegten Versuchen an einer Schmelzwanne getestet. Schott zufolge soll der Test einen Monat lang dauern. Dabei wird in drei zehntägigen Phasen der Wasserstoffanteil in der Brennkammer der Schmelzwanne erhöht. Am Ende des Tests soll der Wasserstoffanteil 35 Volumenprozent betragen. Dabei will der Glashersteller die Auswirkungen auf den Schmelzprozess untersuchen.

Die Kosten des Projekts belaufen sich auf über 714.000 Euro. Das rheinland-pfälzische Ministerium für Klimaschutz, Umwelt, Energie und Mobilität fördert das Projekt mit 338.000 Euro. Die zuständige Ministerin Katrin Eder erklärte, dass die Treibhausgasreduktionen in der energieintensiven Industrie notwendig wären, um das von der Landesregierung gesetzte Ziel der Treibhausgasneutralität bis 2035 zu erreichen. “Wir unterstützen gerne mit Fördermitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) Forschungs- und Entwicklungsvorhaben, um durch die Verwendung von grünem Wasserstoff zu raschen Verbesserungen zu kommen. Das wird in der Industrie, aber auch bei energetischer Nutzung rasch zur Dekarbonisierung und Versorgungssicherheit beitragen“, sagt die Ministerin Eder.

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Die Agri-Photovoltaik ist in aller Munde und soll – und wird – zukünftig einen deutlichen Anteil des nötigen Erneuerbaren-Zubaus in Deutschland und Europa stellen. Aber warum eigentlich, und muss das so sein?
Was bedeutet eigentlich Agri-Photovoltaik?

Der Kerngedanke hinter der Agri-Photovoltaik ist die Integration zweier Landnutzungen, die miteinander so verträglich ausgestaltet werden können, dass beide Nutzungen von der Integration profitieren können. Dies ist zwischen Photovoltaik und Landwirtschaft offenkundig möglich und führt zu einer (unbestritten) größeren „Landnutzungseffizienz“ als bei getrennter Realisierung beider Nutzungen. Damit wird die knappe Ressource „Bodenfläche“ deutlich weniger beansprucht.

Ob es auch sinnvoll ist, wird gelegentlich dennoch kontrovers diskutiert: Als Gegenargument dient dann die Tatsache, dass die wirtschaftliche Effizienz der Nutzungen bei separater Realisierung höher sei. Dass also die Doppelnutzung auf beiden Seiten zu hohe Effizienzverluste mit sich brächte, beispielsweise durch die Einschränkung der Größe landwirtschaftlicher Gerätschaften oder geringere Erträge der Photovoltaik-Anlagen.

Erschwerend kommt hier hinzu, dass unter Agri-Photovoltaik bisher ein bunter Blumenstrauß an technologischen Konzepten verstanden werden kann, die völlig unterschiedliche Vor- und Nachteile haben. Gemeinsam ist allen Konzepten aber durchaus, dass eine gewisse Reduktion der nutzbaren Fläche und gegebenenfalls auch Ernteerträgen (Landwirtschaft) einerseits, und eine Reduktion der Leistungsdichte (Photovoltaik) andererseits, auf beiden Seiten in Kauf genommen werden muss.

Agri-Photovoltaik ist somit zunächst ein Instrument, Flächenverbrauch zu minimieren, geht aber unter Umständen mit etwas höheren Produktionskosten einher. Insofern kann man zunächst einmal zu dem Schluss kommen, dass die Agri-Photovoltaik zwar ein mögliches Instrument zum Erreichen der Energiewende-Ziele ist – zwingend erforderlich ist sie damit noch nicht.

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