Bereits im vergangenen Jahr hatte sich die Leistung der neuen Photovoltaik-Anlagen im Vergleich zu 2020 im 43 Prozent erhöht. Swissolar sieht viele Gründe für den weiter anhaltenden Photovoltaik-Boom in der Alpenrepublik, jedoch auch Gefahren durch Material- und Personalengpässe. Batteriespeicher sind in der Schweiz immer gefragter.

Das Bundesamt für Energie (BFE) veröffentlichte am Donnerstag seine offiziellen Photovoltaik-Zubauzahlen und konnten den Rekordwert von 683 Megawatt neu installierter Leistung für 2021 vermelden. Ein Plus von 43 Prozent gegenüber dem Jahr zuvor, wobei die Nachfrage in allen Segmenten wuchs. Damit bestätigten sich die kürzlich gemachten Angaben der Netzbetreiber zum Rekordausbau. Nach Einschätzung des Schweizer Branchenverbands setzt sich die positive Entwicklung auch in diesem Jahr fort. Er rechnet mit einem Zubau von 850 bis 900 Megawatt für dieses Jahr – dies wäre erneut ein Anstieg um bis zu 30 Prozent.

Im vergangenen Jahr betrug das Wachstum bei privaten Photovoltaik-Anlagen 60 Prozent und bei industriellen sowie gewerblichen Dachanlagen 53 Prozent. Zuwächse gab es zudem bei Photovoltaik-Kraftwerken mit einer Leistung von mehr als einem Megawatt. Die Neuanlagen waren mit 25,3 Kilowatt im Schnitt leistungsstärker als noch 2020. Zum Jahresende 2021 waren in der Schweiz Photovoltaik-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 3,655 Gigawatt installiert. Sie deckten fast sechs Prozent des Strombedarfs im Land.

Nach Einschätzung von Swissolar liegen die Gründe für den Photovoltaik-Boom auf der Hand. „Noch nie war es so naheliegend, eine Solaranlage zu installieren: Sie liefert den Strom für die Elektromobilität und die Wärmepumpe, leistet einen Beitrag an die Versorgungssicherheit und schützt vor den rekordhohen Strompreisen“, erklärte Geschäftsleiter David Stickelberger. Auch die Anzahl der Batteriespeicher habe sich gegenüber 2020 um den Faktor 2,5 erhöht. Etwa jede dritte neue Photovoltaik-Anlage auf einem Einfamilienhaus werde mit einem Heimspeicher kombiniert. Insgesamt habe die installierte Speicherkapazität bis Ende 2021 bei 157.000 Kilowattstunden gelegen.

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Vattenfall und seine Partner SSAB und LKAB haben den Bau einer 100 Kubikmeter großen unterirdischen Anlage zur Speicherung von grünem Wasserstoff abgeschlossen. Salzkavernen gelten als eine flexible und effiziente Option für die Wasserstoffspeicherung.

Vattenfall, der schwedische Stahlhersteller SSAB und das staatliche schwedische Bergbauunternehmen LKAB haben den Bau eines Kavernenspeichers für grünen Wasserstoff in der Nähe des nordschwedischen Luleå abgeschlossen. „Die Einweihungsfeier markiert den Beginn der zweijährigen Testphase, die bis 2024 laufen wird“, so die Unternehmen in einer gemeinsamen Erklärung. „Wasserstoffgas und seine Speicherung sind von zentraler Bedeutung für unsere Energiewende.“

Die 200 Millionen Schwedische Kronen (18,8 Millionen Euro) teure Hybrit-Pilotanlage befindet sich zu gleichen Teilen im Besitz der drei Unternehmen. Es wird erwartet, dass sie noch in diesem Jahr mit der Speicherung von grünem Wasserstoff beginnen kann. Die 100 Kubikmeter große ausgekleidete Felskaverne (LRC) wurde etwa 30 Meter unter der Erde nach dem so genannten ausgekleideten Felskavernenverfahren (LRC) gebaut. Bei der LRC-Methode werden die Wände von Kavernen mit einer Dichtungsschicht überzogen.

„Zu einem späteren Zeitpunkt kann ein Wasserstoffgasspeicher mit einem Volumen von 100.000 bis 120.000 Kubikmetern erforderlich sein, der bis zu 100 Gigawattstunden in Wasserstoffgas umgewandelte Elektrizität speichern kann, was ausreicht, um eine große Eisenschwammfabrik drei bis vier Tage lang zu versorgen“, so die Unternehmen. „In vier Jahren wird die Hybrit-Technologie in der ersten Demonstrationsanlage in Gällivare in großem Maßstab eingesetzt werden, und es ist geplant, dann weitere Eisenschwammfabriken zu bauen“, sagte Lars Ydreskog, Senior Vice President für strategische Projekte bei LKAB.

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Mit neun Millionen Euro förderte das Bundeswirtschaftsministerium die Forschungsarbeiten, an denen unter anderem das Fraunhofer IEE, die TU Braunschweig, die Universität Kassel und SMA beteiligt waren. Die Ergebnisse zeigen, dass selbst bei hoher Einspeisung von Ökostrom die Wechselrichter mit netzbildenden Eigenschaften zur Spannungs- und Frequenzregulierung für einen stabilen Netzbetrieb sorgen.

Sonne und Wind können mittlerweile dafür sorgen, dass Photovoltaik- und Windkraftanlagen die dominierenden Stromerzeugungsquellen in Deutschland sind. Wechselrichter mit netzbildenden Eigenschaften zur Spannungs- und Frequenzregulierung können aber selbst dann für einen stabilen Netzbetrieb sorgen. Dies ist das Kernergebnis des Verbundforschungsprojekts „Netzregelung 2.0“. Ferner evaluierten die Partner – zu denen neben Hersteller SMA das koordinierende Fraunhofer IEE, die TU Braunschweig und die Universität Kassel gehörten – welche Regelungsverfahren und Netzanschlussregelung künftig für Photovoltaik-, Windkraftanlagen und Batteriespeicher erforderlich sind, wie es am Dienstag hieß.

Die Ergebnisse seien zum Abschluss mit Vertretern der Übertragungsnetzbetreiber, Fachverbänden sowie Experten aus Industrie und Wissenschaft diskutiert worden. „In diesem Projekt konnten wir die netzbildenden Fähigkeiten der SMA Batterie-Wechselrichtersysteme für große Photovoltaik-/ Batterie-Kraftwerke erneut erfolgreich unter Beweis stellen und im Hinblick auf die Bedarfe großer, öffentlicher Verbundnetze weiterentwickeln“, kommentierte Andreas Knobloch, Systemarchitekt im Bereich Energy Systems bei SMA und Leiter des SMA Teilprojekts. „Eine Erkenntnis ist aber auch, dass es dringend neuer Regelungsverfahren bedarf, um die Integration dezentraler Energieerzeuger in den Systembetrieb voranzutreiben und für die Betreiber auch kommerziell attraktiver zu gestalten.“ Dafür müssten die technischen und ökonomischen Rahmenbedingungen durch die verantwortlichen Institutionen, Regulierungsbehörden und Netzbetreiber abgesteckt werden. Knobloch forderte zudem eine internationale Harmonisierung der Regeln, damit die Lösungen künftig weltweit einsetzbar seien und die Kosten reduziert werden könnten.

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Spezialglashersteller Schott hat Emissionen durch den Einsatz von Grünstrom mit Herkunftszertifikat bereits um 60 Prozent gesenkt. Bis 2030 will das Unternehmen klimaneutral sein. Wir sprechen im Vorfeld der decarbxpo, in der die altbekannte Energy Storage Konferenzmesse aufgehen wird, mit Sustainability Managerin Anja Schlosser über strombeheizte Schmelzwannen und die Details des Ausstiegs aus der fossilen Produktion.

Schott hat das Ziel bis 2030 klimaneutral zu produzieren, was bedeutet klimaneutral für Sie?

Anja Schlosser: Klimaneutral bedeutet für Schott, dass wir uns im ersten Schritt auf Scope 1 und 2 konzentrieren, betrachten also alle direkten Energieverbräuche. Unsere Schmelzwannen werden Stand heute mit Erdgas betrieben. In Zukunft möchten wir dafür Strom nutzen, also unsere Wannen elektrifizieren, und dann über den Bezug von Grünstrom klimaneutral werden. Dort, wo Erdgas nicht zu hundert Prozent ersetzt werden kann, prüfen wir den Einsatz von grünem Wasserstoff. Über diese beiden Wege möchten wir die Technologien verändern und die Glasschmelze in die Klimaneutralität führen. Und wir schauen auch, inwieweit das bei den Nachverarbeitungsprozessen möglich ist. Wir wissen allerdings, dass 2030 noch nicht jede Wanne erneuert sein wird, weil wir lange Wannenlaufzeiten haben. Das heißt, im Jahr 2030 werden wir noch auf Kompensation von verbleibenden Emissionen angewiesen sein, die wir in Zukunft selbstverständlich weiter reduzieren.

Sie kompensieren über Klimaschutzprojekte?

Genau. Wir arbeiten hart daran, Emissionen erst zu vermeiden und zu reduzieren. Trotzdem werden wir als produzierendes Unternehmen nicht alle Emissionen vermeiden können. Deshalb gleichen wir klimaschädliche Emissionen über Klimaschutzprojekte aus.Unser Fokus liegt auf sogenannten „Nature Based Solutions“. Das heißt, wir haben erste Zertifikate gekauft, die sich auf Klimaschutzprojekte beziehen, wie zum Beispiel Waldschutzprojekte. Dort entziehen die Bäume im Wald der Atmosphäre CO2, das wir dann leider an anderer Stelle an die Atmosphäre abgeben. Wir sind auch auf der Suche nach einem eigenen, exklusiv durch uns finanzierten Projekt. Generell ist uns wichtig, dass wir hier auf strenge internationale Standards setzen. Hier werden dann auch zusätzliche Aspekte der ökologischen und sozialen Nachhaltigkeit berücksichtigt, wie beispielsweise Biodiversität oder die unmittelbare Unterstützung der lokalen Bevölkerung durch die Projekte.

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Das neue EEG ist nun verabschiedet – ohne den im folgenden Beitrag inkriminierten Punkt, der das Aus von Steckermodulen nach sich gezogen hätte. Dieser am 6. Juli verfasste Beitrag ist jedoch insofern weiterhin aktuell, als er berichtet und bewertet, was da – wenn auch vorübergehend – Eingang in den EEG-Entwurf gefunden hatte. Er macht deutlich, wes Geistes Kinder an der EEG-Novellierung mitgewirkt haben und wie kritisch das neue EEG jetzt insgesamt unter die Lupe genommen werden muss.

Wie die EmpowerSource UG (MachDeinenStrom.de) dank gründlicher Beobachtung des derzeit laufenden EEG-Novellierungsprozesses herausfand, ist statt der von den Grünen vor der Wahl heilig versprochenen Entfesselung der Erneuerbaren Energien und gerade auch der Bürgerenergie eine neue und erhebliche Verschlechterung in den Referentenentwurf eingefügt worden: Wenn eine PV-Anlage nicht auf 70 Prozent der installierten Leistung heruntergeregelt werden konnte, hatte der Netzbetreiber bisher die Möglichkeit, die Einspeisevergütung zu reduzieren. In Zukunft soll er eine handfeste Strafzahlung in Höhe von zehn Euro pro installiertem Kilowatt und Monat verhängen können. Ein weiterer Faktor also, der auf den Strompreis erhöhend wirkt.

Das ganz Spezielle besteht aber darin, dass diese Regelung keine Untergrenze hat. Das heißt: auch Kleinsterzeugungsgeräte („Steckermodule“, „Balkonkraftwerke“) wären betroffen. Bislang besteht technisch gar keine Möglichkeit, dass der Netzbetreiber zwecks Abregelung auf diese zugreifen kann. Sollte eine entsprechende Technik entwickelt und vorgeschrieben werden, würden dadurch die Steckermodule derart verteuert, dass es das Aus für dieses Marktsegment bedeuten würde.

In der Tat kann nur dies das unausgesprochene Motiv der neu beabsichtigten Vorschrift sein. Denn für die Netzstabilität sind diese winzigen Erzeugungsanlagen irrelevant. Der von ihnen erzeugte Strom wird sofort in der Wohnung verbraucht, erreicht das Netz also gar nicht. Und wenn mal ein Überschuss auftritt, fließt der zum nächsten Nachbarn und wird von diesem verbraucht – gegen Bezahlung an den Netzbetreiber.

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Die gesamtwirtschaftlichen Kosten für den Umstieg von Gas auf Wärmepumpen sind gering, so das Forschungsinstitut. Unter bestimmten Bedingungen fällt die Rechnung sogar positiv aus.

Was bedeutet der vorgesehene Ausbau des Wärmepumpen-Bestandes auf vier bis sechs Millionen Anlagen bis 2030 für das Stromsystem? Und welche gesamtwirtschaftlichen Kosten verursacht der Umstieg von Gasheizungen auf Wärmepumpen? Diese Fragen hat jetzt ein Team des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) untersucht.

Drei Szenarien haben die Experten genauer betrachtet. Im ersten liegt die Zahl der 2030 installierten Anlagen bei 3,9 Millionen. Der Zubau findet hier ausschließlich energieeffizienten Ein- und Zweifamilienhäusern statt. Im zweiten Szenario nehmen sie 6,5 Millionen Wärmepumpen an, die auch in weniger effizienten Ein- und Zweifamilienhäusern installiert werden. Im dritten Szenario gehen die Forscher von 7,5 Millionen Einheiten aus. Hier werden auch in Mehrparteienhäusern verschiedener Effizienzklassen Wärmepumpen verbaut.

Da die Windenergie bereits ohne Wärmepumpen an die für das Jahr 2030 angenommenen Ausbaugrenzen von 110 Gigawatt an Land beziehungsweise 30 Gigawatt auf See stoßen wird, muss vor allem Photovoltaik ausgebaut werden, so die Forscher. Sie kommen zu dem Ergebnis, dass im ersten Szenario eine zusätzliche Photovoltaik-Kapazität von knapp vier Gigawatt, im zweiten von gut 18 Gigawatt geschaffen werden muss. Der höhere Bedarf im zweiten Szenario erklärt sich unter anderem daraus, dass die zusätzlichen Wärmepumpen im ersten Szenario noch teilweise mit Überschussstrom aus erneuerbaren Energien gespeist werden können, die im Basisszenario – 1,7 Millionen Wärmepumpen, nur 300.000 mehr als heute installiert – vorhanden sind. Im zweiten Szenario sind diese Überschüsse weitgehend aufgebraucht, so dass mehr Erzeugungskapazität benötigt wird. Im dritten Szenario liegt der zusätzliche Bedarf bei der Photovoltaik mit knapp 37 Gigawatt noch einmal deutlich höher.

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Die Abgeordneten des Europäischen Parlaments haben beschlossen, dass Gaskraftwerke und Atomkraftwerke nachhaltig im Sinne der EU-Taxonomie sind. Damit winken sie den delegierten Rechtsakt der EU-Kommission durch.

Mit Spannung wurde die heutige Abstimmung des EU-Parlaments erwartet, ob Gas und Atomkraft als nachhaltig einzustufen sind. Beobachter erwarteten ein knappes Ergebnis. Schließlich sprachen sich 278 Abgeordnete für einen Antrag aus, die Pläne der EU-Kommission zu blockieren. Das genügt nicht. Eine Mehrheit von 328 Abgeordneten lehnten den Antrag ab und folgten damit der Linie der Kommission, 33 enthielten sich. Damit gelten Gas- und Atomkraftwerke unter bestimmten Bedingungen als nachhaltig. Gleiches gilt für deren Finanzierung und Investitionen in Hersteller und Betreiber.

In den vergangenen Monaten hatten die in der Sylvesternacht 2021 bekannt gewordenen Pläne der Kommission für viel Aufregung gesorgt. Der Riss ging durch die Fraktionen. So sprach sich das CDU-Mitglied Daniel Caspary, Leiter der Gruppe der Deutschen in der EVP-Fraktion für den Vorschlag aus. Seine Fraktionskollegen, der Umweltpolitiker Peter Liese (CDU) und der Finanzpolitiker Markus Ferber (CSU) dagegen. Bei den Grünen wiederum hatten sich unter anderem Vertreter aus Finnland und Frankreich für Atomkraft als taxonomiekonform ausgesprochen.

Wochenlang hatten Gegner des delegierten Rechtsakts, den die EU-Kommission vorgelegt hatte, versucht, möglichst viele Nein-Stimmen zusammenzubekommen. Was anfangs wie ein hoffnungsloses Unterfangen aussah, gewann unerwartet an Popularität. Denn durch den Einmarsch Russlands in der Ukraine drehte sich die Stimmung insbesondere beim Thema Gaskraftwerke. Aus wohlunterrichteten Kreisen in Brüssel hieß es, der Einfluss der Gaslobby sei zurückgegangen. Gleichzeitig hatten ukrainische Politiker und Diplomaten mehrfach darauf hingewiesen, dass es angesichts des Krieges in ihrem Land ein fatales Signal wäre, Gas als nachhaltig zu bezeichnen. Schließlich stamme ein großer Teil des importierten Gases aus Russland.

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Dem Forschungsinstitut zufolge beträgt das Ausbautempo bei der Photovoltaik nur 30 Prozent dessen, was für die Klimaziele notwendig ist. Auch bei Elektromobilität und Wärmepumpen sind die Fortschritte viel zu gering.

Mit dem neuen „Ampel-Monitor Energiewende“ will das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin) von nun an regelmäßig überprüfen, ob das Tempo bei der Energiewende ausreicht, um die Klimaziele der Bundesrepublik zu erreichen. Der Monitor zieht dabei 15 Indikatoren aus den Bereichen Stromerzeugung, erneuerbare Wärme, Elektromobilität, Wasserstoff und Energieverbrauch heran. Als Bezugsgröße verwenden die Forscher die Ziele der Bundesregierung für die einzelnen Bereich

Die erste Ausgabe des Monitors zeigt, dass die Energiewende deutlich an Fahrt aufnehmen muss. Bei der Photovoltaik zum Beispiel müssen bis 2030 im Durchschnitt 1,44 Gigawatt zugebaut werden, um das in der EEG-Novelle aus dem Osterpaket festgeschriebene Ziel von 215 Gigawatt bis 2030 zu erreichen. Der Trend des PV-Ausbaus in den vergangenen zwölf Monaten war mit 0,45 GW pro Monat deutlich geringer. Mit dieser Ausbaugeschwindigkeit würden bis Ende 2030 lediglich knapp 108 GW Leistung erreicht. Für das Ziel von 215 GW muss mehr als dreimal so schnell ausgebaut werden wie im Trend der vergangenen zwölf Monate – und sogar beinahe fünfmal so schnell wie im Trend der Jahre 2017 bis 2021.

Nach dem Willen der Bundesregierung soll der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauchinfo bis 2030 auf 80 Prozent steigen. Dafür muss der Anteil ab 2021 im Durchschnitt um über vier Prozentpunkte pro Jahr wachsen – im Zeitraum 2017 bis 2021 betrug das Wachstum aber nur rund zwei Prozentpunkte pro Jahr, so das DIW Berlin.

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Das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg appelliert, größere Teile der Wertschöpfungskette nach Deutschland und Europa zu holen. Zudem sollte Deutschland aktiv dazu beitragen, ein sogenanntes Important Project of Common European Interest (IPCEI) für die Photovoltaik auf den Weg zu bringen.

Im ersten Halbjahr 2022 haben erneuerbaren Energien rund die Hälfte des Bruttoinlandstromverbrauchs gedeckt. Das zeigen vorläufige Berechnungen des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). „Die sinkenden Gasflüsse aus Russland haben die Energieversorgung in Deutschland in eine Ausnahmesituation gebracht“, so BDEW-Chefin Kerstin Andreae. Der sicherste Weg, um solche Situationen in Zukunft zu vermeiden, sei ein zügiger Ausbau der erneuerbaren Energien als Schlüssel zu einer grünen Strom- und Wärmeversorgung, einer mit Wasserstoff produzierenden Industrie und einer klimaneutralen Mobilität.

In diesem Zusammenhang erinnert das ZSW daran, dass bei der Photovoltaik mit dem angestrebten Ausbaupfad auf 215 Gigawatt installierter Leistung in Deutschland im Jahr 2030 ein nie dagewesenes jährliches Installationsvolumen von 22 Gigawatt pro Jahr ab dem Jahr 2026 zu realisieren ist. „Der hiermit verbundene Umsatz in einer Größenordnung von 150 Milliarden Euro dürfte aber aus heutiger Sicht zu einem großen Teil nach China fließen“, so Frithjof Staiß, geschäftsführender Vorstand des ZSW. „Diese Abhängigkeit von chinesischen Herstellern – bei Wafern stammen 96 Prozent der Weltmarktproduktion aus China – stellt zudem ein erhebliches Risiko für die Realisierung der ambitionierten, für den Klimaschutz und die Energiesicherheit in Deutschland aber zwingend zu erreichenden Ausbauziele dar.“

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Die Technologien und Konzepte für Floating PV sind ausgereift, berichten Experten – auch für Anlagen, die nearshore oder offshore im Meer verankert werden. Allerdings muss der Entwurf zur EEG-Novelle bei schwimmender Photovoltaik nachgebessert werden.

Während die schwimmende Photovoltaik (Floating PV) in Japan oder China schon lange etabliert ist, ist die Zahl der Anlagen in Deutschland noch sehr überschaubar. Doch das Potenzial ist riesig, zeigen sich Tobias Völkel von Sinn Power und Boris Heller von Erdgas Südwest auf der von Cornelia Lichner (pv magazine) moderierten Group Discussion zum Thema im Rahmen der pv magazine Roundtables Europe 2022 überzeugt – das gilt für Anlagen auf Seen genauso wie für solche auf dem Meer. Interessenten können über diesen Link kostenfrei an den pv magazine Roundtables teilnehmen.

Erdgas Südwest hat hierzulande bereits mehrere Photovoltaik-Anlagen auf Baggerseen installiert. Sie eignen sich perfekt für die Versorgung der Kieswerke am Ufer, da deren Lastprofil optimal zu dem der Anlage passt, so Heller. Je nach Auslegung sind damit Stromgestehungskosten von sieben bis elf Cent pro Kilowattstunde möglich. Für die Abnehmer bedeutet das in der Regel eine Stromkosten-Ersparnis von fünf bis sieben Cent.

Die Erfahrung zeigt, dass eine Verankerung am Ufer einfacher zu realisieren ist als die Befestigung am Seegrund. In wie weit die Verschmutzung der Module mit Vogelkot zum Problem werden könnte, muss vorher geklärt werden, sagt Heller – das unterscheidet sich von Standort zu Standort stark. So oder so lassen sich die Module aber über Wartungsstege gut reinigen.

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