Matthias Egli hat Anfang Mai die Geschäftsleitung von Swissolar übernommen. Im Gespräch mit pv magazine gibt er Einblicke, worauf er die Schwerpunkte seiner künftigen Arbeit legen will.

Seit Beginn des Monats hat der Schweizerische Fachverband für Sonnenenergie mit Matthias Egli einen neuen Geschäftsführer an seiner Spitze. Er hat sich zum Ziel gesetzt, den Photovoltaik-Zubau in der Schweiz weiter voranzutreiben. Nicht ohne Stolz berichtet er, dass das Land im vergangenen Jahr erstmals die Marke von einem Gigawatt geknackt habe. Ein zentrales Anliegen in seiner neuen Funktion ist ihm das Vorantreiben der Ausbildung von Fachkräften. Weitere zentrale Aufgaben sieht er in dem Bedürfnis nach Vereinheitlichung, insbesondere auch im Bereich solare Architektur, sowie der branchen- und länderübergreifenden Zusammenarbeit.

Das Interesse an der Solarenergie entwickelte Matthias Egli während seines Studiums des Umweltingenieurwesens, wo ihn die Frage der Skalierbarkeit auf Länderebene faszinierte. Die Pionierarbeit seines Vorgängers David Stickelberger, der positive Branchenausblick, die voranschreitende Professionalisierung und die Entwicklung von Ausbildungswegen in der Branche motivieren seine Entscheidung, die Arbeit des Verbandes voranzutreiben. David Stickelberger hat Swissolar etwa 25 Jahre geführt und steht seinem Nachfolger auch in der kommenden Zeit in der Geschäftsleitung mit Rat zur Seite, wie Egli berichtet.

Die Weiterentwicklung von Standards für die Branche wird zukünftig einen Schwerpunkt der Tätigkeiten von Swissolar bilden. Dazu gehört es, technische Standards zu definieren, die mit den bestehenden Regelungen, wie etwa den Brandschutzvorschriften, in Einklang stehen. Dies sei gerade mit Blick auf den schnell fortschreitenden Zubau von Fassaden-Anlagen wichtig.

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Quelle: https://www.pv-magazine.de

Das Bundeswirtschaftsministerium hat verschiedene Verordnungsentwürfe vorgelegt. Der Bundesverband Solarwirtschaft hofft auch eine schnelle Umsetzung bei der Entschärfung der unverhältnismäßigen Anforderungen der Anlagenzertifikate für Photovoltaik-Anlagen ab 135 Kilowatt Leistung. Bei Photovoltaik-Balkonanlage könnte kurzfristig die Erhöhung der zulässigen Leistung auf 800 Watt kommen sowie weitere Entbürokratisierungsmaßnahmen.

Bereits mit dem EEG 2023 hat die Bundesregierung die Vorgaben für das Anlagenzertifikat für Photovoltaik-Anlagen ab 135 Kilowatt etwas gelockert. Mit einer neuen Verordnung sind nun noch weitere Änderungen an der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung (NELEV) sowie einer neuen Technische-Anforderungen-Verordnung (TAV) geplant. Vorausgegangen waren monatelange Konsultationen zwischen der Solarbranche und der Politik. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) hofft auf eine schnelle Umsetzung, wie er am Donnerstag erklärte.

Zielsetzung des Verbands in den monatelangen Konsultationen, die dem Entwurf vorausgingen, sei es gewesen, dass neue Photovoltaik-Anlagen künftig ohne aufwändige und sehr teure Anlagenzertifizierung wieder schneller und kostengünstiger ans Stromnetz angeschlossen werden können. Zumindest für Photovoltaik-Anlagen bis 500 Kilowatt Leistung könnte dies gelingen. Sie sollen nach dem vorgelegten Entwurf von der Pflicht zum Anlagenzertifikat befreit werden, sofern sie maximal 270 Kilowatt ihrer Leistung ins Netz einspeisen. Als wesentliche Vereinfachung bewertet der BSW-Solar überdies, dass künftig bei diesen Anlagen nicht mehr die sehr aufwändige Netzanschlussregel VDE AR-N 4110 (Mittelspannungsrichtlinie) anzuwenden wäre, sondern die einfachere VDE AR-N 4105 (Niederspannungsrichtlinie). Diese Vorgabe soll unabhängig davon gelten, in welcher Spannungsebene der vorhandene Kundenanschluss liege.

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Die Lage wird zügig prekärer. Die Wetterextreme auf dem Globus mehren sich. Aus der Klimawissenschaft häufen sich die Meldungen, dass in wenigen Jahren das 1,5-Grad-Ziel überschritten wird. Man spürt quasi körperlich, wie das Zeitfenster, in dem die Klimakatastrophe noch abgemildert werden könnte, sich jetzt zügig schließt.

LNG statt Erneuerbaren-Ausbauschub

Die Politik lässt sich davon jedoch nicht beeindrucken. Statt die durch den Ukraine-Krieg entstandene energiepolitische Situation als Steilvorlage für einen beispiellosen Ausbauschub erneuerbarer Energien zu nutzen, ist sie auf LNG umgestiegen.

Auf einer Bürgerversammlung in der Altmark ging es kürzlich um den Bau einer Agri-Photovoltaik-Anlage. Die Stimmung war positiv. Das Unternehmen führte die Untersuchungen, Gutachten, Genehmigungen und vieles mehr auf, die es beibringen muss. Voraussichtlicher Zeitbedarf: zwei Jahre. Am Schluss der Liste stand in großen Lettern das Wort „Baubeginn“. Ich musste an die LNG-Terminals denken. Dort ist es umgekehrt, dort steht der Baubeginn am Anfang, das Übrige kann nachgereicht werden.

Oder was die Allerkleinsten, die Photovoltaik-Balkonkraftwerke, betrifft: Jahre und Jahre hat die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie gekämpft, dass sie überhaupt zugelassen wurden. Gerade gab es eine Petition an den Bundestag mit der Forderung, sie von technisch völlig unnötigen Behinderungen und Einschränkungen zu befreien. In einer breit angelegten Kampagne aktivierten sich über 100.000 Menschen. Ob sie Erfolg haben, muss sich erst noch zeigen. Um jede winzige Minderung schikanöser Vorschriften mussten Organisationen und zahllose Menschen stets jahrelang hartnäckig kämpfen. Welch ein Kontrast zu LNG! Diesem wurden über Nacht durch das „Beschleunigungsgesetz“ sämtliche Unbequemlichkeiten aus dem Weg geräumt.

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Wegen Brandgefahr werden im Schweizer Kanton Zürich an Gebäudefassaden, die höher als elf Meter sind, zurzeit keine Photovoltaik-Anlagen zugelassen. Der Branchenverband Swissolar will nun mit Versuchen und einem Stand-der-Technik-Papier wieder Genehmigungen ermöglichen.

Eigentlich will die Schweiz Dächer und Fassaden von Bundesgebäuden flächendeckend bis 2034 mit Photovoltaik ausstatten und insgesamt mit einer Solarpflicht für Neubauten den Photovoltaik-Zubau vorantreiben. Bei Gebäuden, die höher als elf Meter sind, gibt es jetzt allerdings ein Problem: An deren Fassaden bewilligt die Zürcher Gebäudeversicherung – zumindest vorerst – keine Photovoltaik-Anlagen mehr. Der Grund: Brandgefahr, da Photovoltaik-Komponenten wegen Kunststoffsteckern und Folien nicht länger als „nicht brennbar“ gelten, sondern als „schwer brennbar“.

Beispielhaft hatte der „Tagesanzeiger“ am Wochenende über den Architekten Roman Legler berichtet. Dieser hatte ein Gebäude zu einer „energetischen Vorzeigesanierung“ inklusive Fassaden-Photovoltaik machen wollen, hatte dafür jedoch von der Zürcher Gebäudeversicherung keine Genehmigung erhalten. Der Branchenverband Swissolar kennt das Problem. Vizepräsident David Galeuchet zufolge hat die Versicherung bereits mehrere Vorhaben für Photovoltaik-Fassaden zurückgewiesen.

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Der neue Algorithmus soll die Positionierung des Trackers optimieren, indem er sowohl die frontale als auch die rückseitige Strahlung berücksichtigt. Soltec zufolge führt das zu einer Produktionssteigerung von bis zu 0,30 Prozent.

Das spanische Photovoltaik-Unternehmen Soltec hat einen neuen Nachführalgorithmus für bifaziale Module vorgestellt. Dieser soll den optimalen Winkel für Solartracker bestimmen und so die Produktion bestimmter bifazialer Module in Solaranlagen maximieren. Zu diesem Zweck schätzt der Algorithmus die Stromerzeugung für eine Reihe möglicher Winkel und wählt den optimalen aus. Bei dieser Schätzung werden die vordere und hintere Bestrahlungsstärke sowie die elektrische Leistung des Moduls berücksichtigt.

Soltec verwendet einen selbst entwickelten astronomischen Algorithmus, der auf den Sonnenstanddaten von NREL-SPA basiert. Der Algorithmus berücksichtigt Anlagenparameter wie Albedo und Bodenalbedo, die zur Verbesserung der Effizienz dynamisch konfiguriert werden können. Das Unternehmen hat analytische Tests für verschiedene Breitengrade sowie experimentelle Versuche in seinem Testfeld in Murcia durchgeführt und die Ergebnisse in einem Whitepaper zusammengefasst. Demnach kann der Algorithmus die Stromerzeugung der Anlagen in mediterranen Breitengraden mit einer Albedo von 30 Prozent um etwa 0,10 Prozent steigern. Für nördliche Standorte mit der gleichen Albedo betrage die Steigerung 0,12 Prozent, und an äquatorialen Standorten sei bei einer hohen Albedo von 40 Prozent ein deutlicher Anstieg um 0,11 Prozent zu verzeichnen.

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Die Beschattung durch Photovoltaik-Anlagen kann einer Untersuchung der Universität Hohenheim zufolge bei Trockenheit sogar zu Ertragssteigerungen in der Landwirtschaft führen. Zu der Frage, welche Pflanzen sich für die unterschiedlichen Systeme am besten eignen, gebe es jedoch noch erheblichen Forschungsbedarf.

Die Agri-Photovoltaik kann Folgen von Dürreperioden auf die Produktion pflanzlicher Nahrungsmittel abschwächen. Denn in Trockenphasen könne die Beschattung, die bei ausreichend Wasser oft die Ernteerträge senke, sogar zu Ertragssteigerungen führen, da die Pflanzen bei Wasserknappheit von der geringeren Verdunstung und damit einem geringeren Wasserverlust profitieren. Zu diesem Ergebnis kommt die Untersuchung „ How to reconcile renewable energy and agricultural production in a drying world” der Universität Hohenheim.

Aus Sicht der Forschenden macht diese stabilisierende Wirkung auf die Ernteerträge die Agri-Photovoltaik zu einer vielversprechenden Technologie. Der Effekt könne besonders für Regionen etwa in Indien oder Afrika wichtig werden, wo es gleichzeitig ein starkes Bevölkerungswachstum und ausgeprägte Dürreperioden gibt. Aber auch in Europa müsse in Zukunft mit längeren Trockenphasen gerechnet werden, da steigende Temperaturen und Veränderungen bei Menge und Verteilung der Niederschläge Kennzeichen des fortschreitenden Klimawandels seien. Besonders betroffen seien beispielsweise große Teile der Mittelmeerregion.

Aus Sicht der Wissenschaftler besteht jedoch noch erheblicher Forschungsbedarf – vor allem zu der Frage, welche Pflanzen sich für die unterschiedlichen Systeme am besten eignen. Die meisten der bislang untersuchten Kulturen tolerieren demnach eine Beschattung von bis zu 15 Prozent ohne nennenswerte Ertragseinbußen. Beeren, Obst und Fruchtgemüse würden sogar von einer Beschattung profitieren, während die Erträge von Futterpflanzen, Blattgemüse, Knollen- und Hackfrüchte sowie der meisten Getreide-Arten darunter minimal leiden. Starke Ertragseinbußen hingegen gebe es selbst bei geringer Beschattung beispielsweise bei Mais, Ackerbohnen, Soja und Lupinen.

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Das schwedische Unternehmen will CO2-frei produzierten Wasserstoff für die Herstellung von zunächst 2,5 Millionen Tonnen grünem Stahl pro Jahr in seinem Werk in Boden nutzen. Den Strom für die Elektrolyseure der Thyssenkrupp-Tochter sollen Wasser- und Windkraft liefern.

H2 Green Steel will eigenen Angaben zufolge das erste großtechnische grüne Stahlwerk in Europa bauen. Dafür hat das schwedische Unternehmen jetzt mit Thyssenkrupps Wasserstoff-Tochter Nucera eine Partnerschaft vereinbart. Nucera soll seine standardisierten 20-Megawatt-Elektrolyse-Module „Scalum“ für eine installierte Leistung von mehr als 700 Megawatt liefern. Damit entsteht laut Nucera auch eine der größten Wasserelektrolyse-Anlagen in Europa.

Wie die Thyssenkrupp-Tochter am Montag erläuterte, soll der grüne Wasserstoff für den Betrieb eines neuen, voll integrierten, digitalisierten und kreislauforientierten Stahlwerks von H2 Green Steel im nordschwedischen Boden eingesetzt werden. Dieser Betrieb soll Ende 2025 aufgenommen und 2026 hochgefahren werden. Die Produktion soll in der Anfangsphase bei 2,5 Millionen Tonnen grünem Stahl liegen und bis 2030 auf rund 5 Millionen Tonnen steigen. Für eine konstante Versorgung mit Strom aus erneuerbaren Energien will H2 Green Steel Wasser- und Windkraft nutzen.

Den Unterlagen zufolge soll der grüne Wasserstoff bei der Direktreduktion von Eisen einsetzt werden. Bei diesem Verfahren entsteht demnach statt flüssigem Roheisen ein fester Eisenschwamm, der in einem Elektrolichtbogenofen zu Rohstahl veredelt wird. Grüner Stahl werde bereits jetzt von der Automobilindustrie zur Reduktion ihres CO2-Fußanbdrucks besonders stark nachgefragt. Die alkalische Wasserelektrolyse-Technologie zur Herstellung von grünem Wasserstoff für die Direktreduktion von Eisen ermögliche es, die CO2-Emissionen im Vergleich zu der konventionellen Stahlerzeugung um bis zu 95 Prozent zu reduzieren.

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Das EU-gestützte neue Unternehmen will in seiner Gigafabrik bei voller Auslastung jährlich Module mit insgesamt fünf Gigawatt Leistung fertigen. Das Werk soll 2025 eröffnet werden.

Holosolis? Ein neuer Name in der Photovoltaik-Branche – der aber schon bald in aller Munde sein dürfte: Das Unternehmen will im ostfranzösischen Hambach (Départment Moselle) Europas größte Photovoltaik-Produktionsstätte errichten. Das Werk soll 2025 eröffnet werden. Ab 2027 soll es voll betriebsbereit sein, mit einer Kapazität von fünf Gigawatt jährlich. Holosolis will dort 1.700 Personen beschäftigen. Die Fabrik soll dazu beitragen, die Abhängigkeit Europas von Photovoltaik-Importen zu verringern und so die Energiesicherheit zu stärken.

Holosolis wurde von drei europäischen Akteuren gegründet: von EIT Innoenergy, ein von der EU kofinanzierter Cleantech-Investor mit Hauptsitz im niederländischen Eindhoven; von der französischen IDEC-Gruppe, ein bedeutender Akteur der dortigen Immobilienbranche, und von TSE, einen der wichtigsten Produzenten von Solarenergie in Frankreich und Marktführer im Bereich der Agri-Photovoltaik.

Die Gigafabrik ist strategisch bedeutsam für den Erfolg des Green Deal Industrial Plan der Europäischen Union. Holosolis ist auch eine der Vorzeigeinitiativen, die im Rahmen der Europäischen Solar PV Industrieallianz (ESIA) durchgeführt werden. Die Allianz will eine europäische Produktionskapazität von 30 Gigawatt pro Jahr ab 2025 aufbauen. Davon deckt Holosolis 15 Prozent ab. Im Rahmen des 2022 vorgestellten REPowerEU-Plans der EU-Kommission will Europa bis zum Jahr 2030 insgesamt 600 Gigawatt an Photovoltaik-Leistung ans Netz bringen.

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Künftig sind auch virtuelle Summenzähler bei Mieterstrom zulässig. Nach Einschätzung von Einhundert Energie senkt das die Kosten pro Netzanschluss um 20 Prozent. Damit kämen rund 50 Prozent mehr Gebäude für Mieterstrom-Projekte in Frage.

Nachdem jetzt auch der Bundesrat dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende (GNDEW) zugestimmt hat, wird der Smart-Meter-Rollout künftig deutlich schneller vonstatten gehen. Das Gesetz sieht aber auch vor, virtuelle mit physischen Summenzählern gleich zu stellen. Mieterstromprojekte werden damit wirtschaftlicher, erwartet der Kölner Mieterstrom-Dienstleister Einhundert Energie.

Mussten bislang in der Regel physische Summenzähler installiert werden, so können künftig nun auch intelligente Messsysteme, also Smart Meter, eingesetzt werden. Sie erfassen die Photovoltaik-Erzeugung und den Stromverbrauch der Kunden innerhalb einer Liegenschaft digital und aggregieren die Daten dann mittels Software. Dieses digitale Messkonzept wird als virtueller Summenzähler bezeichnet.

Da Stromerzeugung und -verbrauch am Netzanschluss durch die Gesetzesänderung nur noch virtuell gemessen werden müssen, entfallen Investitionen in teure Messtechnik und Handwerkerkapazitäten. Pro Netzanschluss können so rund 8.000 Euro eingespart werden, rechnet Einhundert Energie vor – das seien rund 20 Prozent der Gesamtkosten pro Netzanschluss eines Mieterstromprojekts. Sie könnten nun schneller, effizienter und kostengünstiger umgesetzt werden. Das Unternehmen geht davon aus, dass die Zahl der Gebäude, sie sich für ein Mieterstrom-Projekt eignen, damit um 50 Prozent steigt.

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TÜV Rheinland, Rheinische Netzgesellschaft und GVG Rhein-Erft haben 100 Haushalte in Erftstadt mit Gas versorgt, dem 20 Prozent Wasserstoff beigemischt war. Bei Anlagen, Geräten und im Netz kam es zu keinen Störungen.

Seit Oktober testen TÜV Rheinland, der Energieversorger GVG Rhein-Erft und die Rheinische Netzgesellschaft (RNG) als regionaler Netzbetreiber in Erftstadt bei Köln, wie sich die Beimischung von 20 Volumenprozent Wasserstoff im Gasnetz auswirkt. Zum Ende der Heizperiode haben die Partner Zwischenbilanz gezogen: Sämtliche angeschlossenen Gasverbrauchseinrichtungen laufen ohne jede Störung. Bislang ist hierzulande nur eine Beimischung von zehn Volumenprozent Wasserstoff zugelassen.

Die Bürger sowie das angeschlossene Gewerbe konnten über die gesamte Heizperiode hinweg ihre Geräte wie gewohnt nutzen, so der TÜV Rheinland. Diese mussten für das veränderte Gasgemisch nicht umgestellt werden. Auch hatte die veränderte Zusammensetzung des Gasgemisches keine Auswirkungen auf die Dichtigkeit des Gasnetzes.

Der Feldtest soll noch bis Ende Dezember andauern. Insgesamt nehmen 100 Haushalte aus den Stadtteilen Niederberg, Borr und Friesheim daran teil. Die Stadtteile eignen sich besonders gut für einen Feldtest dieser Art, da das rund neun Kilometer lange Netz erst 2007 errichtet wurde. Es ist damit technisch auf einem sehr modernen Stand. Mit seinen Hausanschluss- und Verteilleitungen lässt es sich zudem sehr gut überwachen. Sowohl Netztopologie als auch Gerätetechnik der Testhaushalte eignen sich besonders gut für eine repräsentative Ergebnisauswertung, die sich auf andere Gebiete übertragen lässt, so die Projektpartner.

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