Die Anlage entstand auf dem Gelände des zukünftigen Wasserstoffzentrums in Pfeffenhausen. Die Inbetriebsetzungsphase soll bis zum Sommer 2024 abgeschlossen sein. Jährlich sollen dann zwischen 440 bis 600 Tonnen grüner Wasserstoff produziert werden.

Die Hy2B Wasserstoff GmbH hat ihren Elektrolyseur mit fünf Megawatt Leistung am Freitag feierlich eingeweiht. Er entstand auf dem Gelände des zukünftigen Wasserstoffzentrums in Pfeffenhausen und hat eine Leistung von fünf Megawatt. Damit sollen jährlich zwischen 440 und 600 Tonnen grüner Wasserstoff produziert werden, nach einer Erweiterung und dem Erreichen der Maximalkapazität dann bis zu 1200 Tonnen. Es ist eine Verdoppelung der Leistung gepant.

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Mit der Bestellung eines „Connected Home Charging“-Package können künftig Photovoltaik-Anlagenbetreiber ihre Elektroautos von BMW mit überschüssigem Solarstrom laden. Das Angebot wird zunächst neben Deutschland und Österreich auch in Italien, Dänemark, Schweden und Norwegen verfügbar sein. Ab 2025 soll dann auch bidirektionales Laden ermöglicht werden.

Die Kooperation von BMW und Eon trägt erste Früchte. Nun werden Elektrofahrzeuge in das smarte Energiesystem von Haushalten integriert. Im ersten Schritt soll es dabei möglich sein, dass die Ladesäulen für Besitzer eines BMW- und Mini-Elektrofahrzeugen automatisiert in das Energiemanagement der heimischen Photovoltaik-Anlage und die Verbraucher im Gebäude eingebunden wird, wie die Unternehmen mitteilten. Dazu ist die Bestellung des „Connected Home Charging“-Package notwendig. Neben der BMW/Mini „Wallbox Plus“ muss ein „Smart Energy Module“ mit Backendbasis für Ladeoptionen installiert werden. Dies alles sowie die Inbetriebnahme und Einrichtung erfolge durch Eon.

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Fast 14 Megawatt Leistung soll die Photovoltaik-Anlage haben, die sich über die Fahrbahn der H189 erstrecken soll. Zunächst wird das Projekt einer Machbarkeitsstudie unterzogen.

Solarmodule über Fahrbahnen installieren. Die Idee ist nicht neu, doch bislang nur in Pilotprojekten umgesetzt. So gibt es ein gemeinsam von Deutschland, Österreich und der Schweiz finanziertes Forschungsprojekt an der Autobahn A81. Auf 12 mal 14 Metern sind dort Solarmodule auf einer 5,50 Meter hohen Stahlkonstruktion installiert – allerdings auf dem Gelände der Rastanlage Hegau-Ost. 33 Kilowatt Leistung hat die Pilotanlage.

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Seit einem Jahr sind alle Atomkraftwerke in Deutschland vom Netz. Seither ist der Strom sauberer und günstiger geworden, sagt Professor Bruno Burger vom Fraunhofer ISE. Der Erzeugungsanteil der Atomkraftwerke konnte in Deutschland vollständig durch erneuerbare Energien ersetzt werden.

Nach dem Atomausstieg ist der Strom in Deutschland sauberer und günstiger. Das ist die Bilanz, die das Fraunhofer ISE nach einem Jahr Atomausstieg zieht. Am 15. April 2023 gingen die letzten drei AKW-Meiler Emsland, Neckarwestheim und Isar vom Netz. Die letzten Wochen und Monate vor der Abschaltung der Anlagen waren politisch angespannt, da eine Diskussion über die möglichen Effekte des Atomausstiegs die Gemüter beschäftigte. Annahmen, dass Deutschland mehr Kohle verstromen wird, die Versorgungssicherheit nicht gewährleistet werden kann und der Strom aus den Nachbarländern eingekauft werden, heizten die Diskussion an.

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Nach 16 Abschlüssen vom Stromabnahmeverträgen im ersten Quartal – zahlenmäßig ein neuer Rekord – geht es im April mit einem PPA für eine 208 Megawatt Photovoltaik-Anlage direkt gut weiter. Doch trotz eines vielversprechenden Jahres 2023 verweist Pexapark darauf, dass die deutsche Erneuerbaren-Branche weiter mit sinkenden Strompreisen, hohen Finanzierungskosten und Herausforderungen bei den Investitionsausgaben kämpft.

Pexapark meldet für das erste Quartal 2024 einen neuen Rekord bei der Anzahl von Transaktionen für Stromlieferverträge (PPAs). Insgesamt seien 16 PPAs für Erneuerbaren-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 648 Megawatt bekannt geworden. Dies sei die bisher höchste Anzahl an PPA-Abschlüssen in einem Quartal, so die Schweizer Analysten. Insgesamt habe es 15 Corporate-PPAs und einen Developer-PPA gegeben. Wie sie sich auf Photovoltaik- und Windkraftanlagen verteilen, blieb zunächst offen.

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Im Forschungsprojekt »Modellregion Agri-Photovoltaik für Baden-Württemberg« werden Photovoltaik-Anlagen in Kombination mit verschiedenen landwirtschaftlichen Bewirtschaftungen erprobt. In Kressbronn am Bodensee gibt es eine Agri-Photovoltaik-Anlage über Apfelbäumen, deren zweijährige Messreihen mehrere positive Effekte zeigen, wie die Forscher des Fraunhofer ISE berichten.

Gemeinsam mit 13 Projektpartnern will das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Baden-Württemberg die Agri-Photovoltaik – also die Doppelnutzung von Flächen für landwirtschaftliche Zwecke und zur Solarstromerzeugung – voranbringen. Dazu gibt es das bis Ende 2024 von der Landesregierung geförderte Forschungsprojekt »Modellregion Agri-Photovoltaik für Baden-Württemberg«, in dem verschiedene Anwendungsfälle erprobt werden. Am Freitag erfolgte die feierliche Eröffnung der fünften Agri-Photovoltaik-Anlage auf dem Obsthof Vollmer in Oberkirch-Nussbach. Dort soll den Forschern zufolge die Kombination von Kern- und Beerenobst mit unterschiedlich nachgeführten Photovoltaik-Modulen erprobt werden.

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Die französische Regierung hat die seit langem erwarteten Vorschriften zur Festlegung der Bedingungen für die Installation von Photovoltaik-Anlagen auf landwirtschaftlichen Flächen veröffentlicht. Berücksichtigt werden dabei der Deckungsgrad der Flächen und der akzeptable Verlust an landwirtschaftlichen Erträgen.

Die französische Regierung hat das lang erwartete Dekret Nr. 2024-318 im Amtsblatt des Landes veröffentlicht. Darin werden die Bedingungen für die Installation von Photovoltaik-Anlagen auf landwirtschaftlichen, natürlichen oder forstwirtschaftlichen Flächen festgelegt. Es enthält auch eine Definition der Agri-Photovoltaik und stellt die landwirtschaftliche Nutzung in den Mittelpunkt der Debatte. Die neuen Bestimmungen besagen, dass eine Agri-Photovoltaik-Anlage das Potenzial des Bodens nicht negativ beeinflussen und der landwirtschaftliche Ertragsverlust weniger als zehn Prozent betragen darf.

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Neue Forschungsergebnisse des Fraunhofer IEG zeigen, dass Photovoltaik plus Wärmepumpen in Fernwärmenetzen weniger Fläche benötigen als ihre solarthermisch betriebenen Pendants. Die Wissenschaftler fanden auch heraus, dass steigende Energiepreise nur minimale Auswirkungen auf die Rentabilität beider Konzepte hätten.

Forscher der deutschen Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermische Systeme (IEG) untersuchten, wie solarthermisch unterstützte Wärmepumpen oder Luftwärmepumpen, die mit Solarstrom aus Photovoltaik-Freiflächenanlagen betrieben werden (PV-ASHP), in einem Fernwärmenetz (DHN) unter verschiedenen Szenarien mit Grubenwärmespeichern (PTES) kombiniert werden können. Sie fanden dabei heraus, dass das Konzept mit Luftwärmepumpen und Photovoltaik-Kraftwerken in dicht besiedelten Gebieten mehr Vorteile bieten könnte.

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Das Ziel des Aufbaus von Photovoltaik-Produktionskapazitäten mit 30 Gigawatt entlang der Wertschöpfungskette in Europa bis 2025 ist in weite Ferne gerückt. Die European Solar PV Industry Alliance fordert daher zehn Sofortmaßnahmen von der EU und den Mitgliedsstaaten. Die Kosten werden für die Capex-Förderung mit insgesamt 18 bis 24 Milliarden Euro und für die Opex-Förderung mit jährlich 4 bis 6 Milliarden Euro veranschlagt, bis das Ziel erreicht ist.

Vor einiger Zeit sah es so aus, als würde die Solarindustrie in Europe eine Renaissance erleben können. Mittlerweile hat sich das Blatt gewendet – zumindest in Deutschland. Immer mehr noch vorhandene Modulproduktionen werden heruntergefahren oder ganz geschlossen. Neue Fabriken – schon gar nicht im benötigten Gigawattmaßstab – werden nicht gebaut.

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Im November legte die Bundesregierung einen Entwurf vor. Seitdem haben sich viele Verbände und Interessensgruppen zu Wort gemeldet und den Entwurf an einigen Stellen kritisiert. Das Finanzierungsmodell, bei dem staatliche Subventionen vermieden werden sollen, ohne Endverbraucher zu überlasten, bleibt mit kleineren Änderungen bestehen.

Die Bundesregierung konnte sich auf eine Finanzierungsstruktur für das Wasserstoffkernnetz einigen. Die energiepolitischen Sprecher der Regierungsparteien gaben dazu eine Erklärung ab. Auf dieser Ebene habe man sich auf eine neue Fassung der sogenannten dritten Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes, die den Aufbau und die Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes rechtlich festhält, geeinigt. Mit einigen Änderungen zum ersten Vorschlag der Bundesregierung aus dem November 2023 soll das Konzept des Amortisationskontos zur Finanzierung der neuen Infrastruktur jetzt kommen.

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