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

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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Der Ausbau der Photovoltaik und Windenergie in den 20 wirtschaftsstärksten Staaten der Welt hat den Anteil der Kohle am Strommix um vier Prozentpunkte reduziert. In Australien, Deutschland und China war der Effekt am stärksten. Das zeigen Zahlen von Ember, einem Think Tank für Klimaschutz.

Die 20 wirtschaftsstärksten Staaten der Welt, die G20, haben den Anteil der Photovoltaik und der Windenergie an ihrem Strommix von 2015 bis 2022 von 5 auf 13 Prozent gesteigert. Das geht aus einer Analyse von Ember hervor, einem britischen Think Tank für Klimaschutz. Im gleichen Zeitraum fiel der Anteil der Kohle am G-20-Strommix von 43 auf 39 Prozent. Die G20-Staaten haben den Anteil der Photovoltaik seit 2015 vervierfacht, den der Windenergie verdoppelt.

Ember verweist darauf, dass nach Berechnungen des Weltklimarats IPCC die Photovoltaik und die Windenergie mehr als ein Drittel der Emissionssenkungen bewirken können, die bis 2030 erforderlich sind, um die globale Erwärmung auf 1,5 Grad zu begrenzen. „Kohlekraft durch Wind- und Solarenergie zu ersetzen, kommt einer Wunderwaffe für das Klima am nächsten“, sagte Malgorzata Wiatros-Motyka, Senior Analystin bei Ember. „Solar- und Windenergie senken nicht nur schnell die Emissionen, sondern auch die Stromkosten und reduzieren die gesundheitsschädliche Umweltverschmutzung.“

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Lediglich im Schwerlastverkehr und bei Spezialfahrzeugen findet die Studie des Norddeutschen Reallabors für Wasserstoff nennenswerte Anwendungsfälle. Für E-Fuels sehen die Experten im Straßenverkehr gar keinen Platz.

Das Norddeutsche Reallabor (NRL) hat in einer Studie untersucht, welchen Beitrag verschiedene Antriebe, Technologien und Energieträger – konkret batterieelektrische Antriebe, stromgeführte Oberleitungen, Brennstoffzellenantriebe und strombasierte synthetische Kraftstoffe – zur Defossilisierung des Straßenverkehrs leisten können. Auf Basis von Literaturauswertungen, Experteninterviews und eigenen Modellierungen untersucht die NRL-Studie, inwiefern ihr Einsatz für ein zukunftsfähiges Verkehrssystem ökologisch und ökonomisch sinnvoll ist.

Dabei kommen die Experten zu dem Ergebnis, dass Wasserstoff im Straßenverkehr künftig nur eine untergeordnete Rolle spielen wird. Die Gründe dafür lägen in der eingeschränkten Verfügbarkeit von Fahrzeugmodellen, Lieferschwierigkeiten und unzureichender Infrastruktur sowie insbesondere die niedrigere Energieeffizienz und der höhere Preis.

Die günstigste Energiequelle für den Fahrzeugbetrieb ist elektrischer Strom, so die Experten. Wasserstoff dürfte der Studie zufolge im gewerblichen Kontext an der Tankstelle netto nur rund fünf Euro pro Kilogramm kosten, um zum aktuellen Strompreisniveau konkurrenzfähig zu sein. Tatsächlich kostet der aktuell an Tankstellen erhältliche, zumeist graue Wasserstoff derzeit aber noch netto 10,80 Euro pro Kilogramm für 350 bar-Nutzfahrzeuge. Für den privaten PKW-Bereich mit dem typischen 700-bar Tank gilt, dass für eine Konkurrenzfähigkeit der aktuelle Tankstellenpreis von brutto 13,85 auf rund acht Euro pro Kilogramm für rein grünen Wasserstoff gesenkt werden müsste.

Schließen ließe sich diese Preisschwere mit Klimaschutzdifferenzverträgen. Über sogenannte „Carbon Contracts for Difference“ zwischen Staat und Unternehmen sollen die Mehrkosten bei den Klimaschutz-Aufwänden ausgeglichen werden. Bislang ist allerdings nur vorgesehen, das Instrument auf die Stahl- und Chemieindustrie anzuwenden. Ein weiterer möglicher Anreizmechanismus für den Einsatz von grünem Wasserstoff im Verkehrssektor ist nach Ansicht des NRL das Instrument der Treibhausgas-Minderungsquote.

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Interview: Nicht mehr nur bei Dachanlagen, sondern auch bei Photovoltaik-Kraftwerken steigt das Interesse an in Europa produzierten Solarmodulen. Die Bereitschaft, dafür mehr Geld auszugeben, ist durchaus vorhanden, wie Stefan Müller, COO von Enerparc, im Gespräch mit pv magazine erklärt. Darüber hinaus gibt es Einblicke, wie sich der Markt für Corporate PPAs entwickelt und für welche Anlagen sich die EEG-Ausschreibungen weiterhin lohnen.

pv magazine: Enerparc ist EPC und IPP, sie entwickeln, bauen, betreibenAnlagen und verkaufen Strom. Momentan gibt es verstärkt Bestrebungen von Seiten der Politik und potenziellen Herstellern, wieder eine europäische Photovoltaik-Produktion aufzubauen, also von Silizium über Wafer, Ingots vor allem zu Zellen und dann zu Modulen. Interessiert das potenzielle Modulkäufer?

Stefan Müller (Foto): Absolut ja. Wir begrüßen das Thema auch. Im Residential-Bereich ist das ja auch bekannt. Dort gibt es viele Argumentationen und auch Marketingkampagnen für den Kauf lokaler Produkte Da funktioniert das sehr gut, weil dieser Kauf auch eine emotionale Entscheidung ist. Wir sehen jetzt bei uns mehr und mehr, dass klassische Corporate-PPAs unterschrieben werden mit größeren Konzernen, für die Energie nur ein Teil vom Ganzen ist. Für die ist es eher wichtiger, auch eine gute Story zu haben. Und eine gute Story heißt, dass sie nicht nur ihren CO2-Fußabdruck reduzieren, sondern auch wenn die Produkte aus Europa und aus Deutschland kommen.

Da hat sich dann ja im Vergleich zu vor einigen Jahren etwas verändert.

Ja, für Energieversorger sieht es aber etwas anders aus. Die würden vielleicht einen Cent mehr pro Modul zahlen, und das würde dann die Kilowattstunde Strom final 0,3 Cent teurer machen. Das ist aber nicht der einzige Maßstab. Ich glaube, dass da draußen eine Bereitschaft, höhere Preise zu zahlen, vorhanden ist. Gerade für die Corporate Abnehmer mit einem starken Brand, deren Produkte nur zum Teil etwas mit Energie zu tun hat.

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