Nach dem dritten Produktionsgipfel im Bundeswirtschaftsministerium sind drei prioritäre Maßnahmen ausgewählt worden. So soll die Renaissance der Solar- und Windindustrie in Deutschland durch Capex- und Opex-Förderung, staatliche Garantien sowie Vorantreiben von IPCEIs gelingen.

Am Dienstag haben sich Vertreter der deutschen Solar- und Windindustrie und aus dem Netzbereich mit Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) zu einem dritten „Produktionsgipfel zur Stärkung von Energiewendetechnologien“ getroffen. Die Deutsche Energie-Agentur (Dena) legte dabei einen Abschlussbericht vor und bündelte die Stellungnahmen und Empfehlungen aus dem Akteurskreis. Auf dieser Basis hat dann das Bundeswirtschaftsministerium Eckpunkte abgeleitet, wie der Ausbau der Produktionskapazitäten in Deutschland zügig vorangetrieben werden soll.

„Wir brauchen Planungs- und Investitionssicherheit, Ausweisung von Flächen, schnelle Genehmigungen“, sagte Bundeswirtschaftsminister Habeck in einem anschließenden Statement. Dies seien Voraussetzungen, dass es überhaupt gelingen könne. Habeck bat die die Länder, die Ausweisung von Flächen und Genehmigung von Anlagen zu forcieren. „Wir wollen wirklich beschleunigen, dafür räumen wir auf Bundesebene alle Hindernisse aus dem Weg“, so Habeck weiter.

Im Fokus stehen drei prioritäre Maßnahmen für den Wiederaufbau der Solar- und Windindustrie, die nun mit Nachdruck vorangetrieben werden sollen. Diese sind umso wichtiger, als es eine globale Konkurrenzsituation um die Standorte gibt. In den USA lockt die Politik mit den Anreizen aus dem Inflation Reduction Act (IRA) und China legt großen Wert auf die Weltmarktführerschaft im Photovoltaik- und Erneuerbaren-Bereich seiner Unternehmen.

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

Seit einigen Monaten steht ein Entwurf für eine überarbeite Produktnorm für Stecker-Solar-Geräte zur Kommentierung frei. Jetzt haben sich auch das Bundeswirtschaftsministerium und das Umweltbundesamt in miteinander abgestimmten Stellungnahmen dazu geäußert.

Jetzt stellen sich auch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz sowie das Umweltbundesamt (UBA) hinter den Vorschlag, bei Photovoltaik-Balkonmodulen den Anschluss mit gewöhnlichen Schuko-Steckern zu ermöglichen und die Bagatellegrenze auf 800 Watt anzuheben.

Zuvor hatten der VDE und die Deutsche Kommission für Elektronik, Elektrik und Informationstechnik DKE einen Vorschlag für eine Produktnorm für Stecker-Solar-Geräte abgegeben. Anhand so einer Produktnorm sollen Hersteller die Geräte entwerfen, um sie problemlos in Deutschland verkaufen zu können. In den Regeln wären auch die Art des Netzanschlusses klar definiert. Um Grundsatz ging es darum, die Bedingungen für Photovoltaik-Balkonkraftwerke zu vereinfachen, Bürokratie abzubauen und so mehr Installationen solcher Geräte zu ermöglichen.
Schuko-Stecker reicht aus

In jeweils miteinander abgestimmten Stellungnahmen teilen das Bundesministerium und das UBA mit, dass sie die Vorschläge der DKE und die Positionierung des VDE begrüßen. In der Erklärung bezieht sich Staatssekretär Patrick Graichen, der das Schreiben für das Bundesministerium verfasst hat, auch das Projekt „SteckerSolar“, das vom Wirtschaftsministerium gefördert wurde. Das Projekt hätte seinen Aussagen zufolge ergeben, dass die Nutzung eines gewöhnlichen Schuko-Steckers statt eines Wieland-Steckers keine kritischen Zustände im Hausnetz entwickeln könne. Daher sei eine Vorschrift auf Wieland-Stecker zu bestehen, nicht notwendig

Auch das Umweltbundesamt hebt hervor, dass eine Vereinfachung hier keine Sicherheitsbedenken nach sich ziehen würde und dass eine vereinfachte Installation vor allem für Mieter und Mieterinnen eine Vereinfachung darstellen würde. Somit solle der Teil zur Technologieoffenheit im Anhang des Produktnormentwurfs in den verbindlichen Teil der VDE-AR-N 4105 aufgenommen werden.

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Belgische Wissenschaftler haben einen solarbetriebenen Elektrolyseur entwickelt, der großflächige, geschindelte Photovoltaik-Module in Standardgröße zur Wasserspaltung verwendet. Berichten zufolge erreicht das System einen Wirkungsgrad von 10 Prozent bei der Umwandlung von Sonnenenergie in Wasserstoff bei einer Stromdichte von etwa 60 Milliampere pro Quadratzentimeter.

Forscher des belgischen Instituts Imec haben eine Wasserelektrolyse mit Anionenaustauschmembranen (AEM) zur Wasserstofferzeugung entwickelt. Sie erklärten, dass ihr Ansatz mit der solaren Erzeugung in einer Photovoltaik-Elektrolyseur-Konfiguration (PV-EC) kombiniert werden kann.

„Die Neuheit unseres Ansatzes besteht darin, dass wir großflächige, geschindelte Silizium-Photovoltaik in Standardgröße verwenden, um über 1,23 Volt für die Wasserspaltung in Kombination mit kostengünstiger Anionenaustausch-Wasserelektrolyse bereitzustellen, die die höheren Betriebsstromdichten der Polymerelektrolytmembran (PEM) mit kostengünstigen Materialien aus der alkalischen Elektrolyse kombiniert“, erklärte Forscherin Nina Plankensteiner auf Anfrage von pv magazine.

Die Wissenschaftler präsentierten ihre Ergebnisse in „Photovoltaic-Electrolyzer System Operated at >50 mA cm-2 by Combining Large-Area Shingled Silicon Photovoltaic Module with High Surface Area Nickel Electrodes for Low-Cost Green H2 Generation„, das kürzlich in „RRL Solar“ veröffentlicht wurde. Sie erklärten, dass PV-ECs unter allen Elektrolyseur-Technologien den höchsten technologischen Bereitschaftsgrad und die höchsten Wirkungsgrade bei der Umwandlung von Sonnenenergie in Wasserstoff bieten.

„In PV-EC-Systemen sind in Reihe geschaltete Silizium-Solarzellen, die eine Spannung von mehr als 1,23 Volt für die Wasserspaltung liefern, die Photovoltaik-Technologie der Wahl, die kommerziell kostengünstigen Strom mit stabilen Wirkungsgraden von 20 bis 25 Prozent bei 30 bis 40 Milliampere pro Quadratzentimeter liefert“, so der Forscher Joachim John. „Im nächsten Jahrzehnt könnten Silizium-Tandem-Konfigurationen mit Perowskit-Top-Zellen eine zusätzliche Rolle spielen, mit Umwandlungswirkungsgraden von nahezu 30 Prozent. Sie beschrieben das vorgeschlagene System als eine „kommerziell relevante Konfiguration“.

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Nicht alle Photovoltaik-Mietanlagen können von der Absenkung der Umsatzsteuer profitieren. Wo immer möglich, will DZ4 sie aber an Kunden weitergeben.

Seit Jahresbeginn gilt für die Lieferung und Installation von privaten Photovoltaik-Anlagen ein Nullsteuersatz bei der Umsatzsteuer. Allerdings waren zunächst Mietmodelle bei den Plänen zu Steuersenkungen nicht direkt eingeschlossen. Mittlerweile hat das Bundesfinanzministerium (BMF) jedoch zumindest einen Entwurf für ein Schreiben mit weiteren Details veröffentlicht. So können unter bestimmten Voraussetzungen auch bei Photovoltaik-Mietmodellen die Steuererleichterungen an die Kunden weitergegeben werden. DZ4 hat dafür ein eigenes rechtssicheres Modell entwickelt, wie es am Montag erklärte. Es macht dafür nun transparent, wie hoch der umsatzbefreite Mietanteil für seine Kunden jeweils sein wird.

Grundlage dafür sei das BMF-Schreiben von Ende Januar, dass allerdings noch ein Entwurf ist, jedoch Erläuterungen und Beispiele enthält. So werde erklärt, wann die Bedingungen für die umsatzsteuerbefreite Lieferung von Photovoltaik-Anlagen erfüllt sind. Dem BMF-Schreiben zufolge sind auch Mietkaufverträge, wenn sie bestimmte Kriterien erfüllen, als Lieferung einzustufen und profitieren von der Umsatzsteuer-Absenkung.

So seien die komplette Photovoltaik-Anlage, die Installation und der Austausch von Komponenten mehrwertsteuerbefreit, nur für gewisse Serviceleistungen, wie etwa Versicherungen, gilt der Nullsteuersatz nicht. Diese Leistungen fielen sowohl bei der Miete als auch beim Kauf einer Photovoltaik-Anlage. „Wir begrüßen die Absenkung der Mehrwertsteuer für Photovoltaikanlagen sowie die mittlerweile durch das BMF herbeigeführte Klärung zu dessen Anwendung auf Mietmodelle“, sagt DZ4-Geschäftsführer Christopher McLachlan. Aus seiner Sicht ist es für die Photovoltaik-Ausbauziele wichtig, dass Mieter und Käufer von den Steuererleichterungen profitierten.

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Das „Norddeutsche Reallabor“ hat eine Studie über den Einsatz von Wasserstoff im Wärmesektor veröffentlicht. Der Einsatz von Wasserstoff für die dezentrale Wärmebereitstellung ist nicht effizient, so das Fazit.

Die Verbrennung von Wasserstoff zur dezentralen Wärmeerzeugung in Gebäuden ist in der Regel nicht wirtschaftlich. Das ist Ergebnis einer Untersuchung des „Norddeutschen Reallabors“. Es sei im Vergleich zur Wärmepumpe fünf- bis sechsmal mehr Energie notwendig, um denselben Wärmebedarf zu decken.

Die Studienreihe „Titel „Potentiale, Grenzen und Prioritäten. Grüner Wasserstoff für die Energiewende” untersucht die Anwendung von Wasserstoff in verschiedenen Verbrauchssektoren. Die aktuelle Ausgabe widmet sich dem Einsatz zur Wärmeerzeugung für Gebäude.

Für die Berechnung wurde der Wärmebedarf eines unsanierten Einfamilienhauses hinzugezogen. Bei 40.000 Kilowattstunden entstehe ein Strombedarf von knapp 67.000 Kilowattstunden für die Herstellung des notwendigen grünen Wasserstoffes. Bei einer Wärmepumpe hingegen seien bei einer Jahresarbeitszahl von 3,4 knapp 12.000 Kilowattstunden für die Deckung des Bedarfes erforderlich. „Aus Effizienzgründen ist der Einsatz von Wasserstoff für die dezentrale Wärmebereitstellung nicht zu priorisieren, da hier ein Vielfaches an grüner elektrischer Energie für die Elektrolyse im Vergleich zu einem Szenario mit Wärmepumpen notwendig wäre”, so der Autor der Studie Felix Doucet vom Competence Center für Erneuerbare Energien und Energieeffizienz (CC4E).

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Nachdem die Modulpreise seit vergangenen November kontinuierlich gefallen sind, scheint es zum Februar 2023 die letzte Absenkung gewesen zu sein. Zumindest von Herstellerseite ist vorerst keine Preiserleichterung mehr zu erwarten. Als Gründe werden gestiegene Polysilizium-Kosten sowie erwartete Engpässe bei anderen Materialien genannt. Vereinzelt wir sogar schon wieder über eine Verteuerung der Solarmodule gesprochen. Auf Händlerebene ist davon aber noch nichts zu erkennen. Nachdem die Preise zunächst noch durch Abverkäufe der im vergangenen Jahr teurer eingekauften Ware dominiert wurden, gibt es allmähliche Preisanpassungen nach unten, um konkurrenzfähig zu bleiben und die Lager zu bereinigen.

Auch wenn es manchmal schwerfällt – Installateure und Einkäufer der größeren EPC-Unternehmen sollten ihren kaufmännischen Verpflichtungen nachgehen und die bestellten Module zu den vereinbarten, manchmal aus aktueller Sicht etwas hohen Preisen termingerecht abnehmen. Die Warenabnahme bei fallenden Preisen zu verzögern und dann auch noch nachverhandeln zu wollen, ist eine Unsitte, die die wenigsten Verkäufer durchgehen lassen. Wir Händler wollen uns schließlich nicht bereichern, sondern geben Preiserhöhungen wie Preisnachlässe in der Regel eins zu eins an unsere Kunden weiter. Wer Sicherheit wünscht und die benötigte Ware lange im Voraus einkauft, der muss auch mit zwischenzeitlichen Preisschwankungen leben können.

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Laut Trendforce könnte die Photovoltaik-Nachfrage in diesem Jahr um mehr als 53,4 Prozent steigen. Das sei auf die niedrigeren Modulpreise zurückzuführen sowie auf die verzögerten Projekte aus den Jahren 2021 und 2022, die jetzt ans Netz gehen. China wird dem taiwanesischen Analystenhaus zufolge dieses Jahr mit 148,9 Gigawatt der größte Markt sein, gefolgt von den Vereinigten Staaten mit 40,5 Gigawatt, Indien mit 17,2 Gigawatt, Brasilien mit 14,2 Gigawatt, Deutschland mit 11,8 Gigawatt, Spanien mit 11,4 Gigawatt und Japan mit 8 Gigawatt.

Nach neuen Schätzungen des taiwanesischen Marktforschungsunternehmens Trendforce könnten in diesem Jahr weltweit Photovoltaik-Anlagen mit insgesamt 350,6 Gigawatt Leistung installiert werden. Sollte sich dies bestätigen, würde dies einen Anstieg von 53,4 Prozent im Vergleich zu 2022 bedeuten, als der weltweite Zubau von Solaranlagen 228,5 Gigawatt erreichte.
Trendforce erwartet ein beschleunigtes Photovoltaik-Wachstum.

In diesem Jahr wird die Solarnachfrage Trendforce zufolge aufgrund der sinkenden Preise für Photovoltaik-Module besonders stark sein. Darüber hinaus werde eine große Anzahl von Projekten, die 2021 und 2022 aufgrund von Problemen in der Lieferkette verschoben wurden, nun nach und nach ans Netz gehen.

Der asiatisch-pazifische Raum wird demnach in diesem Jahr mit einer prognostizierten Nachfrage von 202,5 Gigawatt voraussichtlich den größten Teil der installierten Kapazität ausmachen. China, Malaysia und die Philippinen werden dieses Wachstum anführen. Auf Europa werden voraussichtlich 68,6 Gigawatt entfallen, wobei Deutschland, Spanien und die Niederlande an der Spitze stehen werden. In Nord- und Südamerika werden voraussichtlich 64,6 Gigawatt installiert, so Trendforce. Der Nahe Osten und Afrika werden in diesem Jahr zusammen 14,9 Gigawatt an neuen Photovoltaik-Anlagen installieren, was einem Anstieg von 49,5 Prozent im Vergleich zum Vorjahr entspricht, so das Forschungsunternehmen.

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Der Nationale Wasserstoffrat hat eine Prognose für den Bedarf an grünem Wasserstoff im Jahr 2030 veröffentlicht und er könnte sich gegenüber früheren Prognosen verdoppeln. Zum Erreichen der Klimaziele seien 53 bis 90 Terawattstunden notwendig.

In Folge der geopolitischen Verwerfungen durch den russischen Krieg gegen die Ukraine hat der Nationale Wasserstoffrat (NWR) seine Prognosen zum Bedarf an klimaneutralem oder weitgehend klimaneutralem Wasserstoff erhöht. In einem Grundlagenpapier geht er nun von 53 bis 90 Terawattstunden aus. Dies entspricht einer Elektrolyseleistung von bis zu 37 Gigawatt.

Vor dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine hatte der NWR mit einem Bedarf an grünen Wasserstoff von circa 44 Terawattstunden im Jahr 2030 gerechnet, ohne Wärmemarkt, Rückverstromung und den Ersatz von konventionellem, also grauem Wasserstoff. Dies hätte einer Elektrolyseleistung von mehr als 18 Gigawatt entsprochen. Mittlerweile geht er als Ergebnis der geopolitischen Verwerfungen durch den Ukraine-Krieg und der Einbeziehung des Wärmemarktes von einer Gesamtmenge von 53 bis 90 Terawattstunden aus, was einer Elektrolyseleistung von 22 bis 37 Gigawatt gleichkommt. Allein die Stahlindustrie komme auf einen Bedarf von 20 bis 28 Terawattstunden.

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Die in ein virtuelles Kraftwerk eingebundenen Fahrzeugbatterien werden genutzt, um kurzfristig auftretende Frequenzschwankungen abzufedern. Dies haben die Unternehmen nun erstmals in der Praxis umgesetzt.

Die Idee ist nicht neu und es gab auch schon einige Forschungsprojekte dazu: Man vernetzt die Batterien von Elektrofahrzeugen digital in einem virtuellen Kraftwerk und nutzt sie dann, um Regelenergie bereitzustellen. Genau dies haben der Übertragungsnetzbetreiber Tennet und Sonnen nun erfolgreich getestet. Dabei sei die Speicherkapazität der Fahrzeugbatterien erstmals in der Praxis genutzt worden, um kurzfristig im Stromnetz auftretende Frequenzschwankungen abzufedern, wie das Allgäuer Unternehmen am Mittwoch mitteilte.

Neben den Batterien der Elektroautos gehören auch Photovoltaik-Heimspeicher zum virtuellen Kraftwerk von Sonnen. Es handele sich um Fahrzeuge verschiedenen Hersteller, die in den Haushalten von Mitgliedern der Sonnen-Community genutzt würden. Diese befinden sich im Netzgebiet von Tennet. Für die Bereitstellung der Regelenergie muss die Speicherkapazität der Fahrzeugbatterien innerhalb von 30 Sekunden flexibel regelbar sein, um für den Ausgleich von Lastveränderungen und damit Frequenzschwankungen im Netz zur Verfügung zu stehen. Dies wird Sonnen zufolge allein über einen intelligenten Ladevorgang erreicht. Ein Entladen und damit eine zusätzliche Abnutzung der Batterien finde nicht statt.

Sonnen plant im nächsten Schritt die Einbindung von 5000 weiteren Haushalten mit einem Elektroauto und einer Wallbox des Anbieters in das virtuelle Kraftwerk. Mit den jeweils vorhandenen Photovoltaik-Heimspeichern in den Haushalten, die ein Potenzial von rund 80 Megawatt hätten, verfüge Tennet damit einer einen Primärregelbedarf von 170 Megawatt, heißt es weiter.

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Im Zuge des EEGs 2023 erhalten „besondere Solaranlagen“ einen Aufschlag auf den Zuschlagswert. Die Bundesnetzagentur will nun die Anforderungen an diese Photovoltaik-Anlagen genauer definieren, die auf Moorböden und Grunland errichtet werden. Stellungsnahmen sind bis zum 17. März möglich.

Mit dem EEG 2023 ist die Flächenkulisse für Solarparks erweitert worden. Künftig sollen Photovoltaik-Freiflächenanlagen auch auf Moorböden erlaubt und förderfähig sein. Sie fallen in die Kategorie „Besondere Solaranlagen“ und sollen sogar mit einem Aufschlag von 0,5 Cent pro Kilowattstunde zum Zuschlagswert in den Ausschreibungen erhalten. Allerdings muss noch genau definiert werden, was als entwässerter Moorboden, der wieder vernässt wird, gilt. Dazu hat die Bundesnetzagentur am Montag eine öffentliche Konsultation gestartet. Teil ist auch die genauere Festlegung von Grünland.

Besondere Solaranlagen auf Grünland seien solche Anlagen, bei denen eine Doppelnutzung am Standort der Errichtung in Form einer Grünlandbewirtschaftung stattfinden müsse. Nach dem Vorschlag der Behörde sollen Grünland-Flächen für die erhöhte EEG-Förderung gültig sein, die kein Moorboden sind, wenn eine gleichzeitige landwirtschaftliche Nutzung als Dauergrünland erfolgt, wenn es nicht in einem Natura 2000-Gebiet liegt oder nicht als natürlicher Lebensraum für wildlebende Tiere und Pflanzen gilt. Dies geht aus dem sechsseitigen Konsultationspapier der Bundesnetzagentur hervor.

Die Neuregelung im EEG sollte zudem auch auf Moorböden angewendet werden, die entwässert und landwirtschaftlich genutzt worden sind und mit der Errichtung der Photovoltaik-Anlage dauerhaft wiedervernässt werden. Dabei sei es unerheblich, ob die Photovoltaik-Anlage aufgeständert, fest im Boden verankert oder schwimmend auf der Fläche, also al eine Floating-Photovoltaik-Anlage errichtet werde.

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