Die Anlagen „Alttrebbin“ und „Gottesgabe“ stehen östlich von Berlin. EnBW hat dort zusätzlich zwei Batteriespeicher mit je 3,9 Megawattstunden Kapazität installiert.

Zusammen mit dem vor gut einem Jahr von EnBW in Betrieb genommenen Solarpark „Weesow-Willmersdorf“ bilden die beiden neuen Anlagen „Alttrebbin“ und „Gottesgabe“ östlich von Berlin ein Solarcluster mit einer Leistung von rund 500 Megawatt. Der Solarpark Gottesgabe ist bereits seit Mitte Februar in Betrieb, die Anlage Alttrebbin folgte wenige Tage darauf. Ihr Ertrag reicht auf das Jahr gerechnet aus, um 90.000 Haushalte mit Strom zu versorgen.

In den beiden Solarparks sind 700.000 bifaziale Module von Longi Solar verbaut. Die Zentralwechselrichter kommen von Siemens, die Unterkonstruktionen stammt von Schletter. Die Anlagen speisen die erzeugte Energie in das 110.000 Volt Hochspannungsnetz des Netzbetreibers Edis bei Metzdorf ein. Dazu hat EnBW rund acht Kilometer Hochspannungskabel bis zum Netzverknüpfungspunkt verlegt.

In beiden Anlagen setzt EnBW erstmals Batteriespeicher ein. Sie haben eine Kapazität von jeweils 3,9 Megawattstunden. In erster Linie dienen sie dazu, den Eigenbedarf der Umspannwerke und Wechselrichter in den Nachtstunden zu decken. Damit erzeugen die Solarparks die für ihren Betrieb benötigte Energie vollständig selbst, so EnBW. Zudem speisen sie Strom ins Netz. „Wo immer sinnvoll und wirtschaftlich umsetzbar, planen wir solche Speichersysteme in unsere Solarparks ein“, erklärt Thorsten Jörß, Leiter Projektentwicklung Photovoltaik bei EnBW.

Die Bauarbeiten für beide Projekte starteten im März 2021. Geplant war eine Inbetriebnahme bis Ende 2021. Das Projektteam musste jedoch während der Bauzeit das Timing der einzelnen Gewerke auf der Baustelle anpassen, da es als Folge der weltweiten Lieferschwierigkeiten, der Auswirkungen der Corona-Pandemie und dem Hochwasser in Europa zu Verzögerungen kam.

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Die Wärmepumpe doch erst in ein paar Stunden einschalten oder das Elektroauto etwas später laden. Dass das dem Netzbetrieb in der Energiewende helfen kann, ist vielen bekannt. Doch noch fehlen die massentauglichen Modelle für die Abrechnung und Vergütung, damit solche Maßnahmen flächendeckend zum Einsatz kommen können. Netzbetreiber 50 Hertz sowie die Technologiepartner Theben und Decarbon1ze haben vor, das zu ändern.

Der Übertragunsgnetzbetreiber 50 Hertz forscht gemeinsam mit zwei weiteren Unternehmen an Möglichkeiten, die Sektorenkopplung auch in Privathaushalten und dem Kleingewerbe voranzubringen. Das geht aus einer Meldung des Unternehmens hervor. In dem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz geförderten Forschungsprojekt beteiligen sich auch noch der Hersteller von Lösungen für die digitale Energiewende und Gebäudeautomation, Theben, sowie das Unternehmen Decarbon1ze, das digitale Lösungen für Stromzähler entwickelt.

In dem Projekt „Flexible Metering and Controlling“, abgekürzt „FlexMC“, wollen die Partner „einfache Lösungen“ finden, die den Nutzenden einen finanziellen oder praktischen Mehrwert liefern. Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und Stromspeicher können Stromverbrauch und Bereitstellung zeitlich verschieben. Nehmen Verbraucher diese Möglichkeit wahr, entstehen „Kleinflexibilitäten“ hinter dem Zähler. Im Verteilnetz sollen diese für Entlastung sorgen, im Übertragungsnetz soll dadurch die Stromversorgung effizienter und stabiler werden, erklärte 50 Hertz weiter.

Damit diese Möglichkeiten praktisch ausgeschöpft werden können, wollen die Projektpartner zunächst Lösungen für das Zählen und Abrechnen der kleinen Flexibilitäten finden. Dabei sollen Nutzende Ein- und Ausspeisedaten einzelner Verbraucher über mehrere Unterzähler am Smart-Meter-Gateway einzeln erfasst werden. So sei es möglich, die Flexibilität eichrechtskonform zu zählen und somit auch zu vergüten. Die Lösung soll in neue und auch bestehende Smart Meter eingebunden werden können.

Bereits im vergangenen Sommer veröffentliche die Elia Group, zu der 50 Hertz gehört, ein Whitepaper, in dem die Gruppe eigenen Angaben zufolge der Debatte zur Nutzung kleinteiliger Flexibilitäten angestoßen hat. Im Herbst folgte ein Hackathon, an dem Studierende und Start-ups teilnahmen, um Konzepte zur Umsetzung zu entwickeln. Mit diesem Forschungsprojekt geht das Vorhaben, Kleinflexibilitäten hinter dem Zähler aus Energiedienstleistung einzusetzen, in die nächste Phase.

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Baden-Württemberg begrenzt die Flächen für Solarparks in landwirtschaftlich benachteiligten Gebieten auf eine neu installierte Leistung von 100 Megawatt pro Jahr. Für das Erreichen der Klimaschutzziele ist jedoch die sechsfache Menge nötig, meint das Solar Cluster Baden-Württemberg.

In Baden-Württemberg müssen jährlich 2.000 Megawatt Photovoltaik-Leistung zugebaut werden, um die Klimaziele zu erreichen – gut 1.300 Megawatt auf Dächern, 600 Megawatt auf Freiflächen und 60 Megawatt als Agri-Photovoltaik-Anlagen. Das hat das Solar Cluster Baden-Württemberg (BW) ausgerechnet. Allerdings limitiert die Freiflächenöffnungsverordnung des Landes das mögliche Zubauvolumen stark: In landwirtschaftlich benachteiligten Gebieten gilt eine Grenze von 100 Megawatt pro Jahr.

Die grün-schwarze Landesregierung müsse daher dringend die bestehende Begrenzung aufheben, fordert Franz Pöter, Geschäftsführer des Solar Cluster BW. In einem ersten Schritt sei eine Anhebung auf 500 Megawatt pro Jahr erforderlich. Sonst gebe es ein Nadelöhr, das Projekte verhindere. Im vergangenen Jahr sei dies bereits der Fall gewesen: Nach Angaben des Solar Cluster BW hat 2021 ein Solarpark aufgrund der geltenden Regelung bei den Ausschreibungen keinen Zuschlag erhalten.

Pöter fordert die Landesregierung auf, sich ein Beispiel an Bayern zu nehmen. „Dort wurden in den letzten fünf Jahren rund 20-mal so viel Solarparks wie im Südwesten errichtet und eine großzügige Begrenzung auf 200 Projekte pro Jahr festgelegt“, erklärt er. „Damit es bei Freiflächensolaranlagen vorangeht, brauchen wir dringend eine Überarbeitung der hiesigen Freiflächenverordnung.“

Baden-Württemberg hat die Freiflächenöffnungsverordnung 2017 beschlossen, kurz nachdem die damalige EEG-Novelle den Ländern dazu die Möglichkeit gegeben hatte. Die als „benachteiligt“ definierten Gebiete machen zwei Drittel der Acker- und Grünlandfläche des Landes aus. Sie umfassen 900.000 Hektar. Die Freiflächenöffnungsverordnung gilt für Photovoltaik-Anlagen mit einer installierten Leistung von 750 Kilowatt bis 20 Megawatt.

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Allein 2020 und 2021 sollen bis zu 128.000 Stecker-Solar-Geräte in Deutschland verbaut worden sein, wie eine Marktstudie der HTW Berlin und der Verbraucherzentrale NRW ergab. Dabei gibt es vielfältige Aufstellungsorte für die Systeme und noch viel zu tun, um Menschen ohne eigenes Dach zu erreichen.

Vor Jahren galten sie als „Guerilla“-Photovoltaik-Anwendungen. Mittlerweile haben sich diese Photovoltaik-Balkonmodule zumindest semantisch zu Stecker-Solar-Geräten weiterentwickelt und finden sich tausendfach in Deutschland. Bis zu 190.000 Stecker-Solar-Geräte sind in den vergangenen Jahren hierzulande installiert worden. Allein 2020 und 2021 kamen bis zu 128.000 dieser Photovoltaik-Systeme mit einer Gesamtleistung von bis zu 51 Megawatt hinzu, wie die Ergebnisse einer Marktstudie zeigen, die die Verbraucherzentrale NRW und die HTW Berlin am Donnerstag veröffentlichten. Der Markt sei damit „deutlich größer als bisher gedacht“.

Sie befragten die Anbieter der Stecker-Solar-Geräte und 58 von 156 aktive Marktteilnehmer beteiligten sich. Der Markt zeige „ein buntes Bild kleiner und großer Anbieter“. Zugleich entwickle er sich dynamisch. „Bisher dominieren einige größere Anbieter den Markt, gleichzeitig sorgen neue Anbieter und die vielen kleineren Unternehmen für einen regen Wettbewerb“, erklärte Barbara Praetorius, Professorin an der HTW Berlin und Mitautorin der Studie. Etwa 75 Prozent der Stecker-Solar-Geräte würden direkt an Endkunden verkauft. „Absatzwege über die Handelsketten werden bisher noch kaum genutzt. Für die Marktentwicklung bedeutet dies noch viel Luft nach oben“, so Praetorius weiter.

Dies bestätigte auch Thomas Seltmann von der Verbraucherzentrale NRW, selbst wenn die installierte Gesamtzahl der Stecker-Solar-Geräte im oberen Bereich der bisherigen Schätzungen liege. „Die Studie macht deutlich, dass Politik und Netzbetreiber endlich weitere Hürden aus dem Weg räumen müssen“, sagte Seltmann. Streit gebe es weiterhin über den normkonformen Anschluss und unangemessene Forderungen der Netzbetreiber. Daher seien Vereinfachung für die Nutzung der Stecker-Solar-Geräte dringend geboten, so der Verbraucherschützer. Der Umfrage zufolge hat sich der Schuko-Stecker als Standard durchgesetzt. Er werde in 77 Prozent aller Stecker-Solar-Geräte genutzt.

Offiziell müssen Solar-Stecker-Geräte auch im Marktstammdatenregister gemeldet werden. Die Studie der HTW Berlin und der Verbraucherzentrale NRW ergab jedoch, dass dies die wenigstens Anwender machen. „Die Meldeprozesse sind für Steckersolargeräte zu komplex. Nur zehn bis zwanzig Prozent werden überhaupt angemeldet“, sagte Praetorius.

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Die Anlage soll die Serienproduktion von Brennstoffzellen für LKWs, Busse und Züge voran bringen. Das ZSW will hier mit der Industrie unter seriennahen Bedingungen Komponenten und Fertigungsprozesse für Brennstoffzellen-Stacks entwickeln. Zudem erhält das ZSW Fördermittel für weitere Wasserstoff-Projekte.

Im Frühsommer dieses Jahres wird das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) in Ulm das nach eigenen Angaben größte unabhängige Testfeld für Brennstoffzellen in Europa eröffnen. Direkt daneben haben die Forscher nun den ersten Spatenstich für eine neue Brennstoffzellen-Forschungsfabrik namens „HyFaB-2“ gesetzt: Auf 3.000 Quadratmetern wollen die Wissenschaftler gemeinsam mit der Industrie Fertigungsverfahren für Brennstoffzellenstapel und dessen Komponenten unter seriennahen Bedingungen entwickeln und verbessern. Zudem entstehen dort Seminar- und Büroräume. Die Fabrik soll im Juni 2023 in Betrieb gehen.

Das Land Baden-Württemberg fördert den Bau der HyFaB-2 mit 7,75 Millionen Euro aus europäischen Fördermitteln des Covid-19-Recovery Fund (REACT-EU). Das Bundesministerium für Digitales und Verkehr wiederum sieht eine Projektförderung unter Industriebeteiligung von bis zu 30 Millionen Euro für die HyFaB vor, von denen in diesem Jahr bis zu 10 Millionen Euro bewilligt werden sollen. An der Spatenstich-Feier haben auch Baden-Württembergs Umweltministerin Thekla Walker (Grüne) und die Wirtschaftsministerin Nicole Hoffmeister-Kraut (CDU) teilgenommen.

Den Schwerlastverkehr im Visier

Mit der neuen Forschungsfabrik will das ZSW Firmen unterstützen, in den Brennstoffzellen-Massenmarkt einzusteigen. „In der HyFaB treibt das ZSW mit Unternehmen aus der Komponenten- und Zulieferindustrie die beginnende Serienproduktion von Brennstoffzellen-Stacks voran“, sagt Markus Hölzle, Leiter der ZSW-Aktivitäten in Ulm. „Mit HyFaB-2 entsteht eine weltweit einzigartige Modellfabrik, die es erlaubt, einzelne Prozessschritte für verschiedene Brennstoffzellen-Stack-Designs oder Hersteller voneinander unabhängig zu entwickeln.“

Das ZSW hat als Einsatzfeld für die Brennstoffzellen besonders den Schwerlastverkehr im Visier. Dafür wollen die Wissenschaftler in der neuen Forschungsfabrik mit der Automobil- und Brennstoffzellen-Zulieferindustrie genauso zusammenarbeiten wir mit Unternehmen aus dem Maschinen- und Anlagenbau. Neben Herstellprozessen sollen auch Fachkräfte qualifiziert und Branchenwissen generiert werden. Außer dem ZSW sind das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg und der Verband der Deutschen Maschinen- und Anlagenbau e.V. (VDMA) als ausführende Partner am HyFaB-Projekt beteiligt.

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Die direkte Koppelung der Elektrolyseure mit Photovoltaik- und Windenergie-Anlagen ist vielerorts am günstigsten, zeigt eine Analyse von Analyse von Aurora Energy Research. Deutschland gehört zu den teuersten Elektrolyse-Standorten in Europa.

Das britische Analystenhaus Aurora Energy Research hat die Kosten für die Herstellung von Wasserstoff aus Elektrolyseuren über vier verschiedene Geschäftsmodelle für acht europäische Länder analysiert. Zentrales Ergebnis: Grüner Wasserstoff kann im Jahr 2030 in einigen Ländern Europas für rund drei Euro pro Kilo produziert werden. Damit erreicht er Kostenparität mit blauem Wasserstoff, der aus Erdgas mit Speicherung des dabei freigesetzten Kohlendioxids hergestellt wird. Mit grauem Wasserstoff kann er es allerdings nicht aufnehmen – dafür müssten die Kosten auf etwa zwei Euro pro Kilogramm sinken.

Ein Vergleich verschiedener Geschäftsmodelle zeigt, dass sich von Land zu Land und sogar von Region zu Region unterscheidet, wie die wirtschaftlichste Systemauslegung aussieht. In Ländern wie Norwegen, Spanien und Großbritannien lässt sich grüner Wasserstoff am kostengünstigsten produzieren, indem ein Elektrolyseur direkt vor Ort mit Photovoltaik- und Windenergie-Anlagen gekoppelt wird. Das ideale Geschäftsmodell besteht den Marktforschern zufolge hier darin, die Auslastung durch eine flexible Anpassung an die jeweilige Wind- und Solarstromerzeugung zu optimieren.

Deutschland gehört unter den betrachteten Ländern zu denen mit den höchsten Produktionskosten, so Aurora Energy Research. Am günstigsten sind hierzulande netzgekoppelte Elektrolyseure, die flexibel betrieben werden. So können sie Zeiten hoher Stromkosten vermeiden und ihre Betriebskosten senken. Durch hohe Anschluss- und Netzgebühren erreicht grüner Wasserstoff in Deutschland erst Mitte der 2030er Jahre die Kostenparität mit blauem Wasserstoff.

Aurora Energy Research hat auch modelliert, was zum Erreichen von Produktionskosten von zwei Euro pro Kilo nötig wäre: Bei einer Elektrolyseur-Auslastung von 50 Prozent bräuchte es dafür durchschnittliche Stromkosten von 10 Euro pro Megawattstunde – eine zumindest in den kommenden Jahren unrealistische Annahme. Somit bedürfe es in den 2020er Jahren gezielter Unterstützung durch die Regierungen, um den Aufbau einer grünen Wasserstoffwirtschaft zu fördern und die Kosten zu senken.

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Eine Umfrage des Fraunhofer ISI zeigt, dass 84 Prozent der Haushalte mit Elektroauto Ökostrom beziehen. Insgesamt 48 Prozent der Haushalte besitzen eine Photovoltaik-Anlage.

Dem Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI) zufolge fällt der CO2-Fußabdruck eines Elektroautos beim gegenwärtigen Strommix um bis zu 75 Prozent kleiner aus als der von Autos mit Verbrennungsmotoren. Doch wie viele Haushalte mit Elektroauto beziehen überhaupt Ökostrom? Das hat das Fraunhofer ISI jetzt zusammen mit der ESA² GmbH in einer Umfrage unter 867 Nutzern von Elektrofahrzeugen in Deutschland ermittelt.

Die Fraunhofer-Forscher kommen zu dem Ergebnis, dass 84 Prozent der Haushalte mit Elektroauto einen Ökostrom-Vertrag abgeschlossen haben. Das liege weit über dem Durchschnitt aller Haushalte in Deutschland (30 Prozent) und auch über dem EU-Schnitt aller EU-Haushalte mit Elektroautos (63 Prozent). Wie hoch die Energiewende-Ansprüche der abgeschlossenen Ökostrom-Tarife sind, können die Forscher allerdings nicht angeben, da viele der Befragten dazu keine Angaben gemacht haben oder dies schlichtweg nicht wussten. Als Gründe für den Abschluss eines Ökostrom-Vertrages nannten die Teilnehmer ein hohes Umweltbewusstsein sowie die staatliche Förderung von Wallboxen, die 2021 an den Abschluss eines Ökostromvertrags geknüpft war.

Sehr beliebt ist das Laden mit eigenem Solarstrom: Insgesamt 48 Prozent der befragten Haushalte mit Elektroauto haben zugleich auch eine Photovoltaik-Anlage installiert. 59 Prozent der Teilnehmer geben an, bevorzugt zuhause zu laden (EU-Durchschnitt 64 Prozent). 71 Prozent haben mit dem Kauf eines Elektroautos einen konventionellen PKW mit Verbrennungsmotor ersetzt.

Eine gesonderte Befragung von Flottenmanagern in Unternehmen zeigt, dass 81 Prozent der Ladepunkte am Arbeitsplatz mit Ökostrom versorgt werden (EU-Durchschnitt 60 Prozent). Bei öffentlichen Normalladestationen liegt der Ökostrom-Anteil bei 85 Prozent (EU-Durchschnitt 62 Prozent), bei Schnellladestationen sind es 75 Prozent (EU-Durchschnitt 57 Prozent).

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Ab dem 22. Februar können Bauwillige bei der KfW neue Förderanträge zur energieeffizienten Sanierung von Gebäuden stellen. Die Förderbedingungen bleiben dem Bundeswirtschaftsministerium zufolge unverändert.

Bau- und Sanierungswillige müssen die Förderlandschaft gerade ganz genau im Auge behalten. Am 24. Januar hatte eine Mitteilung von KfW und Bundeswirtschaftsministerium für Unruhe gesorgt, wonach die Bewilligung von Anträgen nach BEG-Förderung der KfW mit sofortiger Wirkung auf Eis gelegt wird. Betroffen waren die Effizienzhaus-55-Neubauförderung, die ohnehin zum Monatsende ausgelaufen wäre, sowie die Förderung für Sanierungen und die Neubauförderung für EH40-Neubauten. Am 1. Februar verständigten sich dann die Bundesministerien für Wirtschaft und Klimaschutz sowie für Finanzen darauf, dass trotz des verkündeten Förderstopps alle förderfähigen Altanträge genehmigt werden, die vor dem 24. Januar 2022 eingegangen sind. Und am heutigen Montag teilte das Bundeswirtschaftsministerium nun mit, dass ab dem 22. Februar 2022 bei der KfW wieder neue Anträge gestellt werden können – zumindest für Sanierungsmaßnahmen.

„Die Sanierungsförderung im Rahmen der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) startet damit wieder. Die Förderbedingungen für Sanierungsmaßnahmen bleiben unverändert“, so das Ministerium. Mit Blick auf die Zukunft der BEG-Förderung teilte das Ministerium mit, die Bearbeitung aller förderfähigen Altanträge sei Schritt eins, der Neustart der Sanierungsförderung Schritt zwei. Zum nächsten Schritt – der neu aufzusetzenden EH40-Neubauförderung – gibt es demnach zurzeit intensive Abstimmungen innerhalb der Bundesregierung.

Wie das Bundeswirtschaftsministerium weiter mitteilte, haben Bundesregierung und Haushaltsausschuss in der vergangenen Woche rund 9,5 Milliarden Euro neue Mittel für die BEG-Förderung bereitgestellt. Das Geld sei für die Abarbeitung der Altanträge, die Wiederaufnahme der Sanierungsförderung und die Neuauflage der EH40-Neubauförderung bestimmt sind und solle die Finanzierung bis zur Verabschiedung des regulären Haushaltes sichern.

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Bei den Modulpreisen scheint der Drei-Jahres-Peak nun überschritten zu sein. Wie die Corona-Zahlen in Deutschland, so sinken auch die Preise insbesondere für Projektmodule langsam, aber kontinuierlich wieder. Bei größeren Abnahmemengen können Module der Leistungsklassen oberhalb 400 Watt vereinzelt durchaus wieder unter der 26-Eurocent-Marke gebucht werden. Die Lieferung erfolgt dann in der Regel frühestens ab April oder Mai, denn kurzfristig verfügbare Ware, die noch zu höheren Kosten produziert und transportiert werden musste, wird momentan auch noch zu deutlich höheren Preisen gehandelt. Das ist der Grund, warum der Preisindex diese Entwicklung noch nicht richtig abbildet. Hier bewegen wir uns bei den leistungsstarken Modultypen noch im Bereich deutlich oberhalb 30 Eurocent pro Wattpeak. Der Preisanstieg der vergangenen Monate ist zwar zum Stillstand gekommen, ein echter Abwärtstrend ist zu diesem Zeitpunkt jedoch noch nicht erkennbar.

Schauen wir uns einmal die aktuelle Situation beispielhaft in Deutschland an. Der Zubau an Neuanlagen im Jahr 2021 wird mit 5,3 Gigawatt angegeben und liegt damit zwar etwa 10 Prozent über dem Vorjahr, allerdings gibt es große Unterschiede bei den einzelnen Marktsegmenten. Bei den Kleinanlagen im Segment Eigenheime ist nach Wegfall der EEG-Umlage bei Installationen bis 30 Kilowattpeak ein starkes Wachstum zu verzeichnen. Ebenfalls boomte das Segment Freiflächenanlagen aufgrund von steigenden Strompreisen innerhalb von Power Purchase Agreements (PPAs). Ganz anders sah es hingegen im gewerblichen Segment beziehungsweise bei den großen Aufdachanlagen über 100 Kilowattpeak aus. Hier gab es einen massiven Markteinbruch – im zweiten Halbjahr 2021 wurde nur noch etwa ein Sechstel der Leistung des gleichen Vorjahreszeitraums installiert.

Große Dachprojekte mit Volleinspeisung sind aufgrund der um mindestens 20 Prozent gestiegenen Komponentenpreise bei gleichzeitigem Rückgang der Einspeisevergütung um ebenfalls fast 20 Prozent auf das Gesamtjahr gesehen nicht mehr wirtschaftlich. Es bräuchte bei den momentanen Installationspreisen eine Vergütung von mindestens acht Eurocent pro Kilowattstunde, was sich ja auch an den Gebots- beziehungsweise Zuschlagspreisen in den letzten öffentlichen Ausschreibungsrunden widerspiegelt. Leider waren die bisher in Aussicht gestellten Volumina in den Auktionen mit 300 Megawatt pro Jahr viel zu klein dimensioniert. Eine Regelförderung außerhalb der Ausschreibungen ist für Anlagen größer 300 Kilowattpeak aufgrund des Eigenversorgungszwangs ohnehin unattraktiv, aber auch zwischen 100 und 300 Kilowattpeak lässt sich aus oben genannten Gründen keine Anlage mehr renditeträchtig realisieren, zumindest wenn langfristige Planungssicherheit gefordert ist.

Da sich jedoch für die aktuellen Hemmnisse unter anderem aus dem Wirtschaftsministerium etliche Gegenmaßnahmen ankündigen, ergibt sich ein riesiges Potenzial für 2022 und die Folgejahre. Bei Eigenverbrauchsanlagen über 30 Kilowattpeak dürfte sich auch jetzt schon vor allem die Senkung der EEG-Umlage von 6,5 Eurocent auf 3,7 Eurocent pro Kilowattstunde zum 1.1.2022 bemerkbar machen. Ein Anstieg der Modulkosten um zehn Eurocent pro Wattpeak führt zu einem Mehrbedarf von etwa einem Eurocent pro Kilowattstunde bei der Vergütung, um die Wirtschaftlichkeit eines Projekts auf dem gleichen Niveau zu halten. Die Senkung der EEG-Umlage hat hier die Kosten für Investoren aber bereits um rund drei Eurocent reduziert oder aber die höheren Gestehungskosten um zwei Eurocent pro Kilowattstunde überkompensiert. Die vollständige Abschaffung der EEG-Umlage zum 1.1.2023, kürzlich sogar schon zum 1.7.2022 diskutiert, würde Eigenverbrauchsprojekte noch weiter fördern. Damit wären dann auch Projekte mit sehr kleiner Eigenverbrauchsquote, zum Beispiel 10 Prozent Eigenverbrauch und 90 Prozent Netzeinspeisung, noch wirtschaftlich.

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Auf dem Rasen des Europa-Parks kickt der SC Freiburg um den Einstieg ins europäische Geschäft, auf dem Dach sollen Photovoltaik-Module von Meyer Burger für einen weiteren Meilenstein sorgen. Das dort geplante 2,4-Megawatt-Kraftwerk wird den beteiligten Unternehmen zufolge die weltweit größte Solaranlage auf einem Stadiondach sein.

Fußballerisch konnte der SC Freiburg nach der Winterpause zwar noch nicht so richtig an seine sensationelle Hinrunde anknüpfen. Doch während die Breisgauer auf dem Platz weiter die Champions League fest im Blick haben, wird auf dem Dach ihres Stadions bereits an einer anderen Sensation gearbeitet. Dort wird zurzeit ein Photovoltaik-Kraftwerk realisiert, dass mit 2,4 Megawatt Leistung laut der Meyer Burger Technology AG und Badenova die weltweit größte Solaranlage auf einem Stadiondach sein wird.

Badenova Wärmeplus ist der Energie- und Umweltpartner des SC Freiburg und hat für die Anlage im Rahmen der EEG-Ausschreibung den Zuschlag bekommen. Auf 15.000 Quadratmeter Dachfläche sollen nach Abschluss der Bundesligasaison im Mai 6000 Hochleistungssolarmodule der neuesten Generation von Meyer Burger installiert werden. Diese sollen ab dem Spätsommer rund 2,3 Millionen Kilowattstunden Sonnenstrom pro Jahr liefern und damit rechnerisch den prognostizierten Energiebedarf der Breisgauer Kicker decken. Badenova Wärmeplus investiert bei dem Projekt rund 2,3 Millionen Euro und hat sich vertraglich verpflichtet, das Solarkraftwerk auf dem Stadiondach mindestens 20 Jahre lang zu betreiben.

Wie Meyer Burger am Donnerstag mitteilte, liefern die Module auf der gleichen Fläche deutlich mehr Energieertrag als herkömmliche Solarmodule. „Um sowohl den hohen Nachhaltigkeitsansprüchen der Stadt Freiburg und des Sportclubs als auch unserem eigenen Anspruch nachzukommen, setzen wir bewusst auf Hochleistungsmodule, die in Deutschland hergestellt werden“, so Badenova-Vorstand Heinz-Werner Hölscher. Meyer Burger verfolge eine vergleichbar konsequente Nachhaltigkeitsstrategie wie Badenova und Badenova Wärmeplus und beziehe Waren und Dienstleistungen nach Möglichkeit von lokalen oder regionalen Herstellern und Lieferanten. Badenova will daher mit der Qualität und Herkunft der Module ein Zeichen setzen.

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