Deutschland bleibt dabei der größte Photovoltaik-Markt gefolgt von Spanien und den Niederlanden. Bis 2025 geht der Verband von einer weiter stark steigenden Photovoltaik-Nachfrage in Europa aus, die aber wohl nicht reichen wird, um die Pariser Klimaziele zu erfüllen. Dazu müssten bis 2030 rund 870 Gigawatt Photovoltaik-Leistung installiert sein.

Der europäische Photovoltaik-Markt hat in diesem Jahr einen großen Sprung getan. Solarpower Europe erwartet, dass die neu installierte Photovoltaik-Leistung um 34 Prozent auf 25,9 Gigawatt steigen wird. Dabei bleibe Deutschland mit 5,3 Gigawatt der größte Markt, weiterhin gefolgt von Spanien mit 3,8 Gigawatt und den Niederlanden mit 3,3 Gigawatt. Alle drei Länder verzeichneten einen leichten Zuwachs gegenüber dem Zubau 2020. Polen folgt weiter auf Platz vier mit einer Steigerung um 700 Megawatt auf 3,2 Gigawatt. Auch Frankreich legte im Jahresvergleich deutlich zu: Der Photovoltaik-Zubau stieg von 800 Megawatt auf etwa 2,5 Gigawatt. Ebenso enorme Zuwächse gab es in Griechenland und Dänemark, die mit 1,6 und 1,2 Gigawatt ebenfalls nun zum „Club der Gigawatt-Märkte in Europa“ gehören. Ungarn, Italien und Schweden komplettieren die Top10 der größten europäischen Photovoltaik-Märkte in diesem Jahr. Dänemark und Schweden verdrängten dabei die beiden etablierten Märkte Belgien und Portugal, wie Michael Schmela bei der Vorstellung des Berichts „EU Market Outlook for Solar Power 2021 – 2025“ am Mittwoch erklärte.

Die insgesamt in Europa installierte Photovoltaik-Leistung in Europa steigt damit auf 164,9 Gigawatt. Dabei kommen Deutschland und Italien mit 59 und 22 Gigawatt auf knapp die Hälfte. Spanien folgt in dieser Rangliste auf Rang drei. Solarpower Europe konnte jedoch auch eine Statistik präsentieren, in der Deutschland nicht Spitzenreiter ist. So überholte die Niederlande Deutschland im Ranking der installierten Leistung pro Einwohner. Mit 765 Watt liegt das Land klar vor Deutschland mit 715 Watt. Auf Platz drei folgt in dieser Rangliste Belgien mit 596 Watt. Spanien und Italien finden sich hierbei nur auf den Plätzen neun und zehn wieder.

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Neuen Forschungsergebnissen zufolge könnte grüner Wasserstoff in Deutschland nun mit aus fossilen Brennstoffen hergestelltem Wasserstoff konkurrieren. Forschende der Fachhochschule Köln haben sechs verschiedene Szenarien für alkalische und Protonenaustauschmembran Elektrolyseure untersucht. Mit netzgekoppelten Photovoltaik-Anlagen betriebene alkalische Elektrolyseure werden als die kostengünstigste Option identifiziert.

Forschende der Fachhochschule Köln haben das Potenzial Deutschlands zur dezentralen Erzeugung von grünem Wasserstoff auf der Grundlage von Photovoltaik und Elektrolyseuren in verschiedenen Szenarien bewertet. Sie kamen zu dem Ergebnis, dass diese Kombination bereits heute mit blauem oder grauem, aus fossilen Brennstoffen erzeugtem Wasserstoff konkurrenzfähig ist. Ihre Arbeit konzentrierte sich auf alkalische Elektrolyseure (AEM), die sie als ausgereifte Technologie im Megawatt-Maßstab bezeichneten, und auf Protonenaustauschmembran-Elektrolyseure (PEM), die sie als relativ neue Technologie für Anwendungen im kleinen Maßstab definierten. „Obwohl die alkalische Elektrolyse eine bevorzugte Technologie ist, gewinnt die Proton-Elektrolyse langsam die Aufmerksamkeit der Wissenschaftler“, heißt es in der Meldung.

Als Standort für die Fallstudie wählten die Forschenden Köln aus, wo mehrere Unternehmen Wasserstoff produzieren und verbrauchen. Auch die Nachfrage nach Wasserstoff an Tankstellen steige derzeit in Köln. Sie gingen vom Einsatz eines Photovoltaik-betriebenen Elektrolyseurs mit einer Produktionskapazität von 21,36 Kilogramm am Tag aus. Das alkalische Gerät wurde für eine installierte Leistung von 49 Kilowatt und der Protonaustausch-Elektrolyseur für eine Leistung von 62 Kilowatt ausgelegt. Der Ausgangsdruck wurde für letztere mit 29,9 bar und für erstere mit 9,9 bar angegeben.

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Eine ganze Reihe von Legislativvorschlägen gab Brüssel bekannt. Die EU-Kommission will damit eine Vorreiterstellung in der Wasserstoffwirtschaft sichern und will dazu auch eine eigene Behörde etablieren. Außerdem sollen Netzentwicklungspläne innerhalb der EU harmonisiert und auf Wasserstoff ausgelegt werden. Erdgas-Lieferverträge über 2049 hinaus sollen laut Kommissionsvorschlag nicht verlängert werden.

Die Wasserstoff- und Erdgasbranche der Europäischen Union blickte in dieser Woche erwartungsvoll nach Brüssel. Nachdem die EU den Ausbau der Wasserstoffwirtschaft sowie die Dekarbonisierung der Gaswirtschaft durch das „Fit for 55“-Paket in Aussicht gestellt hat, legte die EU-Kommission nach und stellte eine Verordnung und eine Richtlinie sowie eine Regelung zu Methanemissionen vor. Ziel sei es, eine günstiges Investitionsumfeld für die Entwicklung spezieller Infrastruktur für den Wasserstoffmarkt zu schaffen. Bereits im Oktober wurden ein Gesetzesaufschlag bekannt und sorgte für Gesprächsstoff.

Aktuell werden jährlich rund 300 Millionen Tonnen Rohöläquivalente gasförmige Brennstoffe in der Europäischen Union verbrannt, wovon 95 Prozent Erdgas ausmachen. Gas macht 39 Prozent der Wärmeversorgung aus, und stellt 20 Prozent der Stromerzeugung. Insgesamt fallen so 25 Prozent des Energieverbrauchs der EU auf gasförmige Brennstoffe zurück.

Um schrittweise den Anteil von Erdgas am Markt zu reduzieren, hat die Kommission einen Vorschlag zur Überarbeitung der Verordnung über Erdgasfernleitungsnetze und die Richtlinie über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt gemacht. So solle der Markthochlauf von Wasserstoff institutionell und rechtlich flankiert werden. Zum Beispiel sehe die Kommission die Einrichtung eines europäischen Netzwerks der Wasserstoffnetzbetreiber (European Network Operators for Hydrogen, ENNOH) vor. Diese neue Behörde werde zentrale Steuerungsstruktur fungiere und sich mit der grenzüberschreitenden Koordinierung beim Ausbau der Infrastruktur befassen. Darüber hinaus soll die Behörde laut dem Kommissionsvorschlag technische Vorschriften für ein Wasserstoffleitungsnetz erörtern.

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Mit 21 Megawatt gehört es zu den größten Floating-Photovoltaik-Projekten in Deutschland. Leag und EPNE bereiten die Installation im Brandenburg aktuell vor. Dafür müssen zunächst 40.000 Meter Boden verdichtet werden.

Auf dem Cottbuser Ostsee planen Leag und EP New Energies GmbH (EPNE) die Installation einer schwimmenden Photovoltaik-Anlage mit 21 Megawatt Gesamtleistung. Es wäre das bislang größte Kraftwerk dieser Art in Deutschland. Doch bis zur Realisierung der 18 Hektar großen Photovoltaik-Anlage dauert es noch. Aktuell hat Leag begonnen, den Boden auf dem 1900 Hektar großen Cottbuser Ostsee mittels Rütteldruckverdichtung den gekippten Untergrund im ehemaligen Tagebau vorzubereiten, teilte der Energiekonzern in dieser Woche mit.

Damit gehe Leag in Vorleistung. Die Genehmigung der schwimmenden Photovoltaik-Anlage durch die Stadt Cottbus stehe noch aus. „Für die Vergütung des gekippten Bodens kommt wieder das bewährte Verfahren der Rütteldruckverdichtung zum Einsatz, mit dem wir bereits die Ufer der zwei Naturschutz-Inseln und die gekippten Uferbereiche im künftigen Cottbuser Ostsee verdichtet haben“, erklärte die Leiterin Geotechnik bei Leag, Franziska Uhlig-May. Für die Rütteldruckverdichtung setzt die Leag-Tochter GMB den Raupenseilkran LR 1300 mit einem Einsatzgewicht von rund 290 Tonnen und einer 35 Meter langen Lanze mit Rüttler ein. Mehrere Tieflader-Transporte seien notwendig gewesen, um das schwere Gerät an den Einsatzort zu bringen.

„Anders als bei Anlagen, die auf Wasserflächen installiert werden, mussten wir für unsere Floating-PV-Anlage zunächst eine technische Lösung für die Installation entwickeln, die das Aufschwimmen ermöglicht, ohne, dass die Anlage dabei ihre Lage verändert“, ergänze Torsten Bahl, Leag-Verantwortlicher Spezialtiefbau / Sicherung Bergbaufolgelandschaften. Mit Partner sei ein System auf Basis von Dalben erarbeitet worden, mit dem das gewünschte Aufschwimmen an Ort und Stelle im künftigen Ostsee möglich werde. Dabei werde die Anlage um in den Untergrund gerammte Rohre, sogenannte Dalben mit einem Durchmesser von etwa 30 bis 40 Zentimeter, errichtet. Vor dem Rammen der Dalben müsse jedoch der gekippte Untergrund in Tiefen bis zu 30 Metern aufwändig vergütet werden. Insbesondere im Bereich der zukünftigen 34 Ankerpunkte als Standorte für die Dalben ist ein auf zwei Meter verdichtetes Rüttelraster vorgesehen, wie es weiter hieß.

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Der Schweizer Asset Manager hat in seinen vier Fonds bereits ein Gigawatt an Erneuerbaren-Projekten unter seiner Verwaltung. Mit der Partnerschaft mit Enen will es sich auch im Markt der Photovoltaik-Projektentwicklung etablieren.

Die Enen endless energy GmbH (Enen) und die Recap global investors AG (Recap) haben einen Kooperationsvertrag geschlossen. Er sieht die gemeinsame Entwicklung und Realisierung von Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit 100 Megawatt pro Jahr in Deutschland vor, wie die Unternehmen am Freitag mitteilten. Recap sieht darin die Chance, sich auf dem Projektentwicklungsmarkt für Photovoltaik-Freiflächenanlagen in Deutschland weiter zu etablieren.

Erst am Donnerstag hatte der Schweizer Asset Manager bekanntgegeben, dass er mittlerweile Erneuerbaren-Anlagen mit mehr als einem Gigawatt Gesamtleistung verwaltet. Es handele sich dabei um 63 Projekte mit 1035 Megawatt Gesamtleistung an 75 Standorten. Die Solar- und Windparks seien auf vier Fonds von Recap verteilt. Alle Anlagen erhielten entweder die staatliche Einspeisevergütung oder verfügten über langfristige private Stromabnahmeverträge (PPAs).

„Als wir 2010 mit dem ersten Solarfonds gestartet sind, waren die Erneuerbaren Energien noch eine sehr junge Branche. Inzwischen haben sie sich jedoch zu einem wichtigen Baustein in den Portfolios von institutionellen Anlegern entwickelt, denn sie generieren unabhängig von Konjunktur- und Kapitalmarktzyklen stabile Cashflows und sind als Impact Investments auch in Sachen ESG von zentraler Bedeutung“, sagt Thomas Seibel, Geschäftsführer der Recap, anlässlich des Erreichens des 1-Gigawatt-Meilensteins.

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Das Projekt hat eine Laufzeit von 14 Monaten. Es soll Photovoltaik-Anlagen fördern, die ihren Solarstrom direkt in das Bahnstromnetz einspeisen können.

Es gibt bereits erste Photovoltaik-Projekte, die entlang von Schienenwegen entstehen und direkt ins Bahnstromnetz einspeisen. Enerparc hat dafür erste Photovoltaik-Kraftwerke in Norddeutschland errichtet. Allerdings sind derartige Projekte noch kein Selbstläufer, da einige technische und rechtliche Besonderheiten zu beachten sind.

Das Deutsche Zentrum für Schienenverkehrsforschung (DZSF) beim Eisenbahn-Bundesamt hat daher nun den TÜV Rheinland beauftragt, das Potenzial für solche Photovoltaik-Anwendungen an und in der Schieneninfrastruktur zu untersuchen, wie das Kölner Institut am Montag mitteilte. Die Laufzeit für das Projekt betrage 14 Monate. Ein interdisziplinäres Team aus Bahn- und Solarspezialisten werde untersuchen, welche Photovoltaik-Anwendungen im Zusammenhang mit der Schieneninfrastruktur kompatibel sind, um Solarstrom direkt in das Bahnstromnetz einzuspeisen. Zudem solle ermittelt werden, wie sehr Photovoltaik den Erneuerbaren-Anteil im Bahnstrom steigern könnte.

„Wenn es gelingt, entlang des weitverzweigten Bahnstromnetzes Energie zu gewinnen und direkt einzuspeisen, dadurch vorhandene Infrastruktur besser zu nutzen und Energieverluste durch mehrmalige Umwandlung und Transport zu vermindern, könnte der Verkehrsträger Schiene seine Treibhausgas-Bilanz weiter verbessern“, erklärt Jürgen van der Weem, Bahntechnikexperte bei TÜV Rheinland und für das Projekt verantwortlich. Dabei gebe es verschiedene Möglichkeiten für fahrwegintegrierte Photovoltaik, etwa im Gleisbett oder an Lärmschutzwänden. Die besondere Herausforderung liege darin, den erzeugten Solarstrom direkt in das einphasige 15-Kilovolt-Oberleitungsnetz einzuspeisen.

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BEE stellt Studie zu neuem Strommarktdesign für Erneuerbare Energien vor.

Der Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE) hat seine Vorschläge für ein Strommarktdesign auf der Basis Erneuerbarer Energien vorgestellt. Zusammen mit seinen Fach- und Landesverbänden sowie 70 weiteren Unterstützern aus der gesamten Energiebranche hat der BEE die Studie „Neues Strommarktdesign für die Integration fluktuierender Erneuerbarer Energien“ begleitet, die wissenschaftlich durch die Fraunhofer Institute für Energiewirtschaft und Netzbetrieb (IEE) und Solare Energiesysteme (ISE) umgesetzt wurde. Dabei konzentriert sich diese Studie nicht nur auf den Strommarkt, sondern auch auf zentrale Aspekte der Versorgungssicherheit sowie der Finanzierung der Systemkosten des Energiesystems. Alle in der Studie getroffenen Maßnahmen wurden durch die Kanzlei Becker Büttner Held juristisch geprüft.

Um die Klimaziele zu erreichen, hat die neue Bundesregierung in ihrem Koalitionsvertrag festgelegt, dass im Jahr 2030 der Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostrombedarf 80 Prozent betragen soll. Das bisher auf fossile Energieträger ausgerichtete System muss sich demnach verstärkt auf Erneuerbare Energien einstellen – besonders auf hohe Mengen aus dargebotsabhängigen Quellen wie Sonne und Wind. Obwohl diese den Börsenstrompreis senken, fehlt eine betriebswirtschaftliche Grundlage und damit die Basis für den weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien. Zentraler Hebel neben der Beseitigung von Markthemmnissen für den Ausbau der Erneuerbaren sind Anreize für eine Flexibilisierung von Stromangebot und -nachfrage. Damit wird der Einspeisevorrang Erneuerbarer Energien gestärkt und die wachsende Systemverantwortung von Erneuerbaren Energien genutzt. In der Studie wurden neben volkswirtschaftlichen auch betriebswirtschaftliche Aspekte für den Betrieb Erneuerbarer Energien betrachtet sowie die benötigten Flexibilitätsoptionen im Verbraucher-, Speicher- und Erzeugerbereich. Im Gegensatz zu anderen Studien, z.B. den Langfristszenarien des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi), zeigt sie, dass die Energiewende im Stromsektor überwiegend durch Nutzung der regionalen Wertschöpfungspotenziale organisiert werden kann.

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Gut 42 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms stammte im Jahr 2021 aus Erneuerbaren Energien.

Das zeigen vorläufige Berechnungen des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) für das Gesamtjahr 2021.

Der Anteil der Erneuerbaren liegt damit 2021 niedriger als im Vorjahr. Im Jahr 2020 deckten Erneuerbare Energien knapp 46 Prozent des verbrauchten Stroms. Die Witterungsverhältnisse trugen maßgeblich zum Rückgang des Anteils der Erneuerbaren Energien bei. Zwar nahm die Stromerzeugung aus Solarenergie um fast fünf Prozent zu, aber insbesondere die erste Jahreshälfte war deutlich windärmer als im Vorjahr. Zudem stieg der Stromverbrauch infolge der konjunkturellen Erholung im Jahr 2021 wieder an, was sich zusätzlich dämpfend auf den Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch ausgewirkt hat.

„Die neue Bundesregierung hat sich ambitionierte Ziele für den Erneuerbaren-Ausbau gesetzt. Bis zum geplanten Erneuerbaren-Anteil von 80 Prozent im Jahr 2030 liegt aber noch ein großes Stück Arbeit vor uns – insbesondere mit Blick darauf, dass der Stromverbrauch in den kommenden Jahren voraussichtlich deutlich ansteigen wird“, sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. „Um die ambitionierten Ziele zu schaffen, muss die neue Bundesregierung nun zeitnah bestehende Hemmnisse und Restriktionen für den Erneuerbaren-Ausbau beseitigen und die im Koalitionsvertrag angekündigten Maßnahmen möglichst schnell in die Tat umsetzen. Das gilt insbesondere für die Beschleunigung von Planung- und Genehmigungsverfahren, die Flächenbereitstellung von zwei Prozent der Bundesfläche für Windkraftanlagen, eine zeitnahe Ausweisung weiterer Flächen auf hoher See für die Nutzung durch Offshore-Windenergie sowie den Abbau bürokratischer Hürden für den PV-Ausbau. Entscheidend ist zudem, das Netz entsprechend um- und auszubauen, sodass der erneuerbare Strom zu den Verbrauchern gelangen kann.“

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Manche Experten warnen davor, dass Erdöl zunehmend knapper und teurer wird. Was bedeutet das für Landwirte?

Im November wuchs die Inflation auf 5 % und erreichte damit den höchsten Stand seit 29 Jahren. Ursache ist vor allem eine starke und für viele unerwartete Preissteigerung von Erdöl, Erdgas und Kohle. Die hohe Inflation macht viele nervös. Privatpersonen genau wie Unternehmer. Um zu beruhigen, betonen Analysten, dass es sich bei den Preissteigerungen um ein kurzfristiges Phänomen handelt.

Doch ist diesen Beschwichtigungen durch die Erdölanalysten zu trauen? Vieles spricht dagegen. Denn unterschiedliche Ereignisse haben Einfluss auf den Ölpreis und es ist zu erwarten, dass sie weiter an Gewicht zunehmen: Dazu gehören geopolitische Machtspiele, Spekulationen an Energiemärkten, regionale Versorgungsengpässe, die globale wirtschaftliche Entwicklung, Krisen wie Corona und die globale Fördermenge.

Weniger Erdölförderung erwartet

Die alles entscheidende Frage aber, ob die Förderung insbesondere bei Erdöl und Erdgas überhaupt noch die globale Nachfrage stillen kann, wird kaum beleuchtet. Dabei gibt es viele Indizien, die längst hätten aufhorchen lassen und eine weltweite Diskussion über die physische Verfügbarkeit von Energierohstoffen hätte entfachen müssen.

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Täglich allein 150 Hausdachanlagen im Südwesten erforderlich Gewerbeimmobilien müssen verstärkt zur Solarstromerzeugung genutzt werden

Die neue Ampelkoalition im Bund sieht bis 2030 einen Photovoltaikausbau auf mindestens 200 Gigawatt installierter Leistung vor. Das sonnenreiche Baden-Württemberg mit rund zwölf Prozent Bevölkerungsanteil muss daher seinen Solarstromanlagenzubau entsprechend erhöhen. Im Südwesten sind in den nächsten neun Jahren zusätzlich rund 20 Gigawatt erforderlich. Darauf weist das Solar Cluster Baden-Württemberg hin. Wie viele Solarstromanlagen bis Ende des Jahrzehnts im Land konkret nötig sind, hat der Branchenverband berechnet: Auf Hausdächern müssen täglich rund 150 kleine Photovoltaikanlagen errichtet werden, im Gewerbe sieben große Anlagen. Auf Freiflächen braucht das Bundesland 75 Anlagen jährlich – ein Mix aus Solarparks, schwimmenden Solaranlagen und Agri-Photovoltaikanlagen. Der Ausbaubedarf im Südwesten deckt sich mit einer kürzlich erschienenen Studie der Plattform Erneuerbare Energien Baden-Württemberg.

Aktuell sind in Deutschland Solarstromanlagen mit rund 60 Gigawatt installierter Leistung errichtet – nach den Plänen der neuen Bundesregierung braucht es bis Ende des Jahrzehnts mehr als dreimal so viel. „Die neue Ampel-Koalition in Berlin zieht die richtigen Konsequenzen für mehr Klimaschutz und hat sich viel vorgenommen“, sagt Franz Pöter, Geschäftsführer des Solar Cluster Baden-Württemberg. „Ohne den massiven Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere der Solarenergie, werden wir bei der Treibhausgasreduktion nicht vorankommen. Nun müssen die bestehenden Regelungen zur Umsetzung sehr schnell angepasst und Hemmnisse abgebaut werden.“ Pöter ist überzeugt, dass dann verstärkt auch große Dachflächen von Gewerbehallen und Bürogebäuden für die Solarstromerzeugung genutzt werden.

Für den Südwesten bedeutet die Zielsetzung: Künftig müssen pro Tag rund 150 kleine Photovoltaikanlagen auf Ein- und Zweifamilienhäusern mit einer installierten Leistung von zehn Kilowatt errichtet werden, haben die Fachleute des Branchenverbandes errechnet. Pro Jahr sind das 54.000 Anlagen. Bei Gewerbegebäuden sind jedes Jahr 2.700 neue Anlagen erforderlich; 2.350 mit jeweils 0,2 Megawatt und 330 mit einem Megawatt. Bei Freiflächenanlagen sind im Jahr 60 Solarparks in einer Größe von zehn Megawatt nötig plus 15 Anlagen mit insgesamt vier Megawatt, die über landwirtschaftlich genutzten Flächen errichtet werden. Zum Vergleich: 2020 wurden im Südwesten in Summe 614 Megawatt erreicht, nun müssen es jährlich insgesamt 2.000 Megawatt werden.

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Quelle: https://solarcluster-bw.de