Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland

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1 Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland Zusammengestellt von Dr. Harry Wirth, Fraunhofer ISE Fassung vom Kontakt: Karin Schneider Presse und Public Relations Telefon: +49 (0) 7 61 / Fax: +49 (0) 7 61 / Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Heidenhofstraße Freiburg info@ise.fraunhofer.de Fakten zur PV (56)

2 Inhalt 1. Wozu dieser Leitfaden? Liefert PV relevante Beiträge zur Stromversorgung? Ist PV-Strom zu teuer? Stromgestehungskosten Einspeisevergütung Preisbildung an der Strombörse und der Merit Order Effekt EEG-Umlage Wird PV-Strom subventioniert? Verteuert PV-Stromerzeugung den Strom für Privathaushalte? Preiseinfluss der Politik Preiseinfluss der EVUs Subventionieren Mieter gut situierte Hauseigentümer? Bringt eine PV-Anlage vernünftige Renditen? Verschlingt die PV-Forschung hohe Fördermittel? Erzeugt PV-Installation nur Arbeitsplätze in Asien? Lehnen die großen Kraftwerksbetreiber PV-Installationen ab? Überlastet PV-Strom die Netze? Solarstrom wird dezentral eingespeist Solarstrom-Produktion ist planbar Spitzenproduktion deutlich kleiner als installierte Leistung Sonnen- und Windstrom ergänzen sich Wieviel PV-Strom verträgt unser heutiges Stromnetz? Verschlingt die Produktion von PV-Modulen viel Energie? Konkurriert der PV-Zubau mit der Nahrungsmittelproduktion? Sind PV-Anlagen in Deutschland effizient? Degradieren PV-Anlagen? Verschmutzen PV-Module? Arbeiten PV-Anlagen selten unter Volllast? Fakten zur PV (56)

3 13. Liefert PV relevante Beiträge zur CO 2 -Vermeidung? Können wir einen wesentlichen Teil unseres Energiebedarfs durch PV- Strom decken? Energieszenarien Energiebedarf und Energieangebot Ausgleichsmaßnahmen Verstetigung der PV-Stromerzeugung Komplementärbetrieb regelbarer Kraftwerke Netzausbau Anpassung von Verbrauchsprofilen Umstellung speicherfähiger Verbraucher auf elektrischen Betrieb Energiespeicherung Enthalten PV-Module giftige Substanzen? Wafer-basierte Module Dünnschicht-Module Rücknahme und Recycling Sind Rohstoffe zur PV-Produktion ausreichend verfügbar? Wafer-basierte Module Dünnschicht-Module Erhöhen PV-Anlagen das Brandrisiko? Können defekte PV-Anlagen einen Brand auslösen? Gefährden PV-Anlagen die Feuerwehrleute? Behindern PV-Module den direkten Löschangriff über ein Dach? Entstehen beim Brand von PV-Modulen giftige Imissionen? Hat deutsche Energiepolitik globale Relevanz? Anhang: Fachbegriffe Stromgestehungskosten (LCOE Levelized Costs of Electricity) EEG-Umlage Modulwirkungsgrad Nennleistung eines PV-Kraftwerks Spezifischer Ertrag Systemwirkungsgrad Performance Ratio Grundlast, Mittellast, Spitzenlast, Netzlast und Residuallast Nettostromverbrauch Fakten zur PV (56)

4 20. Anhang: Abkürzungen Anhang: Quellen Anhang: Abbildungen Fakten zur PV (56)

5 1. Wozu dieser Leitfaden? Deutschland lässt das fossil-nukleare Energiezeitalter hinter sich. Photovoltaik wird in unsererr nachhaltigen Energiezukunft eine bedeutende Rolle spielen. Die vorliegende Zusammenstellung aktuellster Fakten, Zahlen und Erkenntnisse soll eine gesamtheitliche Bewertung des Photovoltaik-Ausbaus inn Deutschland unterstützen. 2. Liefert PV relevantee Beiträgee zur Stromversorgung?? Ja. Im Jahr 2011 deckte die PV nach aktueller Schätzung 3,8% des Stromverbrauchs (Endenergie, vergleiche Kapitel 19.9) in Deutschland. Alle Erneuerbaren Energien (EE) zu- deckt sammengenommen lieferten über 23% des Stromverbrauchs. An sonnigen Tagen PV-Strom mittlerweile bis zu 20% des momentanen Strombedarfs und damit einen Großteil der Tagesspitze. Im ersten Halbjahr 2012 deckte die PV 5,3% des gesamten Bruttostromverbrauchs, Windstrom lagg bei 9,2% [BDEW4]. Die Photovoltaik hatt im Au- alle gust 2012 die 30 GW-Marke erreicht und übertrifft mit dieser installierten Leistung anderenn Kraftwerkstypen in Deutschland. Abbildung 1: Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch (Endenergie) in Deutsch- land, Daten bis 2010 [BMWi], Daten 2011 aus [BDEW1, BDEW3] Fakten zur PV (56)

6 3. Ist PV-Strom zu teuer? Das hängt vom Blickwinkel ab. Derzeit wird PV-Strom in Deutschland zu höheren Kosten erzeugt als Strom aus konventionellen Kraftwerken. Als wichtige Stütze der Energiewende wird die PV- Stromproduktion deshalb durch das Instrument des EEG unterstützt. Die Mehrkosten werden auf die Verbraucherstrompreise umgelegt, so dass der Anlagenbetreiber einen wirtschaftlichen Betrieb erreichen kann. Ziel des EEG ist weiterhin, die Stromgestehungskosten kontinuierlich zu reduzieren (siehe Lernkurve), um mittelfristig wettbewerbsfähig zu werden. Ein wichtiger Baustein zur nachhaltigen und emissionsfreien Stromerzeugung wird aber auch die reale Einpreisung der sogenannten externen Kosten konventioneller Energie darstellen, wie es der Emissionshandel verfolgt. Dieses Instrument bewirkt aber derzeit noch keine wesentliche Verteuerung der konventionellen Energie, wodurch die Wettbewerbsfähigkeit erneuerbarer Energie noch nicht gegeben ist. 3.1 Stromgestehungskosten Die Stromgestehungskosten eines PV-Kraftwerks, näher erläutert in Kapitel 19.1, bezeichnen das Verhältnis aus Gesamtkosten ( ) und elektrischer Energieproduktion (kwh), beides bezogen auf seine wirtschaftliche Nutzungsdauer. Die Höhe der Stromgestehungskosten für PV-Kraftwerke [ISE1] wird v.a. bestimmt durch: 1. Anschaffungsinvestitionen für Bau und Installation der Anlagen 2. Finanzierungsbedingungen, Laufzeiten und Renditen 3. Betriebskosten während der Nutzungszeit der Anlage 4. Einstrahlungsangebot 5. Lebensdauer der Anlage Der dominierende Kostenanteil von PV-Kraftwerken sind die Investitionskosten. Die Investitionskosten für mittlere und große Anlagen fielen in der Vergangenheit durch technologischen Fortschritt und Skaleneffekte durchschnittlich um ca. 10% pro Jahr. Abbildung 2 zeigt die Preisentwicklung für Aufdachanlagen bis 100 kwp Nennleistung. Kleine Dachanlagen (2-5 kw p ) sind etwas teurer, je nach Komplexität der Installation. Der Preis der PV-Module ist für gut die Hälfte der Investitionskosten eines PV-Kraftwerks verantwortlich. Die Historie zeigt, dass die Preisentwicklung für PV-Module wie für viele andere Produkte der sogenannten Preis-Lernkurve folgt, d.h. bei Verdopplung der gesamten installierten Leistung sinken die Preise um immer denselben Faktor. Es wird erwartet, dass die Preise auch künftig entsprechend dieser Gesetzmäßigkeit weiter sinken, sofern auch in Zukunft große Anstrengungen bei der Weiterentwicklung der Produkte und Herstellprozesse geleistet werden können. Fakten zur PV (56)

7 Abbildung 2: Durchschnittlicher Endkundenpreis (Systempreis, netto) für fertig installierte Auf- die in- dachanlagen bis 10 kw p [BSW] Ende 2011 waren weltweit ca. 67 GW PV-Leistung installiert. Abbildung 3 zeigt flationsbereinigtenn Preise auf Euro-2010-Niveau. Die Durchschnittspreise stammen von Strategies Unlimited und Navigant Consulting. Der Durchschnittspreis umfasst alle marktrelevanten Technologien, also kristallines Silizium und Dünnschicht. Der Trend deutet auf eine Halbierung der Preise bei einer Verzehnfac hung der kumulierten installierten Leistung. Abbildung 3: Historische Entwicklung der Preise für PV-Module (PSE( AG/Fraunhofer ISE, Daten- Trend quelle: Strategies Unlimited/Navigant Consulting, 2011 geschätzt). Die Gerade zeigt den der Preisentwicklung. Fakten zur PV (56)

8 3.2 Einspeisevergütung Da weder ein Multi-Megawatt-PV-Kraftwerk, geschweige denn eine kleine PV- Kraftwerken in puncto Stromgestehungskosten konkurrieren kann, erhalten PV- Dachanlage nach heutigem Kostenverständnis (vgl. Kapitel 3.5) mit fossil-nuklearen Kraftwerksbetreiber in Deutschland eine feste Einspeisevergütung überr die Dauerr von 20 Jahren. Nach Ende des Abschreibungszeitraums ist Strom aus PV-Kraftwerken wegen niedriger Betriebskosten und fehlender Brennstoffkosten ( Grenzkosten ) günstiger als jeder andere Strom. Fossil-nukleare Kraftwerke hingegen müssen auch nach vollständi- ent- ger Abschreibung der Investition laufend Brennmaterial zukaufen undd Brennabfälle sorgen, um Strom zu erzeugen. Die Höhe der Vergütung und den Vorrang der Stromeinspeisung für Solarstrom legt das Erneuerbare-Energien-Gesetz [EEG1, EEG2] fest. Diese Vergütung soll Investoren eine angemessene Rendite ermöglichen und durch fortschreite ende Degression die weitere Senkung der Stromgestehungskosten von PV-Anlagen stimulieren (Abbildung 4). Für Anlagen, die am 1. Juli 2012 in Betrieb gehen, werden je nach Anlagengröße und - bauart 13,10..18,,92 ct/kwh für die kommenden 20 Jahre vergütet. Zum Vergleich: Strom aus offshore-windkraftanlagen wird ab 2012 mit biss zu 19 ct/ /kwh (Anfangsver- an- gütung inkl. Boni) vergütet,, die entsprechendenn Vergütungssätze wurden kürzlich gehoben. Abbildung 4: Vergütung von PV-Strom nach dem Datum der AnlageninbeA etriebnahmee gemäß EEG, durchschnittliche Vergütung von PV-Strom beruhen auf Schätzungen für Anlagenbest tand aus [VDN], [IE] und Strom- preise [BMWi]; gestrichelte Linienabschnitte Fakten zur PV (56)

9 Die Einspeisevergütung für PV-Strom sinkt schneller als bei jeder anderen regenerativen Stromquelle. Neu installierte, große Anlagen hatten schon 2011 die sogenannte Grid parity am Hausanschlusspunkt erreicht: ihre Vergütung liegt seither niedrigerr als der Bruttopreis von Haushaltsstrom (Abbildung 4). Anfang 2012 erreichten auch neu instalct/kwh lierte, kleine Aufdachanlagenn Grid parity. Die durchschnittliche EEG-Vergütung für PV-Strom liegt im Jahr 2012 bei ca. 35 [IE], hier wirkt sich der älteree Anlagenbestand mit seinen höheren Vergütungen aus. Ab dem Jahr 2020 werden die jeweils ältesten Anlagen nach und nach aus der EEG- noch Vergütung ausscheiden, weil die 20-jährige Bindungsfrist ausläuft. Sie werden aber weiter Strom liefern, dessen Gestehungskosten alle anderen fossilen oder erneuerbaren Quellen unterbieten. Der alte Anlagenbestand, der heute die durchschnittliche Vergü- wird Grid Parity auch für die industriellen Stromkunden in wenigen Jahren erreicht. Abbildung 5 zeigt eine Prognose bis zum Jahr 2020 für verschiedene Marktsegmente. tung anhebt, wird ab 2020 voraussicht tlich kostensenkend wirken. w Unter der Annahme kontinuierlicher Entwicklungen von StromkosteS en und Vergütung Abbildung 5: Prognose zur Vergütungs- und Strompreisentwicklung, Grafik: B. Burger, Fraun- hofer ISE, Stand ; Daten: BMU, EEG 2012 und BMWi Energiedaten Nachdem die Vergütung bei Neuinstallationen über mehrere Jahre moderat um 5%/a sank, beschleunigte sich derr Abwärtstrend auf mindestens 28% Kürzung im Jahr Dabei wurde das Wachstum der Zubauzahlen bereits im Jahr 2011 mit 7,5 GW Zubau (Vorjahr 7,4 GW Zubau) praktisch gestoppt. Bei einer zu schnellen weiteren Absenkung der Vergütung besteht die Gefahr, dass Investoren in Deutschland keine Renditechancen mehr sehen, der Markt einbricht und Hersteller ihre Produkte nicht mehr kostendeckend verkaufen können. Fakten zur PV (56)

10 Eine Deckelung des Zubaus könnte zwar den jährlichen Zuwachs der PV-bedingten EEG- Umlagensumme präzise begrenzen, würde aber das fatale Signal an alle Marktteilneh- loh- mer senden, dasss sich höchste Anstrengungen auch zurr Kostensenkung - nicht nen. Mit der radikalen Absenkung derr Einspeisevergütung in den letzten beiden Jahren (um 43% seit ) und der bereits geplanten Degression ist dafür gesorgt, dass die Belastung der Stromverbraucher nur noch geringfügig steigen kann, vergleiche Ab- bildung 14. Das gilt aber nur, sofern es keine politisch gewollte, zusätzliche Lastenver- schiebung von der Industrie zu den Haushalten gibt. 3.3 Preisbildung an der Strombörse und der Merit Order Effekt Die Preisfindung an der Leipziger Strombörse (European Energy Exchange AG, EEX) er- für folgt nach dem Prinzip des Merit Order. Die Verkaufsangebote der Stromerzeuger bestimmte Strommengen, in der Regell durch die jeweiligenn Grenzkosten definiert, wer- den nach Preisen aufsteigend sortiert (Abbildung 6). Die KaufangeboK oten der Stromab- für die gesamte gehandelte Menge. Das teuerste Angebot, das zum Zuge kommt, be- nehmer werden absteigend sortiert. Der Schnittpunkt der Kurven K ergibt den Börsenpreis stimmt somit die teilweise erheblichen n Gewinnmargen der kostengünstigeren Anbieter, d.h. insbesondere für Atom- und Kohlestrom. Abbildung 6: Preisbildung an der EEX [Roon] Die Einspeisung von PV-Strom hat gesetzlichen Vorrang, somit steht am Anfang der An- Zug. gebotspreisskala. Mit fiktiven Grenzkosten gleich 0 kommtt PV-Stromm immer zum Wenn aber PV-Strom kommt, kommt er massiv in der Tageskernzeit, wenn die Last ihre Mittagsspitze erreicht. Dort verdrängt er grundsätzlich teure Kraftwerke, senkt den re- (Abbildung sultierenden Strompreis und damit die Gewinne der fossil-nuklearen Stromerzeuger 7). Fakten zur PV (56)

11 Abbildung 7: Einfluss von EE auf die Preisbildung an der Strombörse [WEC] Abbildung 8 zeigt die Merit Order für das Jahr 2008 und die EEX-Preise in Abhängigkeit der Residuallast, d.h. der Differenz vonn Verbraucherlast und privilegierter Stromeinspei- sung durch Wind, PV, Wasser und KWK. Abbildung 8: Merit Order für das Jahr und EEX-Preise [Roon] Wie (...) gezeigt, korreliert der Strompreis positiv mit der ResiduallastR. Eine erhöhte Ein- speisung aus erneuerbaren Energien führt zu einer verminderten Residuallast und in Fol- ge dessen auch zu einem verringertem Strompreis, was alss Merit Order Effekt bezeich- net wird. [Roon] Fakten zur PV (56)

12 3.4 EEG-Umlage Die Differenz zwischen der Einspeiseve ergütung für EE-Strom und den erzielbaren Strompreisen, die sogenannten Differenzkos sten, werden zusammen mit sekundären Kosten über die EEG-Umlage ausgeglichen, vergleiche Kapitel Die Umlage tragen grund- 3,59 sätzlich die Stromverbraucher. Für das Jahr 2012 wurdee die EEG-Umlage werden von der auf ct/kwh festgelegt, für 2012 auf 5,288 ct/kwh. Überschusszahlungenn Umlage im Folgejahr abgezogen. Für Letztverbraucher fällt auf die EEG-Umlage noch Umsatzsteuer an. Der Anteil der EEG-Umlage, der auf PV-Stromerzeugung entfällt, beder ein- trug 2011 mit 1,783 ct/kwh 50.5% [ BDEW6]. Abbildung 10 zeigt die Anteile zelnen EE an der EEG-Umlage. Da die PV in 2011 nur 16% des gesamten EE-Stroms beigetragen hat, erfährt sie eine bevorzugte Förderung. Das ist weder überraschend noch ungewollt. Die überproportio- und Einspeisevergütung in den Anfangsjahren des EEG um ein Vielfaches höher nale Förderung der PV ist direkte Folgee der Tatsache, dass ihre Stromgestehungskosten lagen Die an der Strombörse gehandelten Strommengen entsprachen 2011 etwa einem Drittel der gesamten deutschen Stromerzeugung. Es ist davon auszugehen,, dass die Preisbildung an der Börse auch außerbörslichee Preise in vergleichba arer Weise beeinflusst [IZES]. Abbildung 9 zeigt die Merit Order für das Jahr Abbildung 9: Merit-Order der konventione ellen Kraftwerke 2011 [IZES] Fakten zur PV (56)

13 als bei anderen EE, bspw. ca. Faktor 7 im Vergleich zum Wind. Die Bevorzugung war auch gewollt, weil man der PV das höchste Kostensenkungspotential zugeschrieben hat. Im Rückblick wurden diese Erwartungen weit übertroffen: Strom auss neu installierten, großen PV-Anlagen wird heute schon geringer vergütet als Windstromm aus neuen Offs- horeparks (Anfangsvergütung inkl. Boni). Abbildung 10: Struktur der EEG-Umlag ge 2011, Daten aus [BDEW6] Die EEG-Umlage wird aufgrund ihrer Definition von folgenden Faktoren erhöht: 1. steigende privilegierte Strommengen Im Jahr 2012 entfallen ca. 18% des Stromverbrauchs auff stromintensive Industrie, die von der Umlage praktisch befreit ist. Die dadurch entstehenden Mehrkosten von 2,5 Mrd. tragen die kleineren Verbraucher, also Haushalte sowie industrielle und geerhöhen damit die Umlage pro kwh 3. steigende Produktion von Strom aus EE werbliche Kleinverbrauche [BNA] 2. sinkender Stromverbrauch Stromsparmaßnahmen senken die verbleibenden Strommengen im Netz und Der an sich erwünschte Ausbau derr EE-Stromerzeugung erhöht zumindest kurzfristig die Umlage, sowohl direkt, weil mehr Einspeisevergütung ausgezahlt wird, als auch indirekt über den Preisverfall vonn Emissionszertifikaten, der zuu einem billigeren Stromangeboten fossiler Kraftwerke e führt. 4. der Merit-Order-Effekt Die Einspeisung von PV-Strom zu Tageszeiten mit ehemals hohen Börsenstrompreisen senkt effektiv den Strompreis, erhöht aber gleichzeitig diee Differenzz zwischen Einspei- dar- severgütung und Börsenpreis, der die Grundlage für die Berechnung der Umlage stellt. 5. die Managment-Prämie als Teil der Marktprämie Das aktuelle Marktprämien-Modell verursacht Mehrkosten in dreistelliger Millionen- höhe. Fakten zur PV (56)

14 3.5 Wird PV-Strom subventioniert? Nein, die fossil-nukleare Stromerzeugung wird subventioniert. Die Stützung der PV-Stromerzeugung erfolgt nicht aus öffentlichen Mitteln. Zwar werden in verkürzten Darstellungen oft Summen über die vergangene undd künftige Einspei- deklariert. Eine Subvention ist aber definiert als eine Leistung aus öffentlichen Mitteln, severgütung für PV-Strom in dreistelliger Milliardenhöhe gebildet undd als Subvention während das EEG eine Umlage vorsieht: Energieverbraucher zahlen eine Zwangsabgabe für die Transformation des Energiesystems. Diese Sichtweise wurde auch von der EU- Kommission bestätigt. Die Höhe der Umlage entspricht auch nicht derr gesamten Vergü- Kos- tung, sondern im Wesentlichen den Differenzkosten, also der Differenz zwischen ten (d.h. Vergütung) und Nutzen (d.h. geschätzter erzielbarer Preis). Auf der Kostenseite beträgt die kumulierte Einspeisevergütung für PV-Strom bis einschließlich 2011 ca. 22 Mrd.. Der Nutzen von PV-Strom wird w offiziell über den Börsen- in strompreis bemessen, allerdings beeinflusst der PV-Strom diesen Börsenpreis längst die gewollte Richtung, nämlich nach unten (vgl. Kap. 3.3). Damit wird der Nutzen des PV-Stroms systematisch unterschätzt. Die in Abbildung 11 dargestellted en Differenzkosten basieren deshalb auf einer Vollkostens schätzung für fossil-nukleare Stromerzeugung [IF- Für NE]. Der PV-Zubau wurde anhand der 52-GW-Zielmarke im Jahr abgeschätzt. die Degression der Einspeisevergütungg wurde mittel- bis langfristig 1% pro Monat an- genommen. Abbildung 11: Prognose der EEG-Differenzkosten für PV-Strom pro p kwh und als Jahressumme, dazu jährliche PV-Stromproduktion Für PV-Stroauf ca. 70 Mrd. Euro. Längerfristig schrumpft diese Summe gegen 0 und wird danach beläuft sich die Summe der Differenzkosten für die Jahre 2000 bis 2020 negativ. Damit sichert uns die PV-Umlage langfristig eine Energieversorgung zu vertret- Fakten zur PV (56)

15 baren Kosten, da abzusehen ist, dass wir uns fossil-nukleare Energie nicht mehr lange leisten können. Unsere Industrie braucht eine Versorgungsperspektive, ebenso die Privathaushalte. Die Strompolitik kann hier aus den bitteren Erfahrungen des Wohnungsbaus lernen. Weil dort eine umfassende Sanierung des Bestandes bisher nicht angestoßen wurde, müssen heute viele einkommensschwache Haushalte Heizkostenzuschüsse aus der Sozialkasse beziehen, die dann teilweise an ausländische Öl- und Gaslieferanten abfließen. Eine Studie im Auftrag des BMU bewertet die die Kosten und Nutzen der Stromerzeugung aus EE umfassend [ISI]. Auf der Kostenseite stehen die EEG-Differenzkosten, d.h. die Beschaffungsmehrkosten für Stromlieferanten durch das EEG. Weiterhin fallen Ausgleich- und Regelkosten für die Verstetigung des Stroms aus fluktuierenden EE-Quellen durch komplementäre Stromquellen an. Die tatsächlichen Kosten und Risiken der fossil-nuklearen Stromgewinnung sind derzeit nicht überschaubar. Sie entstehen größtenteils in der Zukunft (CO 2 -induzierte Klimakatastrophe, Nuklearunfälle, Endlagerung von Atommüll, Nuklearterrorismus, Ewigkeitslasten), ein Vergleich ist deshalb schwierig. Die Risiken der Atomkraft werden von Fachleuten allerdings so hoch eingeschätzt, dass keine Versicherung oder Rückversicherung der Welt sich zutraut, Policen anzubieten. In Folge versichert im Wesentlichen der Steuerzahler die Atomindustrie, zwangsweise, denn die Deutschen sind seit vielen Jahren mehrheitlich gegen die Kernenergie. Damit kann hier von einer Subvention gesprochen werden, deren Zukunftslast nicht abzusehen ist. Das Umweltbundesamt hat im Jahr 2010 errechnet, dass umweltschädliche Subventionen den Steuerzahler ca. 48 Mrd. pro Jahr kosten [UBA2]. Nach einer Schätzung der IEA wurden fossile Energien im Jahr 2010 weltweit mit über 400 Mrd. Dollar subventioniert. Fakten zur PV (56)

16 Abbildung 12: Gesamtheitliche Kosten-/Nutzenbewertung der Stromerzeugung aus EE [ISI] Fakten zur PV (56)

17 4. Verteuert PV-Stromerzeugung den Strom für Privathaushalte? Ja. Das Ausmaß der Verteuerung liegt aber in der Hand der Politik und der EVUs. Die Politik legt die Berechnungsgrundlage und den Verteiler für die Umlage fest, beides mit zurzeit nachteiligen Effekten für Privathaushalte. Die EVUs legen schließlich den Strompreis fest. 4.1 Preiseinfluss der Politik Die Politik definiert, wer den Umstieg auf erneuerbare Energien finanziert. Sie hat entschieden, energieintensive Industriebetriebe mit einem hohen Stromkostenanteil weitgehend von der EEG-Umlage zu befreien und plant, diese Freistellungen in Zukunft auszuweiten. Dies erhöht die Belastung für andere Stromkunden, insbesondere für Privathaushalte, auf die knapp 30% des gesamten Stromverbrauchs entfällt. Diese Selektion hat dazu geführt, dass die Strompreise für die energieintensive Industrie in den letzten Jahren sogar gesunken sind, während auf der anderen Seite der Anstieg der EEG-Umlage pro kwh verstärkt wurde (Abbildung 13). Dabei profitiert die energieintensive Industrie nachweislich von der preissenkenden Wirkung des PV-Stroms an der Börse zu Spitzenlastzeiten. Damit fließt ein Teil der PV-Umlage indirekt der energieintensiven Industrie zu: Energieintensive Unternehmen, die größtenteils von der EEG-Umlage befreit sind bzw. nur einen ermäßigten Satz von 0,05 ct./kwh (anstatt 3,53 ct./kwh) zahlen, profitieren vom Merit-Order-Effekt am stärksten. Bei ihnen überkompensiert die preissenkende Wirkung durch den Merit-Order-Effekt die Kosten für die EEG-Umlage bei weitem. [IZES] Die Politik definiert die Differenz zwischen Börsenstrompreis und EEG-Vergütung als Grundlage für die Berechnung der EEG-Umlage. Wenn PV wertvollen Strom zu Zeiten der Mittagsspitzenlast liefert, senkt sie den Börsenpreis, zu Gunsten der Großverbraucher, aber erhöht paradoxerweise die EEG-Umlage, zu Lasten der Haushalte. Welchen Effekt hat der weitere Ausbau der PV in Deutschland auf den Strompreis? Im sogenannten Trend-Szenario gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem PV- Zubau von ca. 4 GW/a bis zum Jahr 2016 aus [IE]. Die Prognos-AG hat im Auftrag des BSW für dieses Szenario eine durch den PV-Ausbau bedingte Steigerung der Strompreise von ca. 0,5% pro Jahr ermittelt, in absoluten Zahlen ca. 0,12 ct/kwh (Abbildung 14). Im Jahr 2012 bewirkt PV-Zubau eine Erhöhung der EEG-Umlage um ca. 0,035 ct je GW installierter Leistung. Fakten zur PV (56)

18 Abbildung 13: Entwicklung von Brutto-Strompreisen für Haushalte, von Netto-Strompreisen für industrielle Großabnehmer [BMWi] und Entwicklung der EEG-Umlage Abbildung 14: Effekt des PV-Zubaus nachh dem Trend-Szenario auf den Strompreis der Privat- Ent- haushalte Die Politik beeinflusst die Strompreise aus fossil-nuklearen Kraftwerken. Politische scheidungen definieren den Preis von CO 2 -Zertifikaten, diee Auflagen zur Filterung von Rauch, ggf. Auflagen zur Endlagerung von CO 2 (CCS), die Besteuerung von Atomstrom oder die Versicherungs- und Sicherheitsauflagen für AKWs. Bspw. wird der Preis für Fakten zur PV (56)

19 CO 2 -Emissionsrechte von derzeit unter 10 /t politisch so niedrig gehalten, dass er prak- fassba- tisch keine Auswirkung auf die Stromgestehungskosten fossiler Kraftwerke hat. Die Politik legt damit fest, inwieweit Stromverbraucher bereits heute die schwerr ren Risiken und Lasten fossil-nuklearerr Stromerzeugung tragen. Bei einer immerr konse- die PV- quenteren Einpreisung dieser Kosten wird es voraussichtlichh dazu kommen, dasss Stromerzeugung den Strommix verbilligt, bei einem spürbarr höheren Gesamtstrompreis. Bis wir soweit sind, wird fossil-nuklearer Strom zu Preisen verkauft, die seine externen Kosten verschleiern und in die Zukunft abschieben. 4.2 Preiseinfluss der EVUs Der Strompreis für Privathaushalte wird letztlich von den EVUs E festgelegt. Ein Muster- zahl- haushalt mit drei Personen und einem Jahresverbrauch von Kilowattstunden te rund 25 ct/kwh [BDEW2], Abbildung 15 zeigt die PreisstruktuP ur. Abbildung 15: Zusammensetzung der Strompreise in ct/kwh für Privathaushalte in Deutschland 2011, Daten aus [BDEW2] Energieversorgungsunternehmen (EVUs) begründeten Strompreiserhöhungen für Haushalte gerne mit der Erhöhung der EEG-Umlage auf 3,53 ct/kwh zumm (Erneuerbare-Energien-Gesetz, Abschlagszahlung lt. vorläufiger Festlegung, vgl. Kapitel 19.2). Der Brutto-Strompreis für Privathaushalte ist seit dem Jahrr 2000 um 10 ct/kwh ange- Preis- stiegen, die EEG-Umlage aber nur um 3,3 ct/kwh (Abbildung 13). Der Großteil der steigerungen kannn somit nicht mit der EEG-Umlage begründet werden. Die Kosten, die EVUs für den Strombezug aufbringen müssen, werdenn größtenteils über langfristige Lieferverträge, zu einem kleineren Teil durch die Spotmarkt-Preise an der Leipziger Strombörse bestimmt. An der Strombörse profitieren die EVUs über den Merit Order Effekt (Kapitel 3.3) von der PV-Stromeinspeisung. EVUs geben aber preissenkende Effekte der PV-Einspeisung bisher nicht an ihre Endkun- den weiter. Bei der aktuell installiertenn PV-Leistung in Deutschland (ca. 25 GW) deckt der Solarstrom an sonnigen Tagen im Frühjahr und Sommer bereits einen großen Teil Fakten zur PV (56)

20 der Tagesspitzenlast (vgl. Abbildung 31). Im Jahr 2011 kam es erstmals vor, dass der Tagstrompreis am Spotmarkt der Strombörse EEX dadurch zeitweise auf das Preisniveau von Nachtstrom (2,5 ct/kwh) fiel. PV-Strom verdrängt teure Kraftwerke in der Merit Order, vgl. Kapitel 3.3. Bei einem weiteren Ausbau der Photovoltaik erwarten Fachleute, dass die Börsenpreise in den Sommermonaten tagsüber immer häufiger und für immer längere Zeiträume unter das Nachtstromniveau fallen. Dieser Photovoltaik-Effekt wird derzeit noch nicht adäquat in den Kosten- und Umlagekalkulationen abgebildet. 4.3 Subventionieren Mieter gut situierte Hauseigentümer? Nein. Diese beliebte Schlagzeile, hier zitiert aus der Zeit vom , ist eine verzerrte Darstellung. Die Kosten der Umstellung unseres Energiesystems auf EE werden mit der politisch gewollten Ausnahme der stromintensiven Industrie - auf alle Stromverbraucher umgelegt, inklusive Haushalte, und dort inklusive Mieter. Diese Kosten decken neben der PV auch Windkraft und andere EE ab. Alle Stromkunden können ihren Stromverbrauch durch die Auswahl und Nutzung ihrer Geräte beeinflussen. PV-Anlagen gehören zu knapp 40% Privatpersonen. Diese Personen sind überwiegend Eigenheimbesitzer, aber auch Mieter können sich über Bürgersolaranlagen oder Fonds an PV-Kraftwerken beteiligen. 5. Bringt eine PV-Anlage vernünftige Renditen? Ja. Beim aktuellen Stand von Anlagenkosten und Einspeisevergütung sind gute Renditen in ganz Deutschland möglich. Die Rendite ist in sonnenreichen Regionen etwas höher als in Gegenden mit geringerer Einstrahlung. Tatsächlich schlägt jedoch der regionale Unterschied in der Einstrahlung nicht 1:1 auf den Ertrag um, weil bspw. in Gegenden mit geringerer Einstrahlung ggf. ein erhöhtes Windaufkommen für eine geringere Betriebstemperatur der Module sorgt. Standortabhängig sind bspw. Renditen zwischen 3,5 8,8% zu erwarten, sobald eine Aufdachanlage bis 10 kw p Leistung, die im November 2012 ans Stromnetz angeschlossen wird, 1,6 /W p kostet [Photon ]. Diese Rendite ist nicht risikofrei. Weder Herstellergarantien noch Anlagen-Versicherungen senken das Investorenrisiko auf Null. 6. Verschlingt die PV-Forschung hohe Fördermittel? Im Jahr 2010 wurden im Rahmen des 5. Energieforschungsprogramms 205 Mio. für den gesamten Bereich der erneuerbaren Energien aufgewendet, davon entfiel nur ein Bruchteil auf die Photovoltaik. Im gleichen Jahr wurden allein für Nuklear- und Fusionsforschung 202 Mio. ausgegeben. Ein Blick in die historischen Zahlen (Abbildung 16) Fakten zur PV (56)

21 zeigt, dass erneuerbare Energien und Energieeffizienz nur langsam in den Fokus der Energieforschung rücken. Ausgaben [Mio. ] Erneuerbare & Energieeffizienz Nuklear (inkl. Fusion, Beseitigung) Fossile Energie Abbildung 16: Ausgaben des Bundes für Energieforschung [BMWi] 7. Erzeugt PV-Installation nur Arbeitsplätze in Asien? Nein. Die PV-Branche beschäftigte im Jahr 2011 ca Menschen in Deutschland, im gesamten Bereich der EE waren es [BMU2]. Die PV-Branche hatte 2011 eine Exportquote von ca. 55% [BSW]. Zur deutschen PV-Branche zählen Betriebe aus den Bereichen 1. Materialherstellung (Silicium, Wafer, Metallpasten, Kunststofffolien, Solarglas) 2. Herstellung von Zwischen- und Endprodukten: Zell-, Modul-, Wechselrichter-, Gestell- und Kabelhersteller, Glasbeschichtung 3. Produktionsanlagenbau 4. Installation (v. a. Handwerk) Der Weltmarktanteil der gesamten deutschen PV-Zulieferer (Hersteller von Komponenten, Maschinen und Anlagen) erreichte im Jahr %, bei einer Exportquote von 87% [VDMA]. Bei Solarzellen und Modulen war Deutschland 2011 Netto-Importeur. Bei vielen anderen PV-Produkten ist Deutschland klarer Netto-Exporteur, z.t. als internationaler Marktführer (z.b. Wechselrichter, Produktionsanlagen). Im Jahr 2010 wurden in Deutschland Wech- Jahr Fakten zur PV (56)

22 selrichter mit einer Gesamtleistung von 13,3 GW hergestellt, entsprechend einem Weltmarktanteil von ca. 45% [Photon ]. Wenn man annimmt, das im Jahr 2011 ca. 80% der installierten PV-Module aus Asien kamen, diese Module ca. 60% der Kosten eines PV-Kraftwerks ausmachen (Rest v.a. Wechselrichter und Installation) und die Kraftwerkskosten ca. 60% der Stromgestehungskosten ausmachen (Rest: Kapitalkosten), dann fließen über die Modulimporte knapp 30% der Einspeisevergütung nach Asien. Dabei ist zusätzlich zu berücksichtigen, dass ca. die Hälfte der asiatischen PV-Produktion auf Anlagen aus Deutschland gefertigt wurde. Langfristig werden sinkende Herstellkosten von PV-Modulen auf der einen, steigende Frachtkosten und lange Frachtzeiten auf der anderen Seite die Wettbewerbsposition für die Modulherstellung in Deutschland zunehmend verbessern. 8. Lehnen die großen Kraftwerksbetreiber PV-Installationen ab? Bisher ja. Die in Deutschland betriebene PV-Leistung befand sich noch 2010 überwiegend im Eigentum von Privatpersonen und Landwirten, der Rest verteilte sich auf Gewerbe, Projektierer und Fonds. Die Kraftwerksbetreiber EnBW, Eon, RWE und Vattenfall (die Großen 4 in Abbildung 17) hielten zusammen gerade einmal 0,2%. Woher kommt diese Abneigung? Wenn PV-Kraftwerke Strom liefern, liefern sie tagsüber, zu Zeiten höchster Nachfrage (Abbildung 31). Teure Spitzenlast-Kraftwerke werden seltener und in geringerem Umfang benötigt. Das senkt den Strompreis an der Börse, der sich nach den Börsenregeln auf alle momentan produzierenden Kraftwerke überträgt (Kapitel 3.3). Früher konnten die vier großen Kraftwerksbetreiber ihren billigen Grundlaststrom zur Mittagszeit deshalb sehr lukrativ verkaufen. Bereits 2011 führte aber die PV zu Preissenkungen an der Börse und damit zu massiven Gewinneinbrüchen. Die Preissenkungen werden sich zukünftig auch auf langfristige Lieferverträge auswirken, nicht nur auf den Börsenpreis. Hinzu kommt, dass die zunehmende Abdeckung der Tagesspitzenlast durch Photovoltaik im Frühjahr und Sommer die Auslastung der fossilen Kraftwerke verschlechtert und damit ihre Kosten steigen. Der billige Strom aus abgeschriebenen Kohlekraftwerken wird im Frühjahr und Sommer mit dem Ausbau der PV und des Lastmanagements immer weniger gebraucht. Mittelfristig droht die saisonale Abschaltung, als Zwischenetappe zur vollständigen Stilllegung. Während große Kraftwerksbetreiber bisher wenig Interesse an PV-Installationen gezeigt haben, passen große Windprojekte, vor allem im Offshore-Bereich, viel besser in ihr Geschäftsmodell. In jüngster Zeit gab es differenziertere Signale, bspw. die Ankündigungen seitens RWE, verstärkt in PV-Anlagen zu investieren, oder seitens EnBW, die erneuerbare Stromproduktion auszubauen. Fakten zur PV (56)

23 Abbildung 17: Anteile der Eigentümer an der Ende 2010 betriebenen Leistung von Photovolta- ikanlagen von insgesamt ca. 17 GW [trend:research] 9. Überlastet PV-Strom die Netze? 9.1 Solarstrom wird dezentral eingespeist Über 98 Prozent der 1,1 Mio. Solarstromanlagenn in Deutschland sind an das dezentrale Niederspannungsnetz angeschlossen (Abbildung 18) undd erzeugenn Solarstrom ver- nur 15% der installierten PV-Leistung. Eine hohe PV-Anlagendichtee in einem Niederspannungs-Netzabschnitt kann an sonnigen Tagen dazu führen, dass die Stromproduktion den Stromverbrauch inn diesem Abschnitt übersteigt. Transformatoren speisen dann Leistung zurück in das Mittelspannungsnetz. Bei sehr hohen Anlagendichten kann die Transformatorstation dabei an ihre Leistungs- grenze stoßen. Eine gleichmäßige Verteilung der PV-Installationen über viele Netzab- brauchsnah [BSW]. Auf PV-Kraftwerkee der Megawatt-Klasse entfallen in Deutschland schnitte verringert den Ausbaubedarf. Fakten zur PV (56)

24 Abbildung 18: Einspeisung von PV-Strom [BSW] Tatsächl liche Produktion Geplante Produktion MW Anzeigetag : MW Anzeigetag: h h Legende: Konventio onell Wind Solar 9.2 Solarstrom-Produktion ist planbar Die Erzeugung von Solarstrom ist heutee dank verlässlicher nationaler Wettervoraussagen sehr gut planbar, eine kurzfristige Reaktion im großen Maßstab nicht notwendig.. Abbildung 19 zeigt beispielhaft Planung und tatsächliche Stromproduktion. Aufgrund der dezentralen Erzeugung können Änderungen in der Bewölkung nicht zu gravieren- den Schwankungen der deutschlandweiten PV-Stromproduktion führen. Abbildung 19: Tatsächliche und geplante Stromproduktion am Montag, [Strombörse] Fakten zur PV (56)

25 9.3 Spitzenproduktion deutlich kleiner als installierte Leistung Aufgrund von technisch bedingten Verlusten (Performance Ratio PR <= 90%, vgl. Kapitel 19.7) und uneinheitlicher Wetterlage ist deutschlandweit nur an sehr wenigen Tagen im Jahr eine reale Stromgeneration oberhalb 70% der installierten Nennleistung (Mitte 2012 ca. 30 GW) zu erwarten. Eine Begrenzung bzw. Abregelung ( Einspeisemanagement ) auf der Ebene der einzelnen Anlagen auf 70% ihrer Nennleistung führt zu Einnahmeverlusten von geschätzt 2-5% [Photon International , S.58]. Eine gesetzliche Regelung, die diese Abregelung für kleine Anlagen faktisch vorschreibt, trat 2012 in Kraft, vgl. folgendes Kapitel Sonnen- und Windstrom ergänzen sich Klimabedingt korrelieren in Deutschland hohe Sonneneinstrahlung und hohe Windstärken negativ. Bei einer installierten Leistung von fast 30 GW PV und ca. 30 GW Wind im Jahr 2012 gelangten bis zum in der Summe nur selten mehr als 30 GW in das Stromnetz (Abbildung 20). Eine entsprechende Abregelung führt demnach nicht zu nenneswerten Verlusten. Ein ausgewogener Mix von Stromerzeugungskapazitäten aus Sonne- und Wind ist dem einseitigen Ausbau, wie ihn ein kompetitives Fördermodell (bspw. das Quotenmodell) hervorbringen würde, deutlich überlegen. Abbildung 20: Mittlere Stundenleistung für die Einspeisung von Sonnen- und Windstrom in den ersten 9 Monaten des Jahres 2012, Grafik: B. Burger, Fraunhofer ISE; Daten: Leipziger Strombörse EEX Fakten zur PV (56)

26 9.5 Wieviel PV-Strom verträgt unser heutiges Stromnetz? Der dezentrale, flächige Charakter der Stromerzeugung durch PV kommt einer Aufnahme und Verteilung durch das bestehende Stromnetz entgegen. Große PV-Kraftwerke oder lokale Häufungen kleinerer Anlagen in dünn besiedelten Gebieten erfordern stellenweise eine Verstärkung des Verteilnetzes und der Trafostationen. Der weitere PV- Ausbau sollte verbrauchsgerechter erfolgen, um die Verteilung des Solarstroms zu erleichtern. Pro Einwohner haben Bayern und Brandenburg die 3- bis 4-fache PV-Leistung installiert, verglichen mit dem Saarland, NRW, Sachsen oder Hessen. Mit steigender Leistung wird PV zunehmend als stabilisierende Regelgröße in die Pflicht genommen. Die EEG-Novellierung zum fordert auch für Anlagen am Niederspannungsnetz eine Teilnahme am Einspeisemanagment über Fernsteuerung durch den Netzbetreiber oder über automatische Abregelung bei 70% der Wirkleistung. Gemäß der Niederspannungsrichtlinie VDE AR-N-4105, seit dem in Kraft, müssen Wechselrichter netzstützende Funktionen bereitstellen. reduziert eine überwiegend dezentrale und verbrauchsnahe PV-Einspeisung in die Verteilnetze Kosten für den Netzbetrieb, insbesondere im Hinblick auf das Übertragungsnetz. Ein weiterer Vorteil der PV-Einspeisung ist, dass PV-Anlagen zusätzlich zur Einspeisung von Wirkleistung prinzipiell weitere Netzdienstleistungen (z.b. lokale Spannungsregelung) kostengünstig bereitstellen können. Sie eignen sich hervorragend zur Integration in übergeordnete Netzmanagement-Systeme und können einen Beitrag zur Verbesserung der Netzstabilität und Netzqualität leisten. [ISET2] Das Erzeugungsprofil von PV-Strom passt so gut zu dem Lastprofil des Stromnetzes, dass der Strombedarf auch bei weiterem, substantiellem Ausbau der PV in den Folgejahren zu jeder Zeit über dem PV-Stromangebot liegen wird. Während Hitzeperioden kann es notwendig werden, die Leistung fossil-nuklearer Kraftwerke zu drosseln, um eine Überhitzung der als Kühlreservoir genutzten Flüsse zu vermeiden. Die in Deutschland installierte Photovoltaik hat dieses Problem beseitigt und kann solche Situationen auch in Nachbarländern wie Frankreich entspannen. 10. Verschlingt die Produktion von PV-Modulen viel Energie? Nein. Die Energierücklaufzeit für Solaranlagen hängt von Technologie und Anlagenstandort ab. Sie beträgt bei 1055 kwh/m 2 globaler horizontaler Jahreseinstrahlung (mittlerer Wert für Deutschland) ca. 2 Jahre [EPIA2]. Die Lebensdauer von Solarmodulen liegt im Bereich von Jahren. Das heißt, dass eine heute hergestellte Solaranlage während ihrer Lebensdauer mindestens 10 mal mehr Energie erzeugt als zu ihrer Herstellung benötigt wurde. Dieser Wert wird sich in der Zukunft durch energieoptimierte Herstellungsverfahren noch verbessern. Fakten zur PV (56)

27 11. Konkurriert der PV-Zubau mit der Nahrungsmittelproduktion? Nein. Ende 2009 entfielen rund 12,5% der kumulierten installierten PV-Leistung auf Freiland [Landtag], der Rest steht überwiegend auf Gebäudedächern. Ein Teil dieser Freilandfläche ist Ackerfläche, in Baden-Württemberg war es 2009 knapp die Hälfte. Die PV- Installation im Freiland auf Ackerflächen wird seit Juli 2010 nicht mehr über das EEG gefördert und kam damit zum Erliegen. Ein Ausbau im Freiland erfolgt derzeit nur noch auf bestimmten Konversionsflächen. Es gibt kein Ausbauszenario, das eine nennenswerte Belegung von Ackerflächen durch PV vorsieht. Die öffentliche Diskussion zu diesem Thema erscheint noch merkwürdiger im Kontext aktueller Pläne der EU, 7% der Ackerflächen stillzulegen, das wären in Deutschland Hektar. 12. Sind PV-Anlagen in Deutschland effizient? Der nominelle Wirkungsgrad (s. Kapitel 19.3) von kommerziellen waferbasierten PV- Modulen (d.h. Module mit Solarzellen auf Basis von Siliciumscheiben) stieg in den letzten Jahren um ca. 0,3%-Punkte pro Jahr auf Mittelwerte um 14-15% und Spitzenwerte von 20%. Pro Quadratmeter Modul erbringen sie damit eine Nennleistung von W, Spitzenmodule bis 200 W. Der nominelle Wirkungsgrad von Dünnschicht-Modulen liegt um 6-11%, mit Spitzenwerten von 12-13%. PV-Anlagen arbeiten nicht mit dem nominellen Modulwirkungsgrad, weil im Betrieb zusätzliche Verluste auftreten. Diese Effekte werden in der sog. Performance Ratio (PR) zusammengefasst. Eine heute installierte PV-Anlage erreicht als Ganzes über das Jahr PR-Werte von 80-90%, inkl. aller Verluste durch die tatsächliche Betriebstemperatur, die variablen Einstrahlunsgbedingungen, Verschmutzung und Leitungswiderständen sowie Wandlungsverlusten des Wechselrichters. Der von den Modulen gelieferte Gleichstrom wird von Wechselrichtern für die Netzeinspeisung angepasst. Der Wirkungsgrad neuer PV-Wechselrichter liegt, unabhängig von der eingesetzten Modultechnologie, aktuell um 98%. In Deutschland werden je nach Einstrahlung und PR spezifische Erträge um 900 kwh/kwp erzielt. Pro Quadratmeter Modul entspricht dies ca. 130 kwh, bei Spitzenmodulen ca. 180 kwh. Ein durchschnittlicher 4-Personen-Haushalt verbraucht pro Jahr ca kwh Strom, dies entspricht dem Jahresertrag von 34 m 2 gewöhnlichen Modulen. Die Dachfläche eines Einfamilien-Hauses reicht somit aus, um den Jahresstrombedarf einer Familie in Summe über eine PV-Anlage zu erzeugen. Auf flachen Dächern und im Freiland werden Module aufgeständert, um ihren Ertrag zu erhöhen. Bei Südausrichtung und entsprechender Beabstandung belegen sie ungefähr das 2,5fache ihrer eigenen Fläche. Zum Vergleich: Bei Verstromung von Energiepflanzen liegt der auf die Einstrahlung bezogene Wirkungsgrad deutlich unter 1%. Dieser Wert sinkt weiter, wenn fossile organische Materie als Kohle, Öl oder Erdgas verstromt wird. Entsprechende Verbrennungs- Fakten zur PV (56)

28 Kraftwerke beziehen ihre Wirkungsgra adangabe aber normalerweise auf die Konversion der bereits vorhandenen chemischen Energie im fossilen Energieträger. Für Kohlekraft- Bei der Verbrennung von Biokraftstoffen in Fahrzeugen erreicht man auch nur beschei- dene Effizienzen bezogen auf die eingestrahlte Energie undd die Flächennutzung. Abbil- werke in Deutschland wird dann bspw.. ein mittlerer Wirkungsgrad umm 38% angegeben. dung 21 vergleicht die Gesamtreichweiten von Fahrzeugen, die verschiedene Biokraft- stoffe verbrennen, mit der Gesamtreichweite eines Elektrofahrzeugs (Plug-In-( be- Hybridantrieb), dessen elektrische Antriebsenergie durch einn PV-Feld gleicher Größe reitgestellt wird. Plug-In-Hybrimit einer Akkuladung ca km zurücklegen. Reine Elektrofahrzeuge weisen eine Serienfahrzeuge, die für 2012 angekündigt sind, können rein elektrisch Normreichweite bis 175 km auf (Nissann Leaf mit 24 kwh Speicherkapazität). Abbildung 21: Fahrzeugreichweite mit dem Jahresertrag von 1 a = 100 m 2 Energiepflanzenan- bau (2,3) und von 40 m 2 PV-Modulen, aufgeständertt auf 100 m 2 ebener Grundfläche, Quellen: Bruno Burger, Fraunhofer ISE ( 1) und Fachagentur Nachwachsende Rohstoffee (2),(3) In Südspanien oder Nordafrika lassen sich spezifische Erträge bis 1600 kwh/kwp erzie- len, allerdings erzeugen lange Leitungswege nach Deutschland erhebliche Energieverlus- te und Kostenaufschläge. Abhängig von der Spannungsebene liegen die Leitungsverlus- te zwischen 0,5-5% pro 100 km. Über Leitungen zur HochspannH ungs-gleichstrom- redu- Übertragung (HGÜ) lassen sich die Transportverluste auf knapp 0,3% pro 100 km zieren, dazu kommen Konverterverluste. Eine 5000 km lange HGÜ-Leitung würde somit ca. 14% reine Leitungsverluste aufweisen Degradieren PV-Anlagen? Ja, aber sehr langsam. Waferbasierte PV-Module darstellt, Leistungsverluste überhaupt nachzuweisen. altern so langsam, dass es eine HerausfordeH erung für die Wis- senschaftler Fakten zur PV (56)

29 Eine Studie an 14 Anlagen in Deutschland mit poly- und monokristallinen Modulen hat eine durchschnittliche Degradation von 0,1% relative Abnahme der Wirkungsgrades pro Jahr für die gesamte Anlage inklusiv der Module gezeigt [ISE2]. Die häufig getroffene Annahme von 0,5% Leistungsverlusten pro Jahr erscheint in diesem Kontext sehr konservativ. Die genannten Werte beziehen keine Ausfälle aufgrund von Fabrikationsmängeln mit ein. Abhängig vom Material der Solarzellen kommt eine lichtinduzierte Degradation von 1-2% in den ersten Betriebstagen dazu, wie umfangreiche Messungen am Fraunhofer ISE ergeben haben. Die deklarierte Nennleistung von Modulen bezieht sich meistens auf den Betrieb nach der Anfangsdegradation. Für viele Dünnschicht-Module liegen noch keine langjährigen Daten vor. Je nach Typ werden nennenswerte Anfangsdegradationen in den ersten Betriebsmonaten und saisonale Schwankungen der Leistung beobachtet Verschmutzen PV-Module? Ja, aber die allermeisten Anlagen in Deutschland reinigt der nächste Regen wieder, so dass Schmutz praktisch keine Ertragseinbußen bewirkt. Problematisch sind Module mit sehr flachem Aufstellwinkel, naher Laubabwurf oder nahe Staubquellen Arbeiten PV-Anlagen selten unter Volllast? Ja. Die Kennzahl Volllast-Stunden oder Vollbenutzungsstunden wird als Quotient aus der im Lauf eines Jahres tatsächlich erzeugten Energie und der Nennleistung des Kraftwerks (siehe Kapitel 19.4) ermittelt. Aufgrund der Einstrahlungsbedingungen arbeiten PV-Anlagen nur etwas weniger als die Hälfte der insgesamt 8760 Jahresstunden, und dann auch meistens in Teillast. Die horizontale Einstrahlungssumme gemittelt Deutschland für die Jahre liegt bei 1055 kwh/m 2 /a und schwankt je nach Standort zwischen ca kwh/m 2 /a [DWD]. Abbildung 22 zeigt die landesweite Verteilung. PV-Module werden zur Ertragsmaximierung mit einer Neigung von ca zur Horizontalen montiert und nach Süden ausgerichtet. Damit erhöht sich die Einstrahlungssumme bezogen auf die Modulebene um ca. 15%, bezogen auf die horizontale Einstrahlungssumme und ergibt im geografischen Mittel für Deutschland ca kwh/m 2 /a. Bei einer Performance Ratio (PR, siehe Kapitel 19.7) von 85% und idealer Ausrichtung wären damit im geografischen Mittel über Deutschland 1030 Volllaststunden zu erreichen. Weil nicht alle Anlagen ideal ausgerichtet sind und noch viele Anlagen mit kleineren PR arbeiten, liegt die tatsächliche mittlere Volllaststundenzahl etwas niedriger, in der Größenordnung von Stunden. Fakten zur PV (56)

30 Abbildung 22: Horizontale jährliche Globalstrahlungssumme in Deutschland, gemittelt über den Zeitraum [DWD] Die Studie Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus regenerativen Kraftwerken bis 2016 [IE] geht in ihrem Trendszenario für die Jahre von 939 bis 949 Vollbenutzungsstunden für ganzjährig betriebene PV-Anlagen in Deutschland aus. Die komplette Übersicht der Prognosen zu EE zeigt Abbildung 23. Bei Windkraftwerken steigt die Anzahl der Vollbenutzungsstunden mit der Nabenhöhe. Nuklear-, Kohle- und Gaskraftwerke können im Bedarfsfall fast durchgängig (1 Jahr = 8760 h) mit ihrer Nennleistung produzieren. Tatsächlich erreichten lt. [BDEW5] bspw. Fakten zur PV (56)

31 Braunkohlekraftwerke 6640 und Steinkohle-KW 3550 Vollbenutzungsstunden im Jahr Abbildung 23: Prognostizierte Vollbenutzungsstunden für ganzjährig betriebene Anlagen, ge- mitteltee Werte die Jahre für 2012 bis 2016 aus [IE] 13. Liefert PV relevante Beiträge zur CO 2 -Vermeidung?? Wegen der geringen Wirkungsgrade bei der Stromgewinnung aus fossil-nuklearer Pri- Ein- märenergie spart jede kwh PV-Strom ca. 3 kwh an Primärenergie. Die kumulierte sparung an Primärenergie bis Ende 2011 durch PV liegt bei ca. 150 TWh, bei 50 TWh Solarstromproduktion. Betrachtet mann den kumulierten Umlageanteil der Einspeisever- bezahlt. gütung, wurden ca. 12 ct/kwh Umlagefür vermiedenen Primärenergieverbrauch Bei energetischerr Gebäudesanierung liegen die Subventionskosten pro eingesparter kwh Primärenergie in ähnlicher Höhe. Für PV-Strodungsfaktor ist der Quotient aus vermiedenen Emissionen und der Strombereitstellung. Er beinhaltet neben Treibhausgasen auch andere Luftschadstoffe. Ein Steinkohle-Kraftwerk emittiert ca. 949 g CO2/kWh elektrisch, ein Braunkohle- Kraftwerk ca g/kwh elektrisch. beträgt der Vermeidungsfaktor 679 g CO 2 -Äq./kWh [BMU1]. Der Vermei- Fakten zur PV (56)

32 14. Können wir einenn wesentlichen durch PV-Strom decken? Teil unseres Energiebedarfs Ja, in dem Maße, wie wir unser Energiesystem und die energiewirtschaftlichen Struktu- ren an die neuen Anforderungen anpassen Energieszenarien Energieszenarien sind keinee Fakten. Einige Szenarien werden hier herangezogen, um einen Kontext für die Beurteilung von Potentialenn zu schaffen. Unser heutiges, auf fossil-nuklearer Erzeugung basierende s Energiesystem ist ein Aus- und laufmodell. Es gibt eine Fülle von Energieszenarien für die kommendek en Jahrzehnte, sie rechnen zunehmend mit EE. Der schnelle Ausbau und die schnellee Kostendegression der PV in Deutschland haben viele dieser Studien bereits überholt. Die im Auftrag des BMU erstellten Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschlandd [IFNE] gehen für dass Jahresende 2020 von einer installierten PV-Leistung von ca. 53 GW aus (Abbildung 24). Bei angenommenen 900 Volllaststunden werden im Jahr 2020 damit fast 48 TWh Solarstrom produziert. Eine Studie des Umweltbundesamtes kommt zu dem Schluss, dass im Jahr 2050 eine vollständig auf erneuerbaren Energienn beruhende Stromerzeugung technisch und auf ökologisch verträgliche Weise möglich sei [UBA1]. In dieserr Studie wird eine installierte PV-Leistung von insgesamt 120 GW im Jahr 2050 angenommen, wobei das technisch- ökologische Potential nach konservativer Abschätzung bei einer installierten Leistung von 275 GW gesehen wird.. Abbildungg 25 aus der gleichen Quelle skizziert ein Wandlungs- und Speicherkonzept auf Basis von Wasserstoff. Abbildung 24: Szenario 2011 A für den Ausbau von EE-Stromleistung, Daten aus [IFNE] Fakten zur PV (56)

33 Abbildung 25: Konzept zur Stromwandlung und speicherung aus EE-Anlagen (Wind, Photovol- taik) via Wasserstoff zu Methan (SNG) mit Rückverstromung in Gasturbinen- oder Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) [UBA1] Abbildung 26: Szenarien für die Anteile der Energiequellen an der d deutschen Stromproduktion [ISE3] Fakten zur PV (56)

34 Das Fraunhofer ISE hat auf Basis des FVEE-Energiekonzepts [FVEE] ein Szenario erstellt, das im Jahr 2050 einen Anteil von 30% PV-Strom vorsieht. Abbildung 26 zeigt aus dieser Studie mehrere Szenarien für die Stromversorgung in den Jahren 2020 und 2050 im Vergleich. Eine Studie der Zeitschrift Photon sieht das wirtschaftliche Optimum für den Erzeugungsmix um 170 GW installierter Photovoltaikleistung [PHOTON], in einem Ausbauszenario von 100% Stromproduktion aus Wind und Sonne bis Energiebedarf und Energieangebot Die traditionelle Energiewirtschaft fördert fossile und nukleare Energieträger (Primärenergie), wandelt sie und bereitet sie für die Endverbraucher auf. Das Energieflussbild aus Abbildung 27 zeigt auch, wie stark Deutschland von Energieimporten abhängt. Abbildung 27: Energieflussbild 2010 für die Bundesrepublik Deutschland in Petajoule [AGEB2] Fakten zur PV (56)

35 In der Wandlung und im Verbrauch herrschen dramatische Effizienzdefizite. So wird bspw. die im Verkehr verbrauchte Endenergie über Verbrennungsmotoren überwiegend in Abwärme umgesetzt, und selbst von der Antriebsenergie wird noch ein guter Teil beim Bremsen irreversibel verheizt. Die Privathaushalte, diee ca. 75% der verbrauchten Endenergie für Heizung einsetzen, könnten diesen Verbrauch durch einfache Wärme- schutzmaßnahmen halbieren. Aus diesen Beispielen wird deutlich, d dass der zukünftige Energiebedarf keinesfalls mitt dem heutigen Bedarf gleichzusetzen ist, weder nach Men- Dra- gen, noch nach Energieträgern. Abbildung 28 zeigt die Struktur des Primärenergieverbrauchs nach Energieträgern. matische Effizienzdefizite in allen fossil-nuklearen Energiepfaden - 50% bis 75% der eingesetzten Primärenergie gehen verloren - sind mitverantwortlichh für deren hohes Gewicht im Primärenergiemix. Kernkraftwerke arbeiten bspw. mit Wirkungsgraden um 35%, je nach Zählweise auch weniger, fossil befeuerte Kraftwerke, meistens mit Kohle betrieben, um 40%. Mit Mineralölprodukten werden schlecht gedämmte Gebäude beheizt oder ineffiziente Fahrzeugantriebee befeuert. Abbildung 28: Struktur des Primärenergieverbrauchs 2011 in Deutschland, D, Anteile in (Vorjahrr in Klammern), gesamtt PJ oder 457,6 Mio. t SKE [AGEB3] Prozent Die meiste Endenergie (36%) dient der Gewinnung mechanischer Energie ( Kraft ) für den Verkehr und in stationären Motoren [Abbildung 29]. Beim Straßenverkehr kommt es durch Verbrennungsmotoren zu erheblichen Wandlungsv verluste. Der zweitgrößte Anteil (31%) geht in Raumwärme, hier mit erheblichen Wärmeverlus- ten durch schwachen Wärmeschutz. Kälte wird ebenfalls über den Umweg der mecha- be- nischenn Energie erzeugt, fürr Raumwärme und Warmwasse r können auch elektrisch triebenee Wärmepumpen eingesetzt werden. Fakten zur PV (56)

36 Abbildung 29: Struktur des Endenergieverbrauchs nach Energieart für Deutschland im Jahr 2010, in Klammern stehen die Vorjahreszahlen [AGEB4] Abbildung 30 zeigt beispielhafte Verteilungen der Energienachfrage e über den Jahresgesamte Strombedarf und der Energiebedarf für die Warmwasserbereitung sinken im Sommer nur leicht. Der Heizwärmebedarf korreliert negativ mit der GlobalstrahG hlung, bei höchster Koinzidenz im Frühjahr. Dargestellt ist auch die monatliche Verteilung der Solar- und Windstromerzeugung. Demnach werden über das Jahr ca. 69% des PV-Stroms im Frühjahr und Sommer pro- lauf. Der Energieverbrauch im Straßenverkehr ist durch Grundlast geprägt. Der duziert (Monate April-September), während die Windstrome erzeugung zu 62% in Herbst und Winter stattfindet. Abbildung 30 macht deutlich, dass Solarstrom das Potential hat, auch ohne saisonale Speicherung substantielle Deckungsgrade für den Strombedarf, den Verkehrssektor und den Warmwasserbedarf zu erreichen wenn komplementäre Energiequellen im Herbst und Winter einspringen. Beim Heizbedarf ist dieses Potential deutlich geringer, mit Schwerpunkt im Frühjahr. Weiterhin kann eine Kombinatio n von Solar- und Windstrom die Bereitstellung von Strom aus EE über das Jahr verstetigen, weil das Windstromauf- zeigt die Einstrahlung eine hohe Volatilität auf der Zeitskala von Wochen bis Stunden. Lokal gibt es auch hohe Dynamik bis hinunter in die Minuten- und Sekundenskala, aber kommen gerade im Frühjahrr und Sommer deutlich nachlässt. Neben der weitgehend regelmäßigen saisonalen Fluktuation des PV-Stromaufkommens diese spielen in einem deutschlandweiten Stromnetz keine Rolle. R Fakten zur PV (56)

37 monatl. Anteil an Jahressumme 20% 15% 10% 5% PV-Strom Heizwärmebedarf Strombedarf Windstrom Warmwasser Straßenverkehr 0% Monat Abbildung 30: Grobe Abschätzung der monatlichen Verteilung (Jahressumme = 100%) für Sonnenstrom, berechnet für den Standort Freiburg aus [PVGIS], des Windstroms [DEWI], des Heizwärmebedarfs nach Gradtagszahlen (VDI 2067 bzw. DIN 4713), des Energiebedarfs für die Warmwasserbereitung der Haushalte, des Strombedarfs [AGEB1] und des Kraftstoffabsatzes [MWV] Auf der anderen Seite fluktuiert auch die heutige Stromlast. Tagsüber wird mehr Strom benötigt als nachts, und werktags mehr als am Wochenende oder an Feiertagen. Stromversorger unterscheiden im Lastprofil zwischen Grund-, Mittel- und Spitzenlast, vgl. Kapitel Die Grundlast ist der Lastanteil um GW, der sich über 24 h kaum ändert. Die Mittellast schwankt langsam und überwiegend periodisch, die Spitzenlast umfasst den schnell veränderlichen Lastanteil oberhalb der Grund- und Mittellast. PV-Strom deckt an sonnigen Tagen heute schon zu einem großen Teil Mittagsspitzenlast. Das Erzeugungsprofil von PV-Anlagen korreliert im Frühjahr und Sommer gut mit dem Anstieg des Stromverbrauchs über den Tag. Die derzeit installierte Leistung reicht dann an sonnigen Tagen bereits aus, die Spitzenlast zu einem erheblichen Teil abzudecken. Der weitere Ausbau führt dazu, dass die Mittagsspitzenlast auch an weniger sonnigen Tagen zunehmend gedeckt wird, während die Stromproduktion an sonnigen Mittagen, insbesondere an Wochenenden, in die Grundlast eintaucht. Fakten zur PV (56)

38 Abbildung 31: Stromproduktion in der Kalenderwoche 21 des Jahres 2012, mit dem bisherigen Rekordwert von 22,4 GW PV-Leistung am Freitag, den (Grafik: B. Burger, Fraunhofer ISE; Daten: Leipziger Strombörse EEX) Wenn Solarstrom zur Verfügung steht, ist gleichzeitig der Bedarf groß und war der Börsenstrompreis früher auf dem Höchststand. Aus Sicht der PV allein würde auch bei einem fortgesetzten Ausbau in den nächsten Jahren zu keiner Zeit ein PV- Stromüberschuss (Abbildung 32) entstehen. Kommt aber noch Windstrom dazu, kann es allerdings heute schon dazu kommen, dass die residuale Grundlast verringert wird und träge Kraftwerke reagieren müssen. Abbildung 33 zeigt, wie ein solches Erzeugungsprofil für verschiedene Ausbaustufen der PV aussehen kann. Durch die Auswahl der Jahreswoche mit der höchsten Solarstromproduktion wird hier die stärkste mögliche Einwirkung von PV-Strom sichtbar. Bei 50 GW installierter Leistung beträgt die max. Erzeugungsleistung ca. 35 GW. Um die Grundlast auf einem Niveau von 25 GW zu halten, müssen Sonntag Mittag bspw. etwa 10 GW an Pumpspeicher in Pumpbetrieb gehen. Die residuale Mittellast (vgl. Kapitel 19.8) setzt erst am Nachmittag ein, die Spitzenlast am Abend. Mit zunehmendem Ausbau der EE wird die residuale Grundlast als Sockel verschwinden. Fakten zur PV (56)

39 Abbildung 32: Durchschnittliches Lastprofil und durchschnittliche monatlichee PV-Einspeiseprofile im ersten Halbjahr 2011 [IZES] Abbildung 33: Stromlast der Woche mit dem höchsten PV-Stromertrag aus rechnetee PV-Stromeinspeisung für Ausbauszenarien bis 50 GW [SMA] dem Jahr 2005, be Ausgleichsmaßnahmen Verstetigung der PV-Stromerzeugung Wie kann das PV-Stromangebot im Netz verstetigt werden? Zu den einfachsten Maß- sei nahmenn zählt die verstärkte Installation von PV-Modulen mit Ost/West-Ausrichtung, es auf Dächern oder auf Freiflächen. Zwar sinkt der Jahresertrag pro Modulfläche, ver- glichen mit der Südausrichtung, aber die Tagesspitze der deutschlandweiten PV- Fakten zur PV (56)

40 Einspeisung lässt sich damitt verbreitern und die komplementären Kraftwerke müssen bspw. erst am späteren Nachmittag einsetzen (vgl. Abbildung 33). Noch effektiver sind in dieser Hinsicht 1- oder 2-achsig nachgeführtee Anlagen, die nicht nur die Strompro- duktion über den Tageslauf verstetigen, sondern auch den Jahresertrag um ca % anheben. Abbildung 34: Stromertragsprofile von PV-Anlagen in verschiedenen Montagevarianten, be- Die etwas höheren Stromgestehungskosten bei den genannten alternativen Montageva- rianten können sich im Kontext eines erhöhten Eigenverbra auchs und der damit verbun- rechnet mit der Software PVsol für einen überwiegend klaren Julitag am Standort Freiburg denen Einsparungen beim Strombezug gerade für gewerbliche Kunden schon heute amortisieren. Bei volatilen Energiequellen ohne nennenswerte Grenzkoste en wie Wind und Sonne ist es nicht wirtschaftlich, das gesamte Energiesystem auf 100% Nutzung bei höchster Effizi- einfa- enz auszulegen. Gelegentliche, extreme Erzeugungsspitzenn müssen deshalb mit chen Mitteln zu beherrschen sein, etwaa durch (ineffiziente) direkte Wandlung in Wärme oder durch Abschalten der Erzeugungs sanlagen. Diese Spitzen dürften in der Summe bei max. ca. 3-5% der jährlichen Stromproduktion liegen Komplementärbetrieb regelbarer Kraftwerke Es ist technisch möglich, viele fossile Kraftwerke so zu betreiben, auszulegen oder nach- 35. zurüsten, dass sie neben Grundlast auch Mittellast bedienenn können, vgl. Abbildung Der Teillastbetriebb an sich und die ggf.. erforderliche Nachrüstung erhöhen die Produkti- Weil onskosten für Strom. Speziell Gaskraftwerke eignen sich sehr gut für Spitzenlast. aber der PV-Strom die mittäglichen Preisspitzen an der Strombörse bereits spürbar redu- ziert, sind Gaskraftwerke zurr Zeit keinee lohnende Investition. Fakten zur PV (56)

41 Kernkraftwerke und alte Braunkohle-Kraftwerke haben die größten Schwierigkeiten im flexiblen Betrieb, der Ausbauu der EE macht sie zu Auslaufmodellen. Je früher sie flexiblen f Kraftwerken Platz machen die dannn auch einee höhere Auslastung A erreichen umso schneller gelingt der Umstieg auf PV- und Windstrom. Abbildung 35: Verfügbarkeit von Kraftwerken [VGB] Die vorhandenen Wasserkraftwerke wurden schon immer als Spitzenlast-Kraftwerke eingesetzt und eignen sich sehr gut für den Komplementärbetrieb. Ihr Beitrag von ca. 4,5 GW Nennleistung und ca. 20 GWhh Erzeugungg [BMWi] ist jedoch kaum ausbaufähig. Biomasse-Kraftwerke (5,3 GW Nennleistung, 32 GWh Erzeugung, [BMWi]) bieten eben- und falls Potential für den Komplementärbetrieb, wenn die Betreiber Speicher vorsehen Einbußen bei der Auslastung in Kauf nehmen. BHKWs von der Miniaturausführungg für das Einfamilienhaus (Mikro-Kraft-Wärme- für Kopplung) bis hin zu Großanlagen für Fernwärmenetze eignen sich hervorragend den komplementären Betrieb mit PV,, wenn die Führung dieser BHKWs neben dem Wärmebedarf auch den Strombedarf berücksichtigt. Selbst Mikro-BHKWs können elektrische Wirkungsgrade bis 25% und Gesamtwirkungsgradee bis 90% erreichen [LICHT- BLICK]. Der Komplementärbetrieb fossiler und anderer Kraftwerke ist ein notwendiges Element, im Jahr 2020 bei einer installierten PV-Leistung von ca. 50 GW, einer r momentanen PV- Leistung bis ca. 35 GW den Solarertragg von ca. 45 TWh/a vollständig v zu nutzen. Die äl- - könnten ihren Betrieb überr Frühjahr und Sommer stark drosseln. Tatsächlich reicht dieser Schritt aber nicht aus, weil mit dem Windstromm eine zusätzliche, hoch-volatile Quelle auszuregeln ist. Im Jahr 2011 sind ca. 30 GW Windstromleistung am Netz, mit steigender Tendenz. Bis 2020 könnten ebenfalls 50 GWW Windleistung in- testen und trägsten Kraftwerke das sind auch die am wenigsten effizienten Kraftwerke stalliert sein. An sonnigen, windreiche en Tagen ergibt sich dann häufiger eine negative Residuallast: das Angebot von EE-Strom übersteigt die momentane Stromnachfrage. Fakten zur PV (56)

42 Netzausbau Studien von Fraunhofer IWES und ECOFYS im Auftrag des BSW haben ergeben, dass ein Ausbau der installierten PV-Leistung auf 70 GW bis zum Jahr 2020 Netzausbaukosten von ca. 1,1 Mrd. Euro verursacht [IWES], [ECOFYS]. Die entsprechenden jährlichen Kosten liegen bei ca. 10% der routinemäßigen jährlichen Ausgaben für die Netzertüchtigung. Betrachtet wurde ein Ausbau im Niederspannungsnetz mit PV-Anlagen, die Systemdienstleistungen bereitstellen (z.b. Spannungshaltung durch Blindleistungskompensation) und eine teilweise Ausrüstung von Ortsnetztrafos mit Regeleinrichtungen Anpassung von Verbrauchsprofilen Eigenverbrauch ist sinnvoll, weil er das Stromnetz bezüglich Transport- und ggf. Ausgleichsbedarf entlastet. Da der selbstproduzierte PV-Strom für private und viele gewerbliche Verbraucher mittlerweile deutlich weniger kostet als der Netzstrom, ist ein Anreiz zur Anpassung des Verbrauchsprofils bereits gegeben. Während sich der private Stromverbrauch nur teilweise in die Tageszeit verschieben lässt (bspw. Spülmaschine, Waschmaschine, Wäschetrockner, Elektroherd), können viele gewerbliche Nutzer an Werktagen einen erheblichen Eigenverbrauch realisieren. Ideal wären Verbrauchergemeinschaften aus Privathaushalten und Gewerbe, die ihren Eigenverbrauch innerhalb eines Netzabschnittes kombinieren. Unabhängig davon, ob Solarstrom auf dem eigenen Dach entsteht, wird es notwendig, einen Solarstromtarif um die Tagesmitte einzuführen. Dieser wird Verbraucher sensibilisieren und belohnen, wenn sie Stromverbrauch in die Tagesmitte verschieben. In Folge werden Gerätehersteller reagieren und entsprechende Programmoptionen für Waschmaschine, Wäschetrockner und Wärmepumpe bereitstellen. Auch in der stromintensiven Industrie gibt es Potentiale zur Anpassung von Verbrauchsprofilen. Sie werden allerdings erst aktiviert, wenn der Tagesstrom regelmäßig billiger ist als der Nachtstrom, wenn also die installierte PV-Leistung weiter zunimmt. Gleiches gilt bspw. für Kühlhäuser oder Klimaanlagen, die bereits eine gewisse Speicherkapazität aus thermischer Masse im System haben und für die ein Ausbau des Speichers vergleichsweise günstig erfolgen kann Umstellung speicherfähiger Verbraucher auf elektrischen Betrieb Durch Umstellung von Antriebssystemen lassen sich wichtige Verbrauchssegmente elektrisch versorgen. Sind diese Verbraucher speicherfähig, eignen sie sich für eine angebotsorientierte Aufnahme von Strom aus PV und Wind. Raumheizung und Brauchwassererwärmung werden häufig über die Verbrennung fossiler Ressourcen gewährleistet, es können aber auch Wärmepumpen zum Einsatz kommen. Die Effizienz einer Wärmepumpe (Strom zu Wärme) wird als Jahresarbeitszahl Fakten zur PV (56)

43 (JAZ) angegeben und liegt um 300%. Einmal in Wärme umgewandelt, lässt sich die vormals elektrische Energie effizient und preiswert speichern. Der motorisierte Verkehr verbrennt fossile Treibstoffe mit einem äußerst geringen Wirkungsgrad, hier können Elektromotoren mit Systemen zur Bremsenergierückgewinnung, die Effizienz erheblich steigern. Mehrere Fahrzeughersteller haben Serienfahrzeuge mit Elektro-Hybridantrieb im Angebot. Solche Fahrzeuge können tagsüber v.a. im Frühjahr und Sommer Solarstrom tanken und im rein elektrischen Betrieb Reichweiten zwischen km realisieren. Die Energiewende beginnt im Individualverkehr allerdings auf 2 Rädern: weit mehr als 1 Mio. verkauften E-Fahrräder in Deutschland stehen lediglich ca Hybrid-KFZ und wenige Tausend reine Elektro-KFZ gegenüber Energiespeicherung Mit kleinen, stationären Akkus im Haus lässt sich der Eigenverbrauch von PV-Strom in die Abendstunden ausdehnen und damit massiv erhöhen. Die Wärmepumpe mit Wärmespeicher wurde bereits erwähnt. Je nach Dimensionierung des Wärmespeichers kann eigener PV-Strom damit einen bedeutenden Teil der Brauchwassererwärmung übernehmen, gleiches gilt für Windstrom und den Heizwärmebedarf. Zentrale Speicher gibt es derzeit nur als Pumpspeicher. Die aktuell installierte Pumpspeicher-Kapazität im deutschen Stromnetz liegt bei ca. 40 GWh, die max. Leistung bei 7 GW, der Wirkungsgrad zwischen 70-85%. Diese Energiemenge entspricht rechnerisch dem Ertrag von ca. 2 Volllaststunden der gesamten PV-Kraftwerke in Deutschland. Wenn ein Teil der aktuell in Planung befindlichen Projekte realisiert werden, werden im Jahr 2019 ca. 10 GW Leistung zur Verfügung stehen. Die Speicherung von elektrischer Energie in Druckluft-Speichern (adiabatic compressed air energy storage, CAES) wird derzeit untersucht. Die vielversprechende Umwandlung und Speicherung von Sonnen- und Windstrom über Wasserstoff und ggf. Methan befindet sich derzeit in der Skalierung und Erprobung, es gibt noch keine nennenswerten Kapazitäten. Die Wandlung von EE-Strom zu Energiegas erschließt riesige, bereits vorhandene Speichermöglichkeiten. Über 200 TWh Energie (entspricht 720 Petajoule) lassen sich im Gasnetz selbst sowie in unter- und oberirdischen Speichern unterbringen. Die Umwandlung in Energiegas eröffnet auch Potentiale, fossile Kraftstoffe im Verkehr zu ersetzen, wenn auch nur mit geringem Wirkungsgrad. Für die Umsetzung von Energieszenarien mit einem wesentlichen Solarstromanteil werden die wichtigsten Schritte im Folgenden noch einmal benannt: Abbildung 36 zeigt eine Übersicht möglicher Pfade für die Wandlung und Speicherung von PV-Strom. Fakten zur PV (56)

44 100% 90% Stromnetz station. Akku =90% Druckluft-KW =70% 40% Wärmepumpe JAZ=300% BHKW, el =50%, th =40% Wärmespeicher th =90% 32% 270% Wärme Pumpspeicher-KW =80%, P=7GW, E=40GWh Gasnetz/-speicher, E=240TWh Elektrolyse =81% H 2 H 2 -Tank & Brennstoffzelle & E-Motor =38% 31% Methanisierung =85% CH 4 CH 4 -Tank (CNG) & Verbrennungsmotor =30% 21% Fahrleistung Akku & E -Motor =80% 80% Abbildung 36: Mögliche Pfade zur Wandlung und Speicherung von PV-Strom mit orientierenden Angaben zu Wirkungsgraden Zeithorizont bis 2020: Schwerpunkt Flexibilisierung 1. die installierte PV-Leistung wird mit mind. 3,5 GW/a auf 50 GW ausgebaut, auch in der Nordhälfte Deutschlands, auch in Ost/West-Ausrichtung oder mit Nachführung, mit netzstützenden Wechselrichterfunktionen, für eine Produktion von ca. 45 TWh/a Solarstrom im Jahr 2020 bei Spitzenleistungen bis max. 35 GW. 2. fossile Kraftwerke werden soweit möglich für Mittellastbetrieb nachgerüstet 3. die Pumpspeicherleistung und -kapazität werden gemäß aktueller Planung um 30-40% ausgebaut (Stundenreserve) 4. EE-Kraftwerke mit speicherbaren Energieträgern (Wasser, Biomasse) werden möglichst komplementär zur Sonneneinstrahlung und zum Windaufkommen betrieben 5. thermische Speicher (Warmwasser) und Wärmepumpenleistung werden ausgebaut 6. die Stromabnahme wird durch Nachfragesteuerung flexibilisiert ( Solarstromtarif ) 7. die flexible dezentrale Kraftwärmekopplung wird ausgebaut, um die thermischen Kapazitäten für den Stromsektor zu nutzen 8. das Stromnetz wird national und grenzüberschreitend verstärkt 9. Kernkraftwerke werden stillgelegt Zeithorizont bis 2050: Schwerpunkt Speicherung 1. die installierte PV-Leistung wird schrittweise auf ca. 200 GW ausgebaut, für eine Produktion von ca. 180 TWh/a Solarstrom 2. der Verkehr wird weitgehend auf EE Strom umgestellt 3. die Wärmegewinnung für Heizung und Warmwasserbereitung wird auf EE umgestellt, der bauliche Wärmeschutz optimiert Fakten zur PV (56)