Zusammengestellt von Dr. Harry Wirth, Fraunhofer ISE | Fassung vom 14. Oktober 2019
Deutschland lässt das fossil-nukleare Energiezeitalter hinter sich. Photovoltaik wird in unserer nachhaltigen Energiezukunft eine bedeutende Rolle spielen. Die vorliegende Zusammenstellung aktuellster Fakten, Zahlen und Erkenntnisse soll eine gesamtheitliche Bewertung des Photovoltaik-Ausbaus in Deutschland unterstützen.
Die Faktensammlung geht u.a. auf folgende Fragestellungen ein:
Das jährliche Zubauziel der Bundesregierung wurde 2018 erreicht, die Ziele der Energiewende bleiben in weiter Ferne.
Um unseren gesamten Energiebedarf weitestgehend aus Erneuerbaren Energien (EE) zu decken, ist ein massiver Ausbau der installierten PV-Leistung notwendig, neben einer Reihe weiterer Maßnahmen. Verschiedene modellbasierte Szenarien rechnen mit einem Ausbaukorridor von 120-310 GW, abhängig von Annahmen zu Randbedingungen und flankierenden Maßnahmen ([BCG], [ACA], [ESYS], [ISE5], [IWES2], [UBA], Metastudie [ISE11]). Nehmen wir uns für einen PV-Ausbau auf 200 GW Zeit bis 2050, so müssen jährlich im Mittel 5 GW PV neu zugebaut werden. Zunehmend müssen auch Altanlagen ersetzt werden. Diese Ersatzinstallationen fallen derzeit noch kaum ins Gewicht, sie steigen jedoch im voll ausgebauten Zustand bei einer angenommenen Nutzungsdauer von 30 Jahren auf knapp 7 GW pro Jahr.
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Ja.
Im Jahr 2018 deckte die PV mit einer Stromerzeugung von 46 TWh [ISE4] ca. 8,7% des Netto-Stromverbrauchs in Deutschland, auf Basis der Verbrauchszahlen des Vorjahres [BDEW3]. Alle Erneuerbaren Energien (EE) kamen zusammen auf ca. 43% (Abbildung 1). Bezogen auf den Brutto-Stromverbrauch liegen die Anteile bei ca. 7,7% für PV und ca. 38% für alle EE.
An sonnigen Werktagen kann PV-Strom zeitweise bis zu 45%, an Sonn- und Feiertagen bis zu 60% unseres momentanen Stromverbrauchs abdecken. Ende 2018 waren in Deutschland PV-Module mit einer Nennleistung von 45,9 GW installiert [ISE4], verteilt auf über 1,7 Mio. Anlagen [BSW].
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Das kommt auf den Bezugspunkt an.
Der Kostenvergleich mit fossiler und nuklearer Stromerzeugung wird dadurch erschwert, dass externe Kosten durch Umwelt-, Klima- und Gesundheitsschäden bzw. Risiken als Folge von Schadstoffemissionen weitgehend außen vor bleiben ([UBA3], [FÖS1], [FÖS2]).
Die Grenzkosten für Atomstrom liegen in der Größenordnung von 1 ct/kWh, für Kohlestrom 3-7 ct/kWh, für Gasstrom 6-9 ct/kWh, dazu kommen die Fixkosten der Kraftwerke (z.B. Investition, Kapital). Die Grenzkosten decken im Wesentlichen die Bereitstellung des Brennstoffes, nicht jedoch die Neutralisierung der strahlenden Abfälle bzw. umweltbelastenden Emmissionen (CO2, NOx, SOx, Hg). Zwar wurde im Jahr 2005 ein EU-weiter Emissionshandel (European Union Emissions Trading System, EU ETS) für den Energiesektor eingeführt, um den CO2-Ausstoß zu verteuern und die Kosten ansatzweise zu internalisieren. Wegen eines Überangebots an Zertifikaten war der Preis jedoch bis Ende 2017 zusammengebrochen. Europaweit deckt der Zertifikatehandel zudem nur 45% der Treibhausgasemmissionen ab, weil wichtige Sektoren ausgenommen sind [UBA5]. Die direkten und indirekten Folgekosten des globalen Klimawandels, die auch auf Deutschland zukommen, sind heute nicht abschätzbar.
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Nein, die Förderung erfolgt über eine selektive Verbrauchsumlage, die zum Teil auch für selbst hergestellten und verbrauchten PV-Strom erhoben wird.
Die Investitionsanreize für die PV-Stromerzeugung kommen nicht aus öffentlichen Mitteln. Zwar werden in verkürzten Darstellungen oft Summen über die vergangene und künftige Einspeisevergütung für PV-Strom in dreistelliger Milliardenhöhe gebildet und als „Subvention“ deklariert. Eine Subvention ist aber definiert als eine Leistung aus öffentlichen Mitteln, während das EEG eine Umlage vorsieht: Energieverbraucher zahlen eine Zwangsabgabe für die - notwendige und beschlossene - Transformation unseres Energiesystems. Diese Sichtweise wurde auch von der EU-Kommission bestätigt. Die Höhe der Umlage entspricht auch nicht der gesamten Vergütung, sondern den Differenzkosten. Auf der Kostenseite betragen die kumulierten Differenzkosten der Einspeisevergütung für PV-Strom bis einschließlich 2018 nach Angaben des BMWi ca. 82 Mrd. €.
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Nein, der gewachsene Exportüberschuss kommt v.a. aus Kohlekraftwerken.
Abbildung 16 zeigt den seit 2011 zunehmenden Stromexport im Saldo [ISE4]. Die Monatswerte der Energy Charts (www.energy-charts.de) zeigen, dass der Exportüberschuss ausgerechnet im Winter auffällig hoch liegt, also in Monaten mit einer besonders niedrigen PV-Stromproduktion. Der mittlere, bei der Stromausfuhr erzielte Preis pro kWh liegt seit einigen Jahren etwas unterhalb des mittleren Einfuhrpreises.
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Ja.
Grundsätzlich können neu errichtete PV-Anlagen sowohl durch Einspeisung von Strom in das Netz als auch durch Eigenverbrauch Erträge bringen. Obwohl der Gesetzgeber beide Geschäftsmodelle durch ein Bündel von Maßnahmen beschneidet (Abschnitt 4.6), sind aufgrund der stark gesunkenen Preise für PV-Module gute Renditen möglich. Dies gilt auch für PV-Anlagen ohne oder mit nur geringem Eigenverbrauch [HTW].
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Nein, aber Deutschland hat in den letzten Jahren viele Arbeitsplätze in der PV-Branche verloren.
Zur deutschen PV-Branche zählen Betriebe aus den Bereichen
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Die in Deutschland betriebene PV-Leistung befand sich noch 2016 überwiegend im Eigentum von Privatpersonen, Landwirten und Gewerbebetrieben. Die großen Kraftwerksbetreiber (die „Großen 4“ in Abbildung 18) hielten magere 0,2%. Woher kommt diese Abneigung?
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Ein Blick in die historischen Zahlen (Abbildung 20) zeigt, dass erneuerbare Energien und Energieeffizienz in den Fokus der Energieforschung rücken. Nachfolgende Abbildung 21 zeigt die von den zuständigen Ministerien bewilligten Fördermittel für die PV-Forschung.
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Über 98 Prozent der Solarstromanlagen in Deutschland sind an das dezentrale Niederspannungsnetz angeschlossen (Abbildung 22) und erzeugen Solarstrom verbrauchsnah [BSW].
Solarstrom wird somit überwiegend dezentral eingespeist und stellt kaum Anforderungen an einen Ausbau des innerdeutschen Übertragungsnetzes. Eine hohe PV-Anlagendichte in einem Niederspannungs-Netzabschnitt kann an sonnigen Tagen dazu führen, dass die Stromproduktion den Stromverbrauch in diesem Abschnitt übersteigt. Transformatoren speisen dann Leistung zurück in das Mittelspannungsnetz. Bei sehr hohen Anlagendichten kann die Transformatorstation dabei an ihre Leistungsgrenze stoßen. Eine gleichmäßige Verteilung der PV-Installationen über die Netzabschnitte verringert den Ausbaubedarf.
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Nein.
Der Erntefaktor (Energy Returned on Energy Invested, ERoEI oder EROI) beschreibt das Verhältnis der von einem Kraftwerk bereitgestellten Energie und der für seine Errichtung aufgewendeten Energie. Die Energierücklaufzeit oder energetische Amortisationszeit gibt die Zeitspanne an, die ein Kraftwerk betrieben werden muss, um die investierte Energiemenge bereitzustellen.
Erntefaktor und Energierücklaufzeit von PV-Anlagen variieren mit Technologie und Anlagenstandort. Eine neuere Studie aus dem Jahr 2017 [Raug] ermittelte für PV-Kraftwerke mit wafer-basierten Modulen auf Basis von gemessenen PV-Erträgen aus der Schweiz und einer angenommenen Lebensdauer von 25 Jahren einen Erntefaktor von 9-10, entsprechend einer Energierücklaufzeit von 2,5 – 2,8 Jahren. Windkraftanlagen weisen deutlich kürzere Energierücklaufzeiten auf, sie liegen gewöhnlich unter einem Jahr.
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Ja, und zwar ohne eine nennenswerte Inanspruchnahme von Ackerflächen.
Eine Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Verkehr und digitale Infrastruktur schätzt das Ausbaupotential an restriktionsfreien Freiflächen für PV auf über 3000 km2 [BMVI]. Bei einem Flächenverbrauch von 1,4 ha/MW nach aktuellem Stand der Technik bieten diese Flächen ein technisches Potenzial von 228 GW.
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Ja.
Die freie Skalierbarkeit von PV-Kraftwerken ermöglicht den dezentralen Ausbau, bis hinab zu sogenannten „Balkon-Modulen“ („Plug-in-PV“) mit wenigen Hundert Watt Nennleistung. Die hohe Zahl von über 1,6 Mio. PV-Anlagen in Deutschland, davon ca. 60% Kleinanlagen mit Leistungen unterhalb 10 kW, zeigt, dass von diesen technischen Möglichkeiten ausgiebig Gebrauch gemacht wird. Aus Anwohnersicht sind PV-Kraftwerke die mit Abstand beliebtesten Kraftwerke, wie eine Umfrage der Agentur für Erneuerbare Energien zeigt (Abbildung 31). Die Beliebtheit steigt, wenn solche Kraftwerke in der eigenen Nachbarschaft praktisch erfahrbar sind.
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Der nominelle Wirkungsgrad (s. Abschnitt 24.2) von kommerziellen waferbasierten PV-Modulen (d.h. Module mit Solarzellen auf Basis von Siliciumscheiben) aus neuer Produktion stieg in den letzten Jahren um ca. 0,3%-Punkte pro Jahr auf Mittelwerte von etwas über 17% [ISE10] und Spitzenwerte über 22%. Pro Quadratmeter Modul erbringen sie damit eine Nennleistung von 170 W, Spitzenmodule bis über 200 W.
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 über das Jahr PR-Werte von 80-90%, inkl. aller Verluste durch erhöhte Betriebstemperatur, variable Einstrahlungsbedingungen, Verschmutzung und Leitungswiderständen, Wandlungsverlusten des Wechselrichters und Ausfallzeiten. Der von den Modulen gelieferte Gleichstrom wird von Wechselrichtern für die Netzeinspeisung angepasst. Der Wirkungsgrad neuer PV-Wechselrichter liegt aktuell um 98%.
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Ja.
Während PV-Anlagen im Betrieb kein CO2 freisetzen, muss eine gesamtheitliche Betrachtung auch die Herstellung der Anlage und ihre Entsorgung berücksichtigen. Betrachtet man den Lebenszyklus einer in Deutschland betriebenen Photovoltaik-Dachanlage, so liegen plausible Schätzungen zwischen ca. 50 (Abbildung 37, [EnAg]) und 67 g CO2-Äq./kWh Solarstrom [UBA7]. Mit der Verbreitung neuer Technologien wie dem Diamantdrahtsägen sind die Treibhausgasemissionen bei der PV-Produktion in der jüngsten Vergangenheit deutlich gesunken.
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Nein, zumindest nicht in den nächsten Jahren.
Solange keine nennenswerten Strom-zu-Strom Speicherkapazitäten oder Speicherwasserkraftwerke im Netz zugänglich sind, reduzieren PV- und Windstrom zwar den Verbrauch an fossilen Brennstoffen, die Energieimporte und den CO2-Ausstoß, sie ersetzen aber keine Leistungskapazitäten. Die Nagelprobe sind windstille, trübe Wintertage, an denen der Stromverbrauch Maximalwerte erreicht, ohne dass Sonne- oder Windstrom bereitstehen.
Auf der anderen Seite kollidieren PV- und Windstrom zunehmend mit trägen konventionellen Kraftwerken (Kernkraft, alte Braunkohle). Diese – fast ausschließlich grundlastfähigen - Kraftwerke müssen deshalb möglichst schnell durch flexible Kraftwerke ersetzt werden, bevorzugt in multifunktionaler, stromgeführter KWK-Technologie mit thermischem Speicher (Abschnitt 18.3.7).
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Ja, in dem Maße, wie wir unser Energiesystem und die energiewirtschaftlichen Strukturen an die Anforderungen der Energiewende anpassen.
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Ja, wenn wir neue Abhängigkeit in der Energieversorgung vermeiden wollen.
Mit fortschreitender Energiewende wird Deutschland das „fossile“ Jahrhundert hinter sich lassen, ein Jahrhundert, in dem wir jährlich bis zu 90 Mrd. Euro für Öl- und Gasimporte ausgeben, deren Preise von Kartellen beeinflusst werden und deren Erträge zu einem großen Teil autoritäre Regimes finanzieren.
Die Energiewende bietet eine historische Chance, aus dieser ökonomischen und politischen Abhängigkeit auszusteigen: die Sonne scheint auch in Deutschland, Rohstoffe für die PV-Produktion sind verfügbar und Technologien zur solaren Stromerzeugung wurden in Deutschland maßgeblich mitentwickelt. Der deutsche PV-Sektor mit seinen Materialherstellern, dem Maschinenbau, den Komponentenherstellern, den F&E-Einrichtungen und der Lehre nimmt trotz des gebremsten nationalen Ausbaus weltweit immer noch eine Spitzenposition ein. Ein auf Erneuerbare umgestelltes Energiesystem basiert u.a. auf ca. 200 GW installierte PV-Leistung. Für den Aufbau und zunehmend für die laufende Erneuerung dieses Anlagenparks sind jährliche Installationen von 6-8 GW erforderlich, entsprechend ca. 20 Mio. PV-Module zu Kosten von mehreren Mrd. Euro. Eine PV-Produktion in Deutschland bietet langfristige Versorgungssicherheit bei hohen Öko- und Qualitätsstandards.
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Ja, wobei die Energiewende als Ganzes in den Fokus rücken muss.
Die aktuellen Marktmechanismen würden ohne Flankierung durch ein EEG zu wenig Anreize für langfristige Investitionen in die Energiewende liefern.
Wesentlicher Grund ist die sektoriell lückenhafte, mit dem Börsengeschehen schwankende und in der Summe viel zu geringe Bepreisung von CO2-Emissionen. Eine sozial kompensierte, nationale CO2 Abgabe, wie sie bspw. in Schweden (seit 1991), in der Schweiz 2008 („Lenkungsabgabe“), in Frankreich (Steuer außerhalb des EU-ETS) und in Großbritannien („Carbon Price Floor“) eingeführt wurde, kann diese Schwachstellen überbrücken.
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Das hängt von Technologie und Materialwahl ab.
Module auf Basis von Siliciumwafern (über 90% Marktanteil) enthalten häufig noch Blei in der Zellmetallisierung (ca. 2 g Blei pro 60-Zellen-Modul) und in den eingesetzten Loten (ca. 10 g Blei). Blei, ein giftiges Schwermetall, ist in bestimmten, stark sauren oder basischen Umgebungen löslich, und die Lamination im Modul unterbindet Stofftransport nicht dauerhaft [IPV]. In waferbasierten Modulen lässt sich Blei durch unbedenkliche Materialien bei geringen Mehrkosten vollständig substituieren. Einige Modulhersteller setzen Rückseitenfolien ein, die Fluorpolymere enthalten, bspw. Polyvinylfluorid.
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Waferbasierte Module benötigen keine Rohstoffe, für die eine Beschränkung absehbar wäre. Die aktive Zelle besteht i.W. aus Silicium, Aluminium und Silber. Silicium hat einen Masseanteil von 26% an der Erdhülle, ist also praktisch unbegrenzt verfügbar. Der Aluminium-Verbrauch fällt ebenfalls nicht ins Gewicht. Am kritischsten ist der Silberverbrauch zu sehen. Die PV-Industrie verbraucht weltweit ca. 1400 t Silber pro Jahr, das entspricht knapp 5% der Fördermenge in 2015. In Zukunft könnte Silber auf der Solarzelle weitestgehend durch Kupfer substituiert werden.
Die Verfügbarkeit von Rohstoffen hängt von der Technologie ab.
Über die breite Verfügbarkeit von Tellur und Indium für CdTe- bzw. CIS-Module gibt es widersprüchliche Aussagen. Für Dünnschicht-Module auf Silicium-Basis sind keine Rohstoffengpässe absehbar.
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Ja, das können sie wie alle elektrischen Anlagen.
Bestimmte Defekte in stromleitenden Komponenten einer PV-Anlage können zur Ausbildung von Lichtbögen führen. Befindet sich brennbares Material in unmittelbarer Nähe, beispielsweise Dachpappe oder Holz, kann es dann je nach seiner Entzündlichkeit zu einem Brand kommen. Die Stromquellencharakteristik der Solarzellen kann einen Fehlerstrom im Vergleich zu Wechselstrom-Installationen sogar stabilisieren. Der Strom kann nur durch eine Unterbrechung des Stromkreises oder der Bestrahlung aller Module gestoppt werden. Deswegen müssen PV-Anlagen mit besonderer Sorgfalt errichtet werden.
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Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE