Daten und Fakten
Zusammengestellt von Dr. Harry Wirth, Fraunhofer ISE | Fassung vom 19. Juli 2021
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.
Das gesetzlich festgelegte Ziel für den jährlichen PV-Zubau von 2,5 GW [EEG2017] wurde im Jahr 2020 übertroffen, die Ziele der Energiewende bleiben in weiter Ferne. Die Bundesregierung hat am 12. Mai 2021 Klimaziele beschlossen, die eine ausgeglichene nationale Treibhausgas-Bilanz bis spätestens 2045 vorsehen.
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. Neuere modellbasierte Szenarien rechnen für eine Minderung allein des energiebedingten Treibhausgas-Ausstoßes um mindestens 90% bezogen auf das Jahr 1990 mit einem Ausbaukorridor der PV von 130-650 GWp Nennleistung, ([Prog], [BCG], [ESYS], [ISE11], [UBA8], [IRENA], [ISE12]). Die Szenarien treffen unterschiedliche Annahmen zu Randbedingungen, bspw. für Energieimporte, Effizienzsteigerungen und Akzeptanzfragen. Auf Basis der mit dem Energiesystemmodell REMod gerechneten Szenarien [ISE12] erscheint eine Größenordnung von 400-500 GWp installierte PV-Leistung als plausibel.
Nehmen wir uns für einen PV-Ausbau auf 500 GWp Zeit bis 2045, so müssen jährlich im Mittel 18 GWp PV neu gebaut werden. Zunehmend müssen auch Altanlagen ersetzt werden. Diese Ersatzinstallationen fallen derzeit noch wenig ins Gewicht, sie steigen jedoch im voll ausgebauten Zustand bei einer angenommenen Nutzungsdauer von gut 30 Jahren auf ca. 17 GWp pro Jahr.
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz [EEG2021] definiert als Zwischenziel für 2030 einen Anteil Erneuerbarer Energien (EE) von 65 Prozent des Brutto-Stromverbrauchs. Dazu ist ein mittlerer jährlicher PV-Zubau von mindestens 5-10 GWp notwendig, abhängig von der Entwicklung des Strombedarfs und des Ausbaus der Windkraft ([AGORA1], [BEE]). Das EEG hingegen setzt das Ausbauziel der PV auf 100 GWp fest, entsprechend einem mittleren Zubau von knapp 5 GWp pro Jahr. In den Jahren 2013-2018 wurden im Mittel nur 1,9 GWp/a installiert [BMWi1], 2020 waren es 4,9 GWp [ISE4].
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Ja.
Im Jahr 2020 deckte die PV mit einer Stromerzeugung von 50,6 TWh [UBA1] 9,2% des Brutto-Stromverbrauchs in Deutschland, alle Erneuerbaren Energien (EE) kamen zusammen auf 45% (Abbildung 1). Der Brutto-Stromverbrauch schließt Netz-, Speicher- und Eigenverbrauchsverluste ein (Abschnitt 24.8). An sonnigen Tagen kann PV-Strom zeitweise über zwei Drittel unseres momentanen Stromverbrauchs decken. Ende 2020 waren in Deutschland PV-Module mit einer Nennleistung von 54 GW installiert [ISE4], verteilt auf 2 Mio. Anlagen [BSW1].
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Das kommt auf den Bezugspunkt an.
Der Kostenvergleich mit fossiler und nuklearer Stromerzeugung wird dadurch erschwert, dass deren externe Kosten und Risiken bezüglich Umwelt-, Klima- und Gesundheitsschäden bei der Preisbildung weitgehend unberücksichtigt bleiben ([UBA3], [FÖS1], [FÖS2]). Die Ausblendung dieser externen Kosten stellt eine massive Subventionierung der betroffenen Energieträger dar (Abschnitt 5.2).
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 ab, nicht jedoch die Neutralisierung der strahlenden Abfälle bzw. umweltbelastenden Emissionen (CO2, NOx, SOx, Hg).
In neuen MW-Kraftwerken wird PV-Strom zu Kosten von 3-5 ct/kWh in Deutschland produziert, unter der Voraussetzung, dass der volatile Strom vollständig abgenommen wird. Der bisher günstigste Gebotspreis für Kraftwerke bis 10 MW liegt bei 3,55 ct/kWh. Neue, größere Kraftwerke, die außerhalb des EEG direkt von EVUs betrieben werden oder ihren Strom über Abnahmeverträge liefern, dürften zu Kosten deutlich unter 4 ct/kWh produzieren. Neue, kleinere Kraftwerke weisen höhere Stromgestehungskosten auf, bei Hausdachanlagen von wenigen kW Nennleistung in der Größenordnung von 10 ct/kWh. Ältere PV-Kraftwerke produzieren aufgrund der früher sehr hohen Investitionskosten deutlich teurer.
Um die Energiewende zu fördern und Investitionen in PV-Anlagen verschiedener Größe anzuregen, wurde im Jahr 2000 das Instrument des EEG geschaffen. Es soll dem Anlagenbetreiber bei garantierter Abnahme einen wirtschaftlichen Betrieb mit angemessenem Gewinn ermöglichen. Ziel des EEG ist weiterhin, die Stromgestehungskosten aus EE durch die Sicherung eines substanziellen Marktes für EE-Systeme kontinuierlich zu reduzieren (s. Abschnitt 4.1).
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Ja, seit dem Jahr 2021.
Eine Subvention ist definiert als eine Leistung aus öffentlichen Mitteln. Bis einschließlich 2020 kamen die Förderung zur PV-Stromerzeugung nicht aus öffentlichen Mitteln, sondern aus einer selektiven Verbrauchsumlage, die zum Teil auch für selbst hergestellten und verbrauchten PV-Strom erhoben wird. Energieverbraucher zahlen eine Zwangsabgabe für die notwendige 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 2020 ca. 100 Mrd. € [BMWi5]. Im Jahr 2021 gibt es erstmalig einen Beitrag aus dem EKF für das EEG-Konto (Abschnitt 4.6). Die Einnahmen des EKF stammen aus dem Emissionshandel und aus Bundeszuschüssen, damit kommt es ab 2021 zu einer anteiligen Subvention.
Der Nutzen von PV-Strom wird - für die Berechnung der EEG-Umlage - über den Börsenstrompreis bemessen. Nach dieser Methode wird sein Nutzwert systematisch unterschätzt: zum einen beeinflusst der PV-Strom den Börsenpreis längst in die gewollte Richtung, nämlich nach unten (vgl. Abschnitt 4.3). Zum anderen blendet der Börsenpreis gewichtige externe Kosten der fossilen und nuklearen Stromerzeugung noch weitgehend aus (Abschnitt 5.2).
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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 unterscheidet sich geringfügig vom mittleren Einfuhrpreis.
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Ja.
Grundsätzlich können kleine PV-Anlagen Erträge sowohl über die EEG-Vergütung für Einspeisung in das Stromnetz als auch über die Verringerung des Strombezugs dank Eigenverbrauch bringen. Aufgrund der stark gesunkenen Preise für PV-Module sind attraktive Renditen möglich. Das Solar Cluster Baden-Württemberg hat für kleine Anlagen ohne Batteriespeicher und mit Eigenverbrauchsanteil um 25% Renditen bis 5% abgeschätzt [SCBW].
Eigenverbrauch lohnt umso mehr, je größer die Differenz zwischen den Bezugskosten für Strom und den Stromgestehungskosten der PV-Anlage ausfällt. Bei Systemen ohne Speicher hängt das Eigenverbrauchspotenzial von der Koinzidenz zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsprofil ab. Haushalte erreichen abhängig von der Anlagengrößen 20-40% bezogen auf den erzeugten Strom [Quasch]. Größere Anlagen erhöhen den Deckungsgrad des gesamten Strombedarfs mit PV-Strom, verringern jedoch den Eigenverbrauchsanteil. Gewerbliche oder industrielle Verbraucher erreichen besonders dann hohe Eigenverbrauchswerte, wenn ihr Verbrauchsprofil am Wochenende nicht wesentlich einbricht (bspw. Kühlhäuser, Hotels und Gaststätten, Krankenhäuser, Serverzentren, Einzelhandel). Energiespeicher- und Transformationstechnologien bieten erhebliche Potenziale zur Steigerung des Eigenverbrauchs (vgl. Abschnitt 18.3).
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Nein, aber Deutschland hat in den letzten Jahren viele Arbeitsplätze in der PV-Branche verloren.
Die PV-Branche beschäftigte im Jahr 2018 ca. 24000 Menschen in Deutschland [BSW2]. Zum Vergleich: 2015 arbeiteten noch knapp 21000 Menschen im Braunkohlebergbau und in den Braunkohlekraftwerken [ÖKO1]. Zur deutschen PV-Branche zählen Betriebe aus den Bereichen
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Die in Deutschland betriebene PV-Leistung befindet sich überwiegend im Eigentum von Privatpersonen, Landwirten und Gewerbebetrieben (Abbildung 17). Keine andere Technologie zur Stromerzeugung ermöglicht ein so hohes Maß an Dezentralität und Partizipation. Die traditionellen Stromversorger, insbesondere die „Großen Vier“ (E.ON, RWE, EnBW und Vattenfall), haben sehr lange mit Investitionen in PV gezögert. Woher kam diese Abneigung?
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Im Jahr 2020 hat die Bundesregierung 1,2 Milliarden Euro in die Energieforschung investiert, davon 86 Mio. Euro in die Förderung der Photovoltaikforschung (Abbildung 19).
Zum Vergleich: auch nach dem beschlossenen Ausstieg aus der Kernenergie zwingen europäische Verträge Deutschland, das Programm EURATOM jährlich mit hohen zweistelligen Millionenbeträgen zu finanzieren, im Jahr 2019 mit ca. 80 Mio. € [FÖS3]. Die meisten Gelder von EURATOM fließen in die Fusionsforschung.
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Die meisten Solarstromanlagen in Deutschland sind an das dezentrale Niederspannungsnetz angeschlossen (Abbildung 21) und erzeugen Solarstrom verbrauchsnah.
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 wegen des hohen Gleichzeitigkeitsfaktors 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 (Energy Payback Time, EPBT) 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 Studie des Fraunhofer ISE zu PV-Kraftwerken mit aktueller PV-Technologie (monokristalline PERC-Module) hat Energierücklaufzeiten von ca. einem Jahr für europäische Produktions- und Betriebsstandorte ermittelt. Bei einer Lebensdauer von 25-30 Jahren folgen daraus Erntefaktoren größer 20.
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Ja, und zwar ohne nennenswerte Konflikte mit der Landwirtschaft.
Ein wichtiges Konzept für die Erschließung bedeutender Flächenpotenziale ist die Integration. Integrierte Photovoltaik ermöglicht eine doppelte Flächennutzung, zusätzlicher Flächenverbrauch für neue PV-Kraftwerke wird deutlich gesenkt oder gänzlich vermieden. Speziell auf die Anwendung zugeschnittene PV-Anlagen werden dazu mit Landwirtschaft kombiniert, auf künstlichen Seen errichtet, als Hülle von Gebäuden, Parkplätzen, Verkehrswegen und Fahrzeugen genutzt oder sie erbringen Ökosystemdienstleistungen auf renaturierten Biotop- und Moorflächen (Abbildung 30).
Bei der folgenden Analyse von Potenzialen wird zwischen einem theoretischen, einem technischen und einem wirtschaftlich-praktischen bzw. umsetzbaren oder erschließbaren Potenzial unterschieden. Das theoretische Potenzial betrachtet die maximal mögliche Umsetzung einer Technologie auf Basis des gesamten Angebots (physikalische Überschlagsrechnung). Das technische Potenzial fällt geringer aus, weil es bereits grundlegende technische Randbedingungen berücksichtigt (technische Überschlagsrechnung). Das wirtschaftlich-praktische Potenzial berücksichtigt alle relevanten Randbedingungen, insbesondere rechtliche (inkl. Naturschutz), ökonomische (inkl. Infrastruktur), soziologische (inkl. Akzeptanz), dazu bspw. konkurrierende Nutzung (bspw. Solarthermie und PV auf Dächern). Verschiedene Quellen ziehen etwas unterschiedliche Grenzen zwischen den Kategorien.
Die landwirtschaftlich genutzte Fläche in Deutschland beträgt knapp 17 Millionen Hektar (theoretisches Potenzial, Abbildung 30). Agri-Photovoltaik (APV, s. www.agri-pv.org) nutzt Flächen gleichzeitig für landwirtschaftliche Pflanzenproduktion (Photosynthese) und PV-Stromproduktion (Photovoltaik). APV deckt ein breites Spektrum in der Intensität der Landwirtschaft und im Mehraufwand für den PV-Anlagenbau ab. Es reicht von intensiven Kulturen mit speziellen PV-Montagesystemen bis zu extensiv genutztem Grünland mit marginalen Anpassungen auf der PV-Seite und hohem Potenzial für Ökosystemdienstleistungen. APV steigert die Flächeneffizienz und ermöglicht einen massiven Zubau an PV-Leistung, bei gleichzeitigem Erhalt fruchtbarer Böden für die Landwirtschaft oder in Verbindung mit der Schaffung artenreicher Biotope auf mageren Böden. Weltweit wird APV bereits im GW-Maßstab genutzt, in Deutschland gibt es erst wenige Systeme.
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Nein, ganz im Gegenteil, gewöhnlich fördern sie die Renaturierung.
Wird eine Fläche aus der intensiven Landwirtschaft, bspw. aus dem Energiepflanzenanbau, herausgenommen, in Grünland umgewandelt und darauf eine PV-Freiflächenanlage (PV-FFA) errichtet, dann nimmt die Biodiversität grundsätzlich zu [BNE]. In PV-FFA wird nicht gedüngt, so dass weniger anspruchsvolle Pflanzen eine Chance erhalten. Die Einzäunung der PV-FFA schützt die Fläche gegen unbefugten Zutritt und freilaufende Hunde, was u.a. Bodenbrütern entgegenkommt.
Weitere Verbesserungen können durch kleine Anpassungen der PV-Anlage erreicht werden. Vergrößerte Reihenabstände der Modultische, leicht erhöhte Aufständerung der Module, Einsaat von Wildpflanzenmischungen an Stelle von Grasmonokultur und behutsame Grünpflege lassen ein Solar-Biotop entstehen.
Moorböden erstrecken sich in Deutschland nach Angaben des Bundesamts für Naturschutz auf 1,4 Mio. ha, davon werden etwa 50% als Grünland und 25-30% als Acker genutzt. Die Trockenlegung von Moorflächen für die intensive landwirtschaftliche Nutzung führt zu einem dramatischen Anstieg ihrer CO2-Emissionen. Alternativ könnten auf bereits genutzten Moorflächen angepasste PV-Kraftwerke mit reduzierter Belegungsdichte einen Flächenertrag ohne intensive Landwirtschaft erbringen. Die teilweise Beschattung durch PV wirkt der Austrocknung von Moorflächen entgegen bzw. unterstützt die Wiedervernässung. Auf Basis der landwirtschaftlich genutzten Moorfläche von 1,1 Mio. ha und einer Belegungsdichte von 0,25-0,6 MWP/ha ergeben sich technische Potenziale von 270-660 GWP.
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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 1,7 Mio. PV-Anlagen in Deutschland, davon ca. 60% Kleinanlagen mit Leistungen unterhalb 10 kW, zeigt, dass von diesen technischen Möglichkeiten ausgiebig Gebrauch gemacht wird.
Solaranlagen zählen nach einer repräsentativen Umfrage von Lichtblick zu den beliebtesten Kraftwerken. Abbildung 33 zeigt die Verteilung der Antworten auf die Frage “Wenn Sie an den Neubau von Anlagen zur Energiegewinnung in Deutschland denken: Auf welchen Arten von Anlagen sollte hier der Schwerpunkt liegen?“.
Auch aus Anwohnersicht sind PV-Kraftwerke die mit Abstand beliebtesten Kraftwerke, wie eine Umfrage der Agentur für Erneuerbare Energien zeigt (Abbildung 34). Die Beliebtheit steigt, wenn solche Kraftwerke in der eigenen Nachbarschaft praktisch erfahrbar sind.
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Die Effizienz von PV-Anlagen als Wirkungsgrad einer Energiewandlung ist vergleichsweise gering, aber dafür scheint die Sonne kostenlos. Anwendungsrelevant sind die Auswirkungen des Wirkungsgrades auf die Effizienz hinsichtlich Kosten, Flächennutzung, Ressourcennutzung, CO2-Einsparung etc.
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 im Mittel um ca. 0,3%-Punkte pro Jahr auf Mittelwerte von ca. 20% [ITRPV]. Pro Quadratmeter Modul erbringen sie damit eine Nennleistung von 200 W, Spitzenmodule liegen 10% darüber.
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% im Jahresmittel, 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 um 98%.
Der mittlere Stromverbrauch im Haushalt für Elektrogeräte, Beleuchtung, Warmwasser (Hygienezwecke) und Raumwärme lag im Jahr 2018 pro Haushaltsmitglied bei 1,6 MWh [DESTATIS]. Durchschnittswerte für 1-Personen-Haushalte liegen pro Kopf etwas höher, für Mehr-Personen-Haushalte deutlich niedriger. Im Durchschnitt erzielen PV-Dachanlagen 910 Vollbenutzungsstunden [ÜNB], vgl. Abschnitt 15.3. Von einer ungefähr nach Süden orientierten und mäßig geneigten Dachfläche eines Hauses reichen somit 22 m2 aus, um mit 12 Stück 360-W-Modulen eine Strommenge zu erzeugen, die dem durchschnittlichen Jahresstrombedarf einer Familie (4 MWh) entspricht.
Auf flachen Dächern und im Freiland werden Module aufgeständert, um ihren Ertrag zu erhöhen. Wegen der dafür notwendigen Beabstandung belegen sie bei Südorientierung ein Mehrfaches ihrer eigenen Fläche, abhängig vom Aufstellwinkel. Heute werden PV-FFA meist mit reduzierten Neigungswinkeln (ca. 20°-25°) und Reihenabständen gebaut, so dass bei Modulwirkungsgraden von 20% eine Belegungsgdichte um 1 MW/ha resultiert. Im Jahr 2010 lag dieser Wert noch bei 0,35 MW/ha [ZSW]. Mit Blick auf eine optimale Entwicklung der Biodiversität sind größere Reihenabstände vorteilhaft (Abschnitt 13.2).
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-Kraftwerke beziehen ihre Wirkungsgradangabe aber normalerweise auf die Konversion der bereits vorhandenen chemischen Energie im fossilen Energieträger. Für Kohlekraftwerke in Deutschland wird dann bspw. ein mittlerer Wirkungsgrad um 38% angegeben.
Bei der Verbrennung von Biokraftstoffen in Fahrzeugen erreicht man auch nur bescheidene Effizienzen bezogen auf die eingestrahlte Energie und die Flächennutzung. Ein PKW mit einem Diesel-Verbrennungsmotor, der 5,5 l Biodiesel pro 100 km verbraucht, kommt mit dem Jahresertrag eines 1 Hektar großen Rapsfeldes von 1775 l/(ha*a) [FNR] ca. 32000 km weit. Mit dem Jahresertrag einer neuen PV-Anlage (1 MW/ha, 980 MWh/MW) auf der gleichen Fläche fährt ein batterieelektrisches Fahrzeug (E-Auto, Verbrauch 16 kWh pro 100 km) ca. 6,1 Mio. km, die Reichweite liegt um den Faktor 190 höher.
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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.
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Ja, in dem Maße, wie wir unser Energiesystem und die energiewirtschaftlichen Strukturen an die Anforderungen der Energiewende anpassen.
In der Wandlung und im Endenergieverbrauch herrschen dramatische Effizienzdefizite (vgl. Abschnitt 18.3.3). Unser zukünftiger Energiebedarf ist keinesfalls mit dem heutigen Primärenergieverbrauch gleichzusetzen, weder nach Mengen, noch nach Energieträgern.Deutschland war bisher hochgradig abhängig von Energieimporten (Abbildung 43), verbunden mit dem Risiko volatiler Preise, politischer Einflussnahme durch Förder- und Transitländer und dem Risiko von Störungen der Rohstofflogistik, bspw. durch Niedrigwasser in den Flüssen.
Die Kosten der Energieimporte zeigt Abbildung 44, sie liegen abzüglich der Importerlöse jährlich in der Größenordnung von 50-100 Mrd. Euro. Ein großer Teil des Geldes fließt an autokratische Regimes.
Die meiste Endenergie (39%) dient der Gewinnung mechanischer Energie („Kraft“) für den Verkehr und in stationären Motoren (Abbildung 45). Für Raumwärme und Warmwasser werden jährlich ca. 800 TWh Endenergie aufgewendet [BMWi1].
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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. Die Preise dieser Importe werden von Kartellen beeinflusst, die Erträge finanzieren zu einem großen Teil autoritäre Regimes und häufig fallen neben den monetären auch politische Kosten an.
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. 400-500 GW installierte PV-Leistung. Für den Aufbau und zunehmend für die laufende Erneuerung dieses Anlagenparks sind jährliche Installationen von 12-15 GW erforderlich, entsprechend ca. 40 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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Häufig ja, deshalb gehören PV-Module nicht in den Restmüll.
Waferbasierte Module benötigen keine Rohstoffe, für die eine beschränkte Verfügbarkeit absehbar wäre. Die Hauptanteile nach Gewicht sind Glas, Aluminium, Polymere und Silizium, dabei zählen Silizium und Aluminium zu den wichtigsten Bestandteilen der Erdkruste nach Gewicht. Am kritischsten ist der Silberverbrauch für die Produktion der Zellen zu sehen. Die PV-Industrie verbraucht weltweit ca. 1500 t Silber pro Jahr, das entspricht knapp 6% der Fördermenge in 2020. Das Silber auf der Solarzelle lässt sich technisch weitestgehend durch Kupfer substituieren, manche Hersteller nutzen bereits Kupfer..
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Waferbasierte Module benötigen keine Rohstoffe, für die eine beschränkte Verfügbarkeit absehbar wäre. Die Hauptanteile nach Gewicht sind Glas, Aluminium, Polymere und Silizium, dabei zählen Silizium und Aluminium zu den wichtigsten Bestandteilen der Erdkruste nach Gewicht. Am kritischsten ist der Silberverbrauch für die Produktion der Zellen zu sehen. Die PV-Industrie verbraucht weltweit ca. 1500 t Silber pro Jahr, das entspricht knapp 6% der Fördermenge in 2020. Das Silber auf der Solarzelle lässt sich technisch weitestgehend durch Kupfer substituieren, manche Hersteller nutzen bereits Kupfer.
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