PV-FAQ zu Photovoltaik-Mythen

Mit einer geschätzten Stromerzeugung von 61,1 TWh im Jahr 2023 deckte die PV 12 % des Bruttostromverbrauchs [AGEE] in Deutschland (Abbildung 3). Alle Erneuerbaren Energien (EE) kamen zusammen auf 52 % (siehe Abbildung 1).

Abbildung 1: Entwicklung des Anteils Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in Deutschland [ISE4], [UBA1], [AGEE].

 

Der Bruttostromverbrauch ist die Bezugsgröße für die gesetzlichen Ausbauziele der Energiewende und schließt Netz-, Speicher- und Eigenverbrauchsverluste ein (Abschnitt 28.9). An sonnigen Tagen deckt PV-Strom zeitweise über zwei Drittel unseres Strombedarfs. Bei einem prognostizierten Bruttostromverbrauch von 658 TWh im Jahr 2030 wird der geplante PV-Ausbau auf 215 GWP zu einem Solarstromanteil von etwa 30 % führen, die EE insgesamt sollen 80 % erreichen.

PV-Strom war einmal sehr teuer.

 

Vergleicht man die Stromgestehungskosten von neuen Kraftwerken verschiedener Technologien, dann schneidet PV sehr günstig ab [ISE1]. Insbesondere große PV-Kraftwerke produzieren konkurrenzlos günstigen Strom. Dabei ist der Kostenvergleich noch erheblich verzerrt, solange für Brennstoffe zwar Bereitstellungskosten, aber weder die vollen Kreislaufkosten mit Rückholung von CO2, noch die Folgekosten unterbrochener Kreisläufe, d.h. die Kosten der Klimakrise betrachtet werden.

 

Die Investitionskosten sind der dominierende Kostenanteil von PV-Kraftwerken. Der Preis der PV-Module ist nur noch für ca. ein Drittel der Investitionskosten verantwortlich, bei großen PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) liegt der Anteil höher als bei kleinen Dachanlagen. Die Historie zeigt, dass die Preisentwicklung für PV-Module einer sogenannten „Preis-Erfahrungskurve“ folgt, d.h. bei Verdopplung der kumulierten Produktion sinken die Preise um einen konstanten Prozentsatz. Abbildung 2 stellt die inflationsbereinigten Weltmarkt-Preise. Zwischen den Jahren 2010 und 2020 sind die Preise für PV-Module um 90 % gesunken. Auf lange Sicht wird erwartet, dass die Modulpreise [€/WP] entsprechend dieser Gesetzmäßigkeit weiter sinken, sofern weiterhin große Anstrengungen bei der Weiterentwicklung der Produkte und Herstellprozesse geleistet werden.

 

 

Abbildung 2: Historische Entwicklung der Preise für PV-Module (PSE Projects GmbH/Fraunhofer ISE, Datenquelle: Strategies Unlimited/Navigant Consulting/EuPD). Die Gerade zeigt den Trend der Preisentwicklung.

 

Neue MW-Kraftwerke produzieren PV-Strom zu Kosten von ca. 5 – 7 ct/kWh (geschätzt auf Basis aktueller Ausschreibungsergebnisse der BNA), bei kleinen Dachanlagen liegt die Spanne im Bereich von 11 – 13 ct/kWh. Diese Kostenschätzungen gehen immer davon aus, dass der volatile Strom auch vollständig abgenommen wird. Langfristig ist mit weiter sinkenden Stromgestehungskosten zu rechnen. Ältere PV-Kraftwerke produzieren aufgrund der früher sehr hohen Investitionskosten deutlich teurer.

 

Ja, seit dem Jahr 2021.

 

Eine Subvention ist definiert als eine Leistung aus öffentlichen Mitteln. Bis einschließlich 2020 kam die Förderung zur PV-Stromerzeugung jedoch nicht aus öffentlichen Mitteln, sondern aus einer selektiven Verbrauchsumlage, die zum Teil auch für selbst hergestellten und verbrauchten PV-Strom erhoben wurde. Ein Teil der Energieverbraucher zahlten eine Zwangsabgabe für die notwendige Transformation unseres Energiesystems.

 

2021 gab es erstmalig einen Beitrag aus dem EKF für das EEG-Konto. Die Einnahmen des EKF stammen aus dem Emissionshandel und aus Bundeszuschüssen, damit greift ab 2021 eine Subvention.

 

Ja, dabei sind die zukünftigen Kosten der Subvention schwer abzusehen.

 

Die Politik beeinflusst die Strompreise aus fossilen und nuklearen Kraftwerken. Politische Entscheidungen definieren den Preis von CO2-Zertifikaten, die Auflagen zur Filterung von Rauch oder zur Endlagerung von CO2, die Besteuerung von Atomstrom oder die Versicherungs- und Sicherheitsauflagen für Kernkraftwerke. Die Politik legt damit fest, inwieweit Stromverbraucher die schwer fassbaren Risiken und Lasten fossiler und nuklearer Stromerzeugung tragen. Sie entstehen größtenteils in der Zukunft, durch die CO2-induzierte Klimakatastrophe, die Endlagerung von Atommüll und Ewigkeitslasten aus dem Steinkohlebergbau. Bei einer konsequenteren Einpreisung dieser Kosten wird es dazu kommen, dass die PV-Stromerzeugung den Strommix verbilligt. Bis wir so weit sind, wird fossiler Strom zu Preisen verkauft, die seine externen Kosten verschleiern und als Hypothek in die Zukunft abschieben.

 

Nein.

 

Diese beliebte Schlagzeile, hier zitiert aus der „Zeit“ vom 8.12.2011, ist eine verzerrte Darstellung. Die Kosten der Umstellung unseres Energiesystems auf EE wurden bis zum Jahr 2021 – mit der politisch gewollten Ausnahme der stromintensiven Industrie – nach dem Verursacherprinzip auf alle Stromverbraucher umgelegt, inklusive Haushalte von Eigenheimbesitzern und Mietern. 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, viele Gemeinden bieten kostenlose Energiesparberatung und Zuschüsse für die Anschaffung effizienter Neugeräte (Beispiele unter https://www.stromspiegel.de/beratung/foerderung-und-zuschuesse/).

 

Anlagen der Leistungsklasse unter 10 kW_P, die häufig von Hauseigentümern erworben werden, machen in der Summe ca. 15 % der gesamten installierten Leistung aus. Größere Anlagen werden häufig über Bürgerbeteiligungen oder Fonds finanziert, an denen sich natürlich auch Mieter beteiligen können.

 

Steckersolargeräte fallen nicht darunter, im Gegenteil speisen sie meist überschüssigen Strom kostenlos ins Netz ein. Einige Kommunen und zwei Bundesländer fördern die Geräte mit einmaligen Beträgen von ihren Steuergeldern, auch wenn dies bei meist knappen Kassen und der kurzen Amortisationsdauer von 2-5 Jahren nicht nachzuvollziehen ist.

 

Nein, seit Abschaffung der EEG-Umlage Mitte 2022 enthält der Strompreis keine Bestandteile zur Vergütung von PV-Strom.

 

Ein Musterhaushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 Kilowattstunden zahlt im Jahr 2023 einen durchschnittlichen Strompreis von 47 ct/kWh brutto [BDEW1], Abbildung 3 zeigt eine beispielhafte Preisstruktur.

 

Die Stromsteuer wurde 1999 eingeführt, um Energie durch höhere Besteuerung zu verteuern, die Einnahmen fließen überwiegend in die Rentenkasse. Auf die Stromsteuer entrichten Privathaushalte Mehrwertsteuer. Die Konzessionsabgabe wird als Entgelt für die Nutzung öffentlicher Wege erhoben. Die Stromnetzentgeltverordnung (Strom-NEV, §19) dient der Entlastung stromintensiver Industriebetriebe zu Lasten der übrigen Letztverbraucher. Das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) fördert den Betrieb von KWK-Anlagen zur Stromerzeugung.

 

Abbildung 3: Zusammensetzung des durchschnittlichen Haushaltsstrompreises im Jahr 2023 [BDEW1]

 

Der Strompreis für Privathaushalte liegt in Deutschland um ca. 50 % höher als im europäischen Durchschnitt (Quelle: stromreport.de, Betrachtungsjahr 2020), allerdings liegt hier auch die Kaufkraft pro Einwohner um 60 % höher (Quelle: statista.de, Betrachtungsjahr 2019). Berücksichtigt man Strompreis und Kaufkraft, so liegt Deutschland im europäischen Mittelfeld. Hinzu kommt hier die hohe Versorgungssicherheit, in Niedrigpreisländern sind Stromausfälle an der Tagesordnung.

 

Auch der Strombezug für kleine und mittlere Industriekunden mit Preisen von durch-schnittlich 27 ct/kWh netto, ohne Stromsteuer, für Neuabschlüsse, wird durch den Ausbau der PV in Deutschland nicht verteuert.

Nein.

 

Die Monatswerte der Energy Charts (www.energy-charts.de) zeigen, dass der Stromimport im Sommer auffällig hoch liegt, also in Monaten mit einer besonders hohen PV-Stromproduktion (siehe Abbildung 4).

Abbildung 4: Nettostromimport (violett) und Solarstromproduktion (gelb) im Jahr 2023 für Deutschland [ISE4]

Ja.

 

Grundsätzlich können kleine PV-Anlagen Erträge über die EEG-Vergütung für Einspeisung in das Stromnetz und über die Verringerung des Strombezugs dank Eigenverbrauch bringen. Anlagen ohne Eigenverbrauch („Volleinspeiser“) erhalten eine höhere Vergütung als Anlagen mit Eigenverbrauch („Teileinspeiser“, Abbildung 13). Aufgrund der stark gesunkenen Preise für PV-Module, der stark gestiegenen Strombezugskosten bzw. der angehobenen Vergütung für Volleinspeiser sind attraktive Renditen möglich.

 

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 % Eigenverbrauch 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.

 

Der Ertrag einer Anlage fällt in sonnenreichen Regionen höher aus. Tatsächlich überträgt sich der regionale Unterschied in der Jahressumme der Einstrahlung nicht 1:1 auf den spezifischen Ertrag (kWh/kWP), weil bspw. auch die Betriebstemperatur der Module, Verschmutzungseffekte oder die Dauer der Schneeauflage eine Rolle spielen.

 

Zur groben Abschätzung der abgezinsten (diskontierten) Stromgestehungskosten wurden folgende Annahmen getroffen:

• optimale Ausrichtung der Fläche bezüglich Jahresertrag (ca. Süd 30°)
• mittlere Jahressumme der horizontalen Globalstrahlung 1100 kWh/m2/a
• Performance Ratio 85 %
• jährliche Anlagendegradation bezüglich Ertrag 0,5 %
• Nutzungsdauer 20 Jahre
• lfd. jährliche Kosten 1 % des Anlagenpreises
• Inflationsrate 2 %
• nominaler kalkulatorischer Zinssatz 4 % (Mittelwert aus Eigen- und Fremdkapital)

Die Abschätzung der Stromgestehungskosten (LCOE – Levelized Costs of Electricity) erfolgt auf Basis der Kapitalwertmethode. Dabei werden die laufenden Ausgaben und die LCOE über den angegebenen Zinssatz auf den Zeitpunkt der Inbetriebnahme abgezinst (diskontiert). Bei vollständiger Finanzierung durch Eigenkapital entspricht der kalkulatorische Zinssatz der erzielbaren Rendite.

 

Photovoltaik lohnt sich nicht, wenn der Preis pro kWp bei über 1.800 € liegt. Die Stromerzeugungskosten sind in diesem Fall zu hoch und beeinträchtigen die Rentabilität der PV-Anlage. Unter bestimmten Voraussetzungen kann sich die Einspeisung lohnen. Ab 2024 liegt die Vergütung pro Kilowattstunde bei 8,11 Cent und wird für die Dauer von 20 Jahren bezahlt. Insbesondere die Kombination aus niedrigen Stromkosten durch Ihren Eigenverbrauch und Einnahmen aus der EEG-Vergütung lässt die Wirtschaftlichkeit Ihrer PV-Anlage steigen.

 

Die Rendite einer PV-Anlage ist während der EEG-Vergütungsdauer nicht risikofrei. Weder Herstellergarantien noch Anlagen-Versicherungen senken das Investorenrisiko auf null. Die Verwertung des Stroms ab dem 21. Betriebsjahr wird erstmals durch das [EEG2021] geregelt. Für die Kalkulation des Weiterbetriebs „ausgeförderter“ Anlagen spielt die Eigenverbrauchsfähigkeit eine große Rolle [SCBW].

Nein, China hat eine kritische Monopolstellung aufgebaut.

 

 

 

Der komplette PV-Wertschöpfungszyklus auf Basis der Silizium-Wafertechnologie (Abbildung 5) beginnt mit der Produktion von hochreinem Polysilizium und setzt sich fort mit der Kristallisation von Siliziumblocks (Ingots) und dem Sägen von Silizium-Wafer. Es folgen die Zellproduktion und die Modulproduktion. Deutsche Firmen machen nur noch die Modulproduktion und die Systemmontage. Im Jahr 2023 beherrschte China mit Marktanteilen jenseits 80% alle Wertschöpfungsstufen.

 

Abbildung 5: Wertschöpfungszyklus für die Silizium-Photovoltaik

 

Während es um das Jahr 2010 noch eine vollständige PV-Lieferkette in Deutschland und Europa gab, wurde die Produktion einiger Vorprodukte aufgrund der zwischenzeitlich gesunkenen regionalen Nachfrage eingestellt. Nennenswerte Anteile am Weltmarkt halten noch Wechselrichterhersteller.

Nein.

 

Aber Deutschland hat in den Zehnerjahren viele Arbeitsplätze in der PV-Branche verloren. Zum Vergleich: 2015 arbeiteten noch knapp 21.000 Menschen im Braunkohlebergbau und in den Braunkohlekraftwerken [ÖKO1]. In den Zehnerjahren sind in Deutschland viele Arbeitsplätze durch Firmenschließungen und Insolvenzen verloren gegangen, betroffen sind neben den Zell- und Modulproduzenten auch der Maschinenbau und die Installateure. Man spricht von mindestens 80.000 Arbeitsplätzen.

 

Die Hoffnung, dass die Kombination aus EEG, Investitionsbeihilfen in den neuen Bundesländern und Forschungsförderung ausreichen, um Deutschland als einen weltweit führenden Produktionsstandort für PV-Zellen und Module zu etablieren, schien sich noch im Jahr 2007 zu erfüllen, als eine deutsche Firma die internationale Rangliste nach Produktionsvolumen anführte. Seither haben deutsche Hersteller dramatisch an Marktanteilen verloren, als Folge der entschiedenen Industriepolitik im asiatischen Raum und der dort generierten massiven Investitionen in Produktionskapazitäten. Die Lohnkosten spielen in dieser Entwicklung eine untergeordnete Rolle, da die PV-Produktion einen sehr hohen Automatisierungsgrad erreicht hat. Schlüsselfertige Produktionslinien, die sehr gute PV-Module liefern, kann man seit einigen Jahren „von der Stange“ kaufen, was einen schnellen Technologietransfer ermöglicht hat.

Normallerweise nicht.

 

Die meisten Solarstromanlagen in Deutschland sind an das Niederspannungsnetz angeschlossen, Abbildung 6 zeigt ihre Größenverteilung. Viele Anlagen erzeugen Solarstrom dezentral und verbrauchsnah, sie stellen kaum Anforderungen an einen Ausbau des Übertragungs- oder Mittelspannungsnetzes. Eine hohe PV-Anlagendichte in einem Niederspannungsnetz kann an sonnigen Tagen wegen des hohen Gleichzeitigkeitsfaktors dazu führen, dass die Stromproduktion den Stromverbrauch lokal übersteigt. Transformatoren speisen dann Leistung zurück in das Mittelspannungsnetz. Große PV-Kraftwerke oder lokale Häufungen von Anlagen in dünn besiedelten Gebieten erfordern stellenweise eine Verstärkung des Netzes, der Trafostationen oder den Aufbau von Speicherkapazitäten.

 

Eine gleichmäßige Verteilung der PV-Installationen über die Netzabschnitte verringert den Netzausbaubedarf. Der PV-Ausbau sollte geografisch noch verbrauchsgerechter erfolgen, um die Verteilung des Solarstroms zu erleichtern.

Abbildung 6: Verteilung der installierten PV-Leistung im Jahr 2021 nach Anlagengröße [ISE5]

 

Wenn aktuell von Netzengpässen die Rede ist, geht es selten um Photovoltaik. Im Jahr 2021 wurde eine Strommenge aus EE von 5,8 TWh abgeregelt, dies entspricht ca. 1 % des gesamten Stromverbrauchs. Nur 4 % des abgeregelten Stroms war Solarstrom [BNA2]. Dieser Anteil dürfte sich mittlerweile erhöht haben, denn es wurde relativ viel Flächen-PV installiert.

 

Für einzelne Kraftwerke oder regionale Cluster können zuverlässige Leistungsprognosen auf Basis von Satellitendaten erstellt werden, bei Bedarf ergänzt durch lokale Wolkenkameras und Monitoringstationen. Auch auf nationaler Ebene ist die Erzeugung von Solarstrom dank verlässlicher Wettervoraussagen und Ertragsmodelle sehr gut planbar.

 

Klimabedingt korrelieren in Deutschland Sonneneinstrahlung und Windstärke negativ auf Zeitskalen von Stunden bis Monaten. Auf Viertelstundenbasis gelangten im Jahr 2021 bei einer mittleren installierten Leistung von ca. 57 GWP PV und 63 GWP Windkraft am Jahresende in der Summe praktisch nie mehr als 60 GW Leistung (d.h. 50% der Nennleistung PV + Wind) in das Stromnetz

 

Auch auf Tagesbasis führt die Kombination von PV- und Windstrom zu einer Stabilisierung des Ertrags. Während die relative mittlere absolute Abweichung der Tagesstromproduktion vom arithmetischen Mittel im Jahr 2021 bei PV 55 % und bei Wind 56 % betrug, lag der Wert für PV + Wind nur bei 37 %. Die mittlere relative Abweichung der Monatswerte vom gleitenden Jahreswert liegt für PV bei 53% und für Wind bei 30%. Die Summe aus PV- und Windstrom ist mit einem Wert von 14% deutlich stabiler als die einzelnen Sektoren.

Ja.

 

Aufgrund der Einstrahlungsbedingungen arbeiten PV-Anlagen nur etwas weniger als die Hälfte der insgesamt 8760 Jahresstunden, und dann auch meistens in Teillast. Die Kennzahl „Volllaststunden“, auch „Vollbenutzungsstunden“ (VBh) oder spezifischer Ertrag wird als Quotient aus der im Lauf eines Jahres tatsächlich erzeugten Strommenge und der Nennleistung des Kraftwerks ermittelt (kWh/kWP). Die Übertragungsnetzbetreiber gehen in ihrem Trendszenario 2021 von 987 VBh für PV-Freiflächen-Anlagen in Deutschland aus, bei Dachanlagen von 922 VBh [ÜNB1]. Die Werte entsprechen Jahresnutzungsgraden („Kapazitätsfaktoren“) von 11,1 % bzw. 10,3 %, berechnet als Verhältnis der VBh zur Anzahl Jahresstunden. Der spezifische Jahresertrag fällt an sonnigen Standorten, bei Südausrichtung und leichter Neigung höher aus, er hängt aber nicht vom nominellen Modulwirkungsgrad ab. Die Übersicht der Prognosen zur Stromerzeugung aus EE, bereinigt um Verlustmengen durch das Einspeisemanagement, zeigt Abbildung 7. Aufgrund der geringen VBh erfordern steigende Anteile von Solarstrom im Netz zunehmend flankierende Maßnahmen.

Abbildung 7: Prognostizierte Vollbenutzungsstunden für Stromerzeugung aus EE, Daten aus [ÜNB1]

 

Die mittlere Jahressumme der horizontalen Globalstrahlung in Deutschland für die Jahre 2001 – 2020 liegt gemäß Zahlen des Deutschen Wetterdienstes bei 1102 kWh/(m2·a) mit einem linearen Trend von +0,3 %/a zwischen 1991 und 2020. Im Zeitraum von 1981 – 2010 lag der Mittelwert noch bei 1055 kWh/m2/a. PV-Module werden zur Maximierung des Jahresstromertrags häufig mit einer Neigung von ca. 30° 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. 1270 kWh/m2/a.

 

Bei einer Performance (Rati) von 85 % für eine neue, unverschattete Anlage mit ertragsoptimierter Ausrichtung wären damit im geografischen Mittel über Deutschland 1077 Volllaststunden zu erreichen. Weil nicht alle Dachanlagen ertragsoptimiert ausgerichtet sind, Teilverschattungen auftreten und die PR mit dem Alter leicht abnimmt, liegt die tatsächliche mittlere Volllaststundenzahl etwas niedriger.

 

Technische Verbesserungen der Module und der Installation können die nutzbare Einstrahlung, die PR, den Ertrag und damit die Zahl der Volllaststunden einer PV-Anlage anheben. Dazu zählen: 

• Nachführung
• bifaziale PV-Technologie
• Verringerung von Verlusten durch Verschattung
• Verringerung des Temperaturkoeffizienten der Solarzellen
• Verringerung der Betriebstemperatur der Module durch gute Hinterlüftung
• Verbesserung des Schwachlicht- und des Schräglichtverhaltens der Module
• Verringerung von Verlusten durch Schneeabdeckung und Verschmutzung
• frühzeitige Erkennung und Behebung von Minderleistung
• Verringerung von Degradation über die Lebensdauer

Die Größe eines PV-Kraftwerks hat keinen direkten Einfluss auf die Volllaststundenzahl, anders als bei Windkraftwerken, wo die Nabenhöhe entscheidend ist. Hier ist eine stark steigende Tendenz zu erkennen, insbesondere bei Schwachwindanlagen. Nuklear-, Kohle- und Gaskraftwerke können im Bedarfsfall fast durchgängig mit ihrer Nennleistung produzieren, soweit ausreichend Brennstoff und Kühlwasser zur Verfügung stehen

 

Nein.

 

Die Versorgungssicherheit für Letztverbraucher konnte parallel zum Ausbau der Photovoltaik sogar verbessert werden (Abbildung 8).

Abbildung 8: System Average Interruption Duration Index (SAIDI) für die Nieder- und Mittelspannung, Daten aus [BNA2]

Nein, nicht in den nächsten Jahren.

 

Investitionen in Maßnahmen zu Lastmanagement, in stationäre Batteriespeicher oder Pumpspeicherkraftwerke lohnen sich, wenn ausreichend häufige und große Preisdifferenzen beim Strombezug auftreten. In den Zehnerjahren wurden Investitionen in Speicher, konkret Pumpspeicher, sogar zurückgestellt, weil kein wirtschaftlicher Betrieb möglich war.

 

Weiterer Ausbau von PV und Windkraft wird die Preise an der Strombörse häufiger und massiver senken. Auf der anderen Seite wird eine Verteuerung des fossil erzeugten Stroms durch CO2-Zertifikate oder -Steuern die EEX-Preise zu Zeiten hoher Residuallast anheben. Preisspreizung schafft die Grundlage für Lastverschiebungen und für rentablen Speicherbetrieb. Wird die Spreizung über Tarifgestaltung an den Endabnehmer weitergereicht, werden Speicher auch für ihn interessant. Im Ergebnis steigt die Aufnahmefähigkeit für volatilen Solar- und Windstrom.

Ja, und zwar ohne nennenswerte Konflikte mit der Landwirtschaft oder dem Naturschutz.

 

Ein wichtiges Konzept für die Erschließung bedeutender Flächenpotenziale ist die Integration. Integrierte Photovoltaik (www.integrierte-pv.de) 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 Öko-Systemdienstleistungen auf renaturierten Biotop- und Moorflächen (Abbildung 11 unter FAQ17).

 

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. Die größeren Reihenabstände erlauben zudem eine größere Modulneigung, mit höheren Stromerträgen im Winterhalbjahr bei höheren Marktwertfaktoren Solarstrom und geringeren Ertragsverlusten durch Verschmutzung und Schneeabdeckung.

 

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 einer Austrocknung von Moorflächen entgegen bzw. unterstützt 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.

Ja, die zunehmende globale Erwärmung ist zweifelsfrei erwiesen [IPCC].

 

Im Vergleich zum präindustriellen Zeitalter ist die mittlere globale Temperatur um 1,1 °C angestiegen, über der Landfläche sogar um 1,6 °C. Die überwältigende Mehrheit der Wissenschaftler ist überzeugt, dass anthropogene Emissionen von CO2 und anderen Treibhausgasen den Anstieg der atmosphärischen Treibhausgas-Konzentration und damit den globalen Temperaturanstieg verursachen.