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.

Abbildung 9: Entwicklung der atmosphärischen CO2-Konzentration, der mittleren globalen Temperaturveränderung und der Sonnenaktivität (http://herdsoft.com/climate/widget/)

 

Im Mai 2013 hat die atmosphärische CO2-Konzentration erstmals seit mindestens 800.000 Jahren den Wert von 400 ppm erreicht. Abbildung 9 zeigt die bisherige Entwicklung der atmosphärischen CO2-Konzentration und der globalen bzw. antarktischen Temperatur.

 

Während PV-Kraftwerke im Betrieb kein CO2 freisetzen, muss eine gesamtheitliche Betrachtung auch Herstellung und Entsorgung der Anlage berücksichtigen. Bei PV-Kraftwerken spielen der spezifische Ertrag [kWh/(kWP·a)] und damit die jährliche Einstrahlungssumme am Betriebsort eine große Rolle, ebenfalls die Lebensdauer der Anlage. Die Treibhausgasbilanz von PV-Strom konnte durch Fortschritte bei Produktion und Wirkungsgraden in den letzten Jahrzehnten deutlich gesenkt werden. Es ist deshalb wichtig, bei der Beurteilung neuer Anlagen auch Lebenszyklusanalysen (LCA) aktueller Technologien zu betrachten.

 

Für eine große PV-FFA von 85 MWP am Standort Piacenza in Norditalien (GHI 1.368 kWh/(m2·a) mit aktueller PERC-Technologie und 21,2% Modulwirkungsgrad hat die IEA PVPS Task 12 einen Emissionsfaktor von 25,7 g CO2-Äq/kWh ermittelt [IEA5]. Für Deutschland wären aufgrund etwas geringerer Solarstrahlung (im Schnitt ca. 20 % weniger) etwa 30 – 35 g CO2-Äq/kWh zu erwarten.

 

Abbildung 10 zeigt die THG-Potenziale von PV im Vergleich mit Kohle-, Erdgas- und Atomstrom. Die Emissionsfaktoren der Stromerzeugung über Biogas aus Energiepflanzen liegen im Bereich von 160 – 184 g CO2-Äq./kWh [UBA9].

 

Im Jahr 2022 wurden durch die Nutzung der PV in Deutschland netto 41,7 Mio. Tonnen Treibhausgasemissionen vermieden. Bei den Berechnungen wurden die Emissionen aus der Produktion der PV-Systemkomponenten näherungsweise berücksichtigt.

 

Abbildung 10: Treibhauspotenzial verschiedener Stromerzeugungstechnologien [UBA7]

 

Die deutsche Energiepolitik hat zudem eine hohe internationale Relevanz. Mit einer Fördermenge von 171 Megatonnen im Jahr 2016 war Deutschland beim Abbau von Braunkohle international die Nummer 1, noch vor China. Zwar entfallen weniger als 3 % des weltweiten Stromverbrauchs auf Deutschland, bei weiter sinkender Tendenz. Die deutsche Politik hat jedoch eine Vorreiterrolle bei der Entwicklung von Instrumenten zur Förderung von EE gespielt, allen voran dem EEG. Das EEG-Instrumentarium wurde international stark beachtet und diente Dutzenden von Ländern als Vorlage für ähnliche Regelungen. China ist mittlerweile zum Vorreiter in Sachen PV-Ausbau geworden und hat Deutschland bei der jährlich installierten Leistung um ein Vielfaches überholt. Auch die Abkehr der Deutschen von der Atomenergie hat international aufhorchen lassen. Weitere europäische Länder haben den Ausstieg beschlossen (z.B. Belgien, Schweiz, Spanien) oder sind bereits aus der Kernkraft ausgestiegen (Italien, Litauen).

 

Die höchste Durchschlagskraft bezüglich CO2-Vermeidung erzielte das EEG jedoch in seinen Anfangsjahren über eine „Nebenwirkung“: durch Schaffung des international größten und sichersten Absatzmarktes für PV über mehrere Jahre hat es die globale Skalierung, Technologieentwicklung und Preissenkung wesentlich beschleunigt. PV senkt weltweit den Verbrauch fossiler Rohstoffe für die Stromerzeugung.

 

Das deutsche EEG hat damit PV-Strom für viele Menschen in Entwicklungsländern schneller erschwinglich gemacht. Aus dieser Perspektive ist das EEG nebenbei „das vermutlich erfolgreichste Entwicklungshilfeprogramm aller Zeiten in diesem Bereich“ (Bodo Hombach im Handelsblatt 11.1.2013), das auch in den Entwicklungsländern erhebliche Mengen an CO2 einspart.

 

Abbildung 11: Anwendungen für die Integration von Photovoltaik

 

Heute ausschließlich auf eine oder einige wenige dieser möglichen Anwendung zu setzen, wird der Dringlichkeit der Energiewende nicht gerecht. Wir haben nicht mehr die Zeit, Optionen nacheinander auszuprobieren. Alle technisch und sozioökonomisch vielversprechenden Anwendungsmöglichkeiten müssen zügig erprobt und über eine Anlaufphase dediziert gefördert werden, um Optimierungs- und Kostensenkungspotenziale durch Skalierungs- und Lerneffekte auszuloten. Erst nach dieser breiten Anlaufphase können fundierte Entscheidungen zugunsten bestimmter Anwendungen und Technologien getroffen werden.

 

Auf 13 % der landwirtschaftlichen Fläche werden Energiepflanzen angebaut, insbesondere für die Herstellung von Biogas, Biodiesel, Pflanzenöl und Bioethanol [FNR]. Die Flächeneffizienz liegt deutlich unter dem, was mit Agri-PV-Anlagen möglich wäre (Abschnitt 16). Allein Energiemais wird auf 1 Mio. ha angebaut, diese Fläche entspricht bei einer Umwidmung in APV mit geeigneten Kulturen (oder in Solar-Biotope, s. Abschnitt 14) 600 GWP Nennleistung.

 

Der Braunkohletagebau hat in Deutschland eine Fläche von 1773 km2 [UBA4] zerstört, mehr als die dreifache Fläche des Bodensees. Teile dieser Abbaufläche wurden bereits oder werden noch geflutet, hinzu kommen viele weitere künstliche Seen. In Summe eröffnet sich ein technisches Potenzial von 44 GWP für Schwimmende PV (FPV, von „Floating PV“). Im Fall aktiver Baggerseen kann die PV zur Eigenversorgung der Förderanlagen beitragen. Weltweit sind bereits über 3 GWP schwimmende PV-Anlagen installiert.

 

In Deutschland stehen ca. 40 Mio. Gebäude (Abbildung 12). Gebäudehüllen, d.h. Dächer und Fassaden, bieten ein technisches Potenzial in der Größenordnung von 1000 GWP [Eggers]. Die Analyse berücksichtigt nur solche Flächen, die mindestens 500 kWh/(m2a) Einstrahlung empfangen und eine zusammenhängende Mindestgröße aufweisen. Bisher genutzt werden weniger als 10% des Dachpotenzials und weniger als 1 ‰ des Fassadenpotenzials.

 

Abbildung 12: Gebäudebestand in Mio., Daten aus [DENA], [IWU]

 

Die bisherige Nutzung beschränkt sich ganz überwiegend auf sogenannte Aufdachanlagen, obwohl zahlreiche Produkte für die Gebäudeintegration (BIPV, Bauwerkintegrierte PV) kommerziell verfügbar und zugelassen sind. Dazu zählen PV-Platten und PV-Ziegel für Steildächer, PV-Leichtbausysteme für Dächer mit geringer Tragfähigkeit, PV-Systeme für Gründächer, PV-Module für Kaltfassaden (vorgehängte, hinterlüftete Fassaden), Wärmedämm-Verbundsysteme (WDVS) mit PV, opake und semitransparente PV-Isoliergläser sowie PV-Sonnenschutzlamellen (Abbildung 10). BIPV bietet materialeffiziente Lösungen und ermöglicht im Steildach-Segment eine Erschließung von Flächen, die aus ästhetischen Gründen nicht für eine Aufdachmontage in Frage kommen. Aufdachmontage hat den Vorteil, dass sie weniger eng an Bau- und Sanierungszyklen gebunden ist.

 

Abbildung 13: PV-Lösungen für Dach und Fassade (oben: Aufdachsysteme, unten: Integrierte PV)

Nein.

 

Bei Mehrfamilienhäusern sind auf dem gemeinsamen Dach verschiedene Betreibermodelle für PV-Anlagen seitens Wohnungseigentümergemeinschaften (WEG), Einzeleigentümern oder Baugesellschaften realisierbar [EAFR]. Mieter können Stecker-Solargeräte, auch bekannt als „Balkonmodule“, an Balkonbrüstungen, an Wänden oder auf Terrassen einzelner Wohnungen betreiben. Über eine Steckerverbindung speisen sie Strom in das eigene Haushaltsnetz ein, wo der Eigenverbrauch die Stromrechnung senkt (https://www.pvplug.de/). Abhängig vom Aufstellort kann die Zustimmung des Vermieters notwendig sein. Ende 2023 waren in Deutschland Schätzungen zufolge knapp eine Million Stecker-Solargeräte in Betrieb.

 

Wenn sich das Gebäude nicht für eine PV-Installation eignet, bieten Bürgerenergiegenossenschaften die Möglichkeit, sich am Bau von PV-Kraftwerken zu beteiligen. Wer nicht investiert, kann sich als Stromkunde einen Versorger mit einem nennenswerten Portfolio an eigenen PV-Kraftwerken aussuchen, bspw. die Elektrizitätswerke Schönau (EWS) oder die Energie Baden-Württemberg (EnBW).

Ja.

 

Die freie Skalierbarkeit von PV-Kraftwerken ermöglicht den dezentralen Ausbau, bis hinab zu sogenannten „Balkon-Modulen“ („Plug-in-PV“, seit 2024 im EEG: Steckersolargeräte) mit wenigen Hundert Watt Nennleistung. Die hohe Zahl von über 2 Mio. PV-Anlagen in Deutschland, davon ca. 64 % Kleinanlagen mit Leistungen unterhalb 10 kW [ISE5] zeigt, dass von diesen technischen Möglichkeiten ausgiebig Gebrauch gemacht wird. Photovoltaik eignet sich ideal, um das Konzept der Bürgerenergie umzusetzen und über Partizipation die Akzeptanz für die Energiewende zu stärken.

Ja und nein, das hängt von der Bezugsgröße ab.

 

Bezogen auf die eingestrahlte Sonnenenergie liegt der effektive Wirkungsgrad der Energiewandlung bei Werten um 17 – 19 % für neuere Anlagen, dafür scheint die Sonne kostenlos. Relevant sind die Auswirkungen des Wirkungsgrades auf Stromgestehungskosten, Flächenbedarf, Ressourceneinsatz und CO2-Einsparung.

 

Der nominelle Wirkungsgrad von kommerziellen wafer-basierten PV-Modulen (d.h. Module mit Solarzellen auf Basis von Siliziumscheiben) aus neuer Produktion stieg in den letzten Jahren im Mittel um ca. 0,3 – 0,5 % Punkte pro Jahr auf 21 % [ISE5]. Pro Quadratmeter Modul erbringen sie damit eine Nennleistung von 210 W, Spitzenmodule liegen 10 – 15 % höher.

 

PV-Anlagen arbeiten nicht mit dem nominellen Modulwirkungsgrad, weil im Betrieb Verluste auftreten und weil der initiale Wirkungsgrad der Module degradiert. Diese Effekte werden in der sog. Performance Ratio (PR) zusammengefasst. Eine heute installierte PV-Anlage erreicht PR-Werte von 80 – 90 % im Jahresmittel (typischer Wert), inkl. aller Verluste durch erhöhte Betriebstemperatur, ungünstige Einstrahlungsbedingungen bezüglich Intensität, Spektrum und Einfallswinkel, Verschmutzung, Verschattung und Schneeauflage, Leitungswiderstände, Wandlungsverluste im Wechselrichter, Spitzenkappung des Wechselrichters (DC/AC-Verhältnis typ. > 1) und ggf. Ausfallzeiten aufgrund von Störungen. Bei bifazialen Modulen steigern Mehrerträge über rückseitige Einstrahlung die PR, weil als Bezugsgröße für die PR nur die frontseitige Einstrahlung zählt.

 

Ertragsgutachten liefern Aussagen über die zu erwartende Performance und Erträge von PV-Kraftwerken für konkrete Standorte, Komponenten und Systemdesigns auf Basis historischer Einstrahlungsdaten.

 

Der von den Modulen gelieferte Gleichstrom wird von Wechselrichtern für die Netzeinspeisung angepasst. Der Wirkungsgrad neuer PV-Wechselrichter liegt um 98 %. PV-Anlagen in der Freifläche zeigen üblicherweise etwas höhere PR als Anlagen auf Steildächern, dank besserer konvektiver Kühlung, optimaler Ausrichtung, besserer Wartung, seltener Verschattung, effizienterer Wechselrichter und ggf. bifazialer Mehrerträge. Auf die Einstrahlung bezogen arbeiten neu installierte PV-Kraftwerke demnach mit mittleren Wirkungsgraden um 18 % im Betrieb.

 

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 2021 in Trendszenarien 922 Vollbenutzungsstunden [ÜNB1]. Von einer ungefähr nach Süden orientierten und mäßig geneigten Dachfläche eines Hauses reichen somit 21 m2 aus, um mit 12 Stück 370-WP-Modulen eine Strommenge zu erzeugen, die dem durchschnittlichen Jahresstrombedarf einer Familie (4000 kWh) entspricht.

 

Bei der Verbrennung von Biokraftstoffen in Fahrzeugen erreicht man 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 MWP/ha, 980 MWh/MWP) 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 (siehe Abbildung 14).

Abbildung 14: Reichweiten von Elektro- und Biodiesel-Fahrzeugen pro Hektar eingesetzter Fläche

 

In Südspanien oder Nordafrika lassen sich spezifische Erträge bis 1600 kWh/kWP erzielen, allerdings würden lange Leitungswege nach Deutschland zu Energieverlusten und Kostenaufschlägen führen. Mit 800-kV-Höchstspannungsleitungen lassen sich Leitungsverluste auf etwa 0,5 % je 100 km reduzieren. Leitungen zur Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) verringern Transportverluste auf knapp 0,3 % pro 100 km reduzieren, dazu kommen Konversionsverluste. Eine 5000 km lange HGÜ-Leitung würde somit ca. 14 % reine Leitungsverluste aufweisen.

Nein.

 

Wirtschaftlich gesehen lohnen sich Batteriespeicher nur, wenn das Plus an Eigenstromnutzung (vorwiegend nachts) die Kosten wieder aufwiegt. Das ist bei Preisen von über 250 €/kWh nutzbare Speicherkapazität gewöhnlich nicht zu erreichen im Verhältnis von zur Zeit 8,04 ct/kWh EEG-Vergütung (Stand bei Inbetriebnahme ab 08.2024) bei Eigenstromnutzung und 12,74 ct/kWh bei Volleinspeisung .

 

Wenn Sie große Stromverbraucher mit viel Wärmeerzeugung mit Sonnenstrom nutzen, können Sie viel Eigenstrom verbrauchen und ihre persönlichen Kosten ohne Mehraufwand und Betriebskosten für den Speicher bereits optimieren.

Nein, es lohnt eine Gesamtbetrachtung der Wirtschaftlichkeit.

 

Abbildung 15 zeigt das relative Jahresertragspotenzial am Standort Freiburg, abhängig von der Ausrichtung der Dach- bzw. Fassadenfläche. Das Ertragsmaximum um die Ausrichtung Süd bei 40° Neigung ist flach ausgebildet, geringe Abweichungen haben kaum Einfluss auf den Ertrag. Für weiter nördlich gelegene Standorte verschiebt sich das Maximum zu größeren Neigungen.

 

Abbildung 15: Relatives Ertragspotenzial, unverschattet, Standort Freiburg, berechnet online mit https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/

 

Im direkten Vergleich bringt PV bspw. auf einem Westdach mit 40° Neigung ca. 24% weniger Stromertrag als auf einem optimalen Süddach, mit entsprechend höheren Stromgestehungskosten. Insbesondere bei hohen Strombezugspreisen in Verbindung mit Eigenverbrauch kann sich die PV-Anlage auf einem Westdach trotzdem lohnen. Im direkten Vergleich bringt PV bspw. auf einem Westdach mit 40° Neigung ca. 24% weniger Stromertrag als auf einem optimalen Süddach, mit entsprechend höheren Stromgestehungskosten. Insbesondere bei hohen Strombezugspreisen in Verbindung mit Eigenverbrauch kann sich die PV-Anlage auf einem Westdach trotzdem lohnen.

 

Bei der Frage, ob ein Westdach zusätzlich zu einem Süddach belegt werden sollte, empfiehlt sich die Grenzkostenbetrachtung. Zusätzliche PV-Module dürften vergleichsweise geringe Installationskosten verursachen, und mit einem dank der Westausrichtung in den späteren Nachmittag verschobenen Erzeugungsprofil das Eigenverbrauchspotenzial steigern

 

An einer vertikalen Südfassade bringt PV ca. 29% weniger Jahresstromertrag als bei 30° Modulneigung. Gleiches gilt für senkrecht montierte Steckersolargeräte, die nach Süden ausgerichtet sind. Die monatliche Fluktuation zwischen Sommer- und Winterertrag fällt bei der vertikalen Anlage deutlich geringer aus, was die systemische Integration des PV-Stroms erleichtert. Der Minderertrag der vertikalen Anlage trifft das sonnenreiche Halbjahr, wenn der Eigenverbrauchsanteil beim Süddach in vielen Fällen wegen „Überproduktion“ zurückgeht bzw. der Marktwertfaktor Solar abnimmt.

Nicht wirklich.

 

Das haben bisher nur wenige Hausbesitzer umgesetzt. Entweder Sie verzichten gerade im Winter bei wenig Sonnenlicht fast ganz auf Strom oder mit größeren Speichern und Verzicht auf einige Stromverbraucher, um ohne Netzstrom mehrere Tage durchzustehen. Ein größerer Speicher ist allerdings noch weniger wirtschaftlich als bei einer Größe nur für die Nacht.

 

Der Netzanschluss kann im Sommer zum Verkauf des Überschuss-Stroms (auch noch mit Batteriespeicher) und im Winter als Ergänzung genutzt werden.

Ja.

 

Ähnlich wie Fensterglas kann auch das Deckglas von PV-Modulen blenden, abhängig von Sonnenstand, Ausrichtung der Module, Glastextur und Blickfeld des Beobachters. Der Effekt ist auf bestimmte Tageszeiten und Tage im Jahr begrenzt, Details lassen sich über ein Blendgutachten ermitteln. Meistens geht es bei PV-Modulen nicht um eine messbare Herabsetzung des Sehvermögens (physiologische Blendung), sondern um eine Störempfindung durch hohe Leuchtdichten (psychologische Blendung). Weil die Deckgläser von PV-Module nur eine einzige blendungswirksame Grenzfläche aufweisen, in aller Regel mit einer leichten Oberflächentextur und einer zusätzlichen Antireflexschicht, sind die maximalen Leuchtdichten in Reflexion deutlich kleiner als bei Fenstern mit ihren bis zu 6 glatten, nicht entspiegelten Grenzflächen. In besonders kritischen Anwendungen, etwa in der Nähe von Flughäfen, kommen im Fall von Blendungsrisiken PV-Module mit speziellen, stärker texturierten Deckgläsern zum Einsatz.

 

Je mehrdie PV-Module in die Senkrechte geneigt sind, umso eher tritt die Blendwirkung auf. Wir haben meist in der Schule gelernt: „Einfallswinkel gleich Ausfallswinkel“.

Ja, aber im Normalfall sehr langsam.

 

Waferbasierte PV-Module altern so langsam, dass es eine Herausforderung für die Wissenschaftler darstellen kann, Leistungsverluste überhaupt nachzuweisen. Eine Studie des Fraunhofer ISE an 44 größeren, qualitätsgeprüften Aufdach-Anlagen in Deutschland hat eine durchschnittliche jährliche Degradation der Nennleistung bei Modulen von ca. 0,15 % ergeben [ISE2]. Üblich sind Garantien der Hersteller für einen maximalen Leistungsverlust ihrer PV-Module von 10 – 15 % über 25 – 30 Jahre Betrieb.

 

Die genannten Werte berücksichtigen keine Ausfälle aufgrund von Produktionsmängeln. Fehler in der Materialzusammensetzung, der Herstellung, bei Transport und Montage können zu einer beschleunigten Degradation bis zum kompletten Ausfall von Modulen führen. Die Degradation kann das Erscheinungsbild betreffen (etwa bei Delamination), den Ertrag und/oder die elektrische Sicherheit. Mit einer Schadensanalyse lassen sich die Abweichung quantifizieren, die Ursachen ermitteln und Prognosen für die weitere Degradationsdynamik aufstellen.

 

Die deklarierte Nennleistung von Modulen bezieht sich meistens auf den Betrieb nach der Anfangsdegradation. Abhängig vom Material der Solarzellen kommt eine lichtinduzierte Degradation (LID) von 1-2 % in den ersten Betriebstagen dazu, wie umfangreiche Messungen am Fraunhofer ISE ergeben haben.

Ja.

 

In vielen Fällen bleiben die dadurch verursachten Ertragseinbußen während der Betriebsdauer überschaubar. Problematische Ablagerungen können entstehen durch lokale Effekte wie Laubabwurf, Vogelkot, Staub von Baustellen oder aus der Landwirtschaft, Ruß aus nahen Schornsteinen, durch regionale Effekte wie Pollenflug oder überregionale Effekte wie Saharastaub-Ereignisse. Intensiver Regen wird die Module größtenteils wieder reinigen, über die Jahre nehmen allerdings Verschmutzung und damit Ertragsverluste zu. Dies gilt besonders in Regionen, die aufgrund der Klimakrise zunehmend unter langen, regenarmen Phasen leiden.

 

Besonders betroffen sind Module mit sehr flacher Neigung (unter 15°). Oft sind die untere Kante und insbesondere die unteren Ecken der Module besonders stark verschmutzt. Wegen der Serienverbindung der Solarzellen können stark verschmutzte Teilflächen erheblich stärkere Ertragseinbußen verursachen als es ihrem Flächenanteil entspricht. Ob, wann und wie oft sich eine Reinigung der Module lohnt, muss wegen der Vielzahl der Einflussfaktoren im Einzelfall bewertet werden.

Nein.

 

Die Energierücklaufzeit oder energetische Amortisationszeit (Energy Payback Time, EPBT) gibt die Zeitspanne an, die ein Kraftwerk betrieben werden muss, um die investierte Primärenergie zu ersetzen. Der Erntefaktor (Energy Returned on Energy Invested, ERoEI oder EROI) beschreibt das Verhältnis der von einem Kraftwerk bereitgestellten Energie und der für seinen Lebenszyklus aufgewendeten Energie.

 

Energierücklaufzeit und Erntefaktor von PV-Anlagen variieren mit Technologie und Anlagenstandort. Eine Analyse im Auftrag des Umweltbundesamtes hat EPBT für PV-Kraftwerke bei einem Anlagenbetrieb in Deutschland (angenommene mittlere jährliche Einstrahlungssumme in der Modulebene 1200 kWh/(m2·a)) von 1,6 Jahren für multi- bzw. 2,1 Jahren monokristalline Si-Module ermittelt [UBA7]. Bei einer Lebensdauer von 25 – 30 Jahren und einer jährlichen Ertragsdegradation von 0,35% folgen daraus Erntefaktoren von 11 – 18. Berechnungen des Fraunhofer ISE auf Basis neuester Produktionsdaten weisen eine EPBT von unter 1,3 Jahren für Anlagen mit marktüblichen monokristallinen Si-Modulen in Deutschland aus [ISE5]. Eine Komponentenproduktion in Europa senkt die EPBT noch weiter, aufgrund des höheren Grünstromanteils im Vergleich mit Importkomponenten aus China.

Ja, aber nur bei bei manchen Dünnschicht-Technologien, die weniger verbreitet sind..

 

Bei der Produktion von Dünnschicht-PV und Flachbildschirmen wird teilweise noch Stickstoff-Trifluorid (NF3) zur Reinigung von Beschichtungsanlagen eingesetzt. Restmengen dieses Gases können dabei in die Atmosphäre entweichen. NF3 ist über 17.000-mal klimaschädlicher als Kohlendioxid. Aktuelle Emissionsmengen sind nicht bekannt, der NF3-Ausstoß wird jedoch ab 2013 in 37 Staaten gemäß des ergänzten Kyoto-Protokolls ermittelt.

Nein, solange zugelassene Komponenten fachgerecht montiert werden.

 

Der umgangssprachliche Ausdruck „Elektrosmog“ umfasst technisch erzeugte, statische elektrische und magnetische Felder sowie elektromagnetische (EM) Felder.

 

Statische elektrische Felder liegen an zwischen Objekten, die sich auf verschiedenen elektrischen Spannungsniveaus (Potenzialen) befinden, bspw. zwischen Kabeln eines Modulstrings oder zwischen spannungsführenden und geerdeten Komponenten. Die Feldstärke hängt von der Spannung und der Entfernung zwischen den spannungsführenden Objekten ab. Ein Modulstring liefert üblicherweise Spannungen zwischen 400 – 1000 V, abhängig von der Anzahl der in Serie verbundenen Module. Im Zusammenhang mit PV-Anlagen sind keine Gesundheitsschäden durch statische elektrische Felder bekannt.

 

Statische magnetische Felder umgeben elektrische Ströme, bspw. in bestromten Kabeln. Ein PV-Modul für die Dachanwendung produziert üblicherweise Ströme im Bereich von 10 – 15 A. Magnetische Felder können bestimmte Werkstoffe magnetisieren. Die magnetische Feldstärke fällt allerdings mit der Entfernung zur Leitung sehr schnell ab und wird durch die übliche paarweise Leitungsführung mit gegenläufigem Strom zusätzlich geschwächt. Die stromführenden Leitungen einer PV-Anlage sollen nicht im unmittelbaren Wohn- und Schlafbereich verlegt werden. Im Zusammenhang mit PV-Anlagen sind keine Gesundheitsschäden durch statische magnetische Felder bekannt.

 

Elektromagnetische Felder („Wellen“, „Strahlung“) entstehen durch elektrische Ladungen, die beschleunigt bzw. abgebremst werden. Solarzellen erzeugen im Betrieb Gleichstrom (DC), der weder in den PV-Modulen, noch in den DC-Stromleitungen EM-Felder entstehen lässt. Wechselrichter wandeln den Gleichstrom aus dem Modulstring bzw. dem Einzelmodul in 50-Hertz-Wechselstrom (AC) zur Netzeinspeisung um. Die meisten kleinen PV-Anlagen nutzen einen zentralen Wechselrichter, gelegentlich werden auch modulintegrierte Wechselrichter auf der Rückseite der Module eingesetzt.

 

In Wechselrichtern (WR) fließen Ströme mit Frequenzanteilen bis in den Kilohertz-Bereich, und diese Wechselströme erzeugen EM-Felder. Wechselrichter sind aufgrund von gesetzlichen Bestimmungen herstellerseitig so abzuschirmen, dass vorgegebene Grenzwerte in Gerätenähe eingehalten werden. Wechselrichter sollen außerhalb des Wohn- und Schlafbereich montiert werden, entscheidend ist die Entfernung und die Abschirmwirkung des dazwischenliegenden Materials. Im Betrieb können Wechselrichter hochfrequente Stromanteile in den DC-Kreis rückkoppeln, damit auch in die PV-Module. Transformatorlose WR übertragen niederfrequente (bspw. 50 Hz oder 150 Hz) Spannungen auf die DC-Seite. Im Zusammenhang mit PV-Anlagen sind keine Gesundheitsschäden durch elektromagnetische Felder bekannt. Zahlenwerte und Vergleiche mit haushaltsüblichen Elektrogeräten bietet eine Studie im Auftrag der EnergieSchweiz [BFE]. Nieder- und höherfrequente Ströme erzeugen in den Wechselrichtern während des Betriebs oft auch hörbaren Schall. Dieser kann bei ungünstigem Montageort stören, es handelt sich dabei jedoch nicht um EM-Strahlung.

Nein.

 

Eigentlich gibt es gemäß Abbildung 5 in FAQ 9: Wertschöpfungszyklus für die Silizium-Photovoltaik gar keine deutschen Module, hier findet nur die Endmontage statt und ggf. stammt das Material, außer dem Kern mit den lichtempfindlichen Zellen aus Fernost, überwiegend aus China.

 

An dem Versuch, eine deutsche PV-Industrie wiederaufzubauen, ist der jetzige Wirtschaftsminister Habeck an der FDP gescheitert.

 

Deutsche Module sind nicht immer qualitativ gleichwertig. Manchmal erhalten sie die neueste Zellentechnologie nicht oder haben ihre Fertigung noch nicht auf andere Modulmaße umgestellt.

Nein.

 

Derzeit vermarktete Photovoltaik-Solartechnologien verwenden keine Seltenen Erden.

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 erreichen kann, 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. 

Ja, in dem Maße, wie wir unser Energiesystem und die energiewirtschaftlichen Strukturen an die Anforderungen der Energiewende anpassen.

 

Deutschland war bisher hochgradig abhängig von Energieimporten, verbunden mit dem Risiko volatiler Preise, politischer Einflussnahme durch Förder- und Transitländer und dem Risiko von Störungen der Rohstofflogistik, bspw. bei Sperrungen von Pipelines oder Niedrigwasser in den Flüssen. Die Kosten der fossilen Energieimporte liegen in der Größenordnung von jährliche 40 – 130 Mrd. Euro (Abbildung 16), ein großer Teil des Geldes stützte autokratische Regime.

Abbildung 16: Saldo des Außenhandels mit Energieträgern in Deutschland von 2017 bis 2022 [AGEB1]

 

Die meiste Endenergie (36 %) dient der Gewinnung mechanischer Energie („Kraft“) für den Verkehr und in stationären Motoren (Abbildung 17). Für Raumwärme und Warmwasser werden jährlich ca. 800 TWh Endenergie aufgewendet [BMWK1]. Die meiste Endenergie (36 %) dient der Gewinnung mechanischer Energie („Kraft“) für den Verkehr und in stationären Motoren (Abbildung 17). Für Raumwärme und Warmwasser werden jährlich ca. 800 TWh Endenergie aufgewendet [BMWK1].

Abbildung 17: Struktur des Endenergieverbrauchs nach Anwendungsbereichen für Deutschland im Jahr 2020, Zahlen aus [BMWK1]

 

Die Stromlast schwankt periodisch: nachts, an Wochenenden und Feiertagen wird regelmäßig weniger Strom benötigt. Stromversorger unterscheiden im Lastprofil zwischen Grund-, Mittel- und Spitzenlast. Die Grundlast ist der Lastanteil um 30 – 40 GW, der sich über 24 h kaum ändert. Die Mittellast schwankt langsam, die Spitzenlast umfasst den schnell veränderlichen Lastanteil oberhalb der Grund- und Mittellast. Der Stromverbrauch der Energiebedarf für die Warmwasserbereitung liegen im Sommer geringfügig tiefer als im Winter. Der Mineralölabsatz (Otto- und Dieselkraftstoff) zeigt sehr geringe saisonale Schwankungen [MWV]. Der Heizwärmebedarf korreliert negativ mit der Globalstrahlung, bei höchster Koinzidenz im Frühjahr. Ein kurzer Seitenblick auf globale Energieszenarien: die Studie „Shell Scenarios Sky - Meeting the goals of the Paris agreement“ der Shell International B.V. vom März 2018 sieht die PV global zur wichtigsten Stromquelle heranwachsen. Der globale Stromverbrauch steigt dabei von heute 22 PWh auf 100 PWh im Jahr 2100. Die International Energy Agency (IEA) prognostiziert eine tragende Rolle der Photovoltaik in der weltweiten Primärenergieversorgung: in ihrem Bericht »Net Zero by 2050: A Roadmap for the Global Energy Sector» geht die IEA von einem 20-fachen Ausbau der heute installierten PV-Kapazität auf über 14.000 GWP aus [IEA2].

 

Transformationsschritte

Verstetigung der PV-Stromerzeugung: Für eine massive, technologisch und ökonomisch beherrschbare Integration von volatilem PV-Strom in unser Energiesystem gibt es keine singuläre Patentlösung, dafür aber eine Vielzahl von sich ergänzenden Maßnahmen. In den folgenden Abschnitten werden die wichtigsten Schritte angesprochen. Eine Verstetigung im Tageslauf steigert die Volllaststunden eines PV-Kraftwerks und reduziert den Ausgleichsbedarf bspw. durch Lastmanagement und Batterien. Zu den einfachsten Maßnahmen zählt die Installation von PV-Modulen mit Ost/West-Ausrichtung, sei es auf Dächern oder auf Freiflächen (Abbildung 18). Diese Montagevariante reduziert den Flächenverbrauch, allerdings sinkt der spezifische Jahresertrag pro installierter Modulleistung, verglichen mit der Südausrichtung. 1- oder 2-achsig nachgeführte Anlagen verstetigen nicht nur die Stromproduktion über den Tageslauf (Abbildung 18), sie heben auch den spezifischen Jahresertrag um ca. 15 – 30 % an. Im Vergleich zur stationären Montage können sie auch Verluste mindern, die durch Schneeabdeckung oder durch erhöhte Betriebstemperaturen entstehen. Eine weitere Option bieten senkrecht montierte, bifaziale Module mit Nord-Süd-Verlauf, die vormittags und nachmittags mehr Strom liefern als am Mittag.

Abbildung 18: Stromertragsprofile von PV-Anlagen in verschiedenen Montagevarianten, berechnet mit der Software PVsol für einen überwiegend klaren Julitag am Standort Freiburg

 

Die sehr ausgeprägte saisonale Fluktuation der PV-Stromerzeugung lässt sich dämpfen, indem südorientierte Module mit höheren Neigungswinkeln montiert werden, besonders wirksam sind senkrechte Südfassaden (Abbildung 18). Die etwas höheren Stromgestehungskosten bei den genannten alternativen Montagevarianten können sich im Kontext eines erhöhten Eigenverbrauchs und den damit verbundenen Einsparungen beim Strombezug gerade für gewerbliche Kunden amortisieren. Einspeisevergütungen, die einen höheren Wert von Strom in den Morgen- und Abendstunden honorieren, fördern den Bau systemisch vorteilhafter PV-Kraftwerke, die nicht nur auf maximalen Jahresstromertrag optimiert sind. Kraftwerke für den Komplementärbetrieb müssen auch im Teillastbetrieb eine hohe Effizienz aufweisen, schnelle Laständerungen ermöglichen und bei Gaskraftwerken mit steigenden Wasserstoff-Anteilen zurechtkommen. Gaskraftwerke eignen sich sehr gut zur Deckung fluktuierender Last. In Kombination mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) werden hohe Gesamtwirkungsgrade bis 95 % erzielt [UBA2]. Einfache Gaskraftwerke auf Basis von Gasmotoren liegen mit ihren Investitionskosten (€/kW) bei einem Bruchteil der Kosten für Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerke (GuD). Gaskraftwerke verbrennen heute Erdgas und Biogas. Erdgas muss überwiegend importiert werden (ca. 95 % im Jahr 2017 [AGEB1]), insbesondere vor dem Überfall auf die Ukraine aus Russland und Norwegen. Im Zug der Energiewende werden Gaskraftwerke von Erdgas auf Mischgase mit steigenden Anteilen elektrolytisch erzeugten Wasserstoffs umsteigen.

 

Biomasse-Kraftwerke können je nach Typ feste Biomasse (Restholz, Altholz), flüssige Biomasse (Pflanzenöl) oder Biogas (aus der Landwirtschaft oder aus Kläranlagen) verbrennen. Ende 2019 waren deutschlandweit Biomasse-Kraftwerke mit über 8 GWP Leistung installiert [ISE4]. Kraftwerke, die feste oder flüssige Biomasse verbrennen, lassen sich aufgrund der einfachen Lagerung des Brennmaterials sehr einfach stromgeführt betreiben. Einschränkungen gibt es bei Biogas-Kraftwerken, wenn der Vergärungsdurchsatz nur bedingt gesteuert und das Gas nicht im Gasnetz gespeichert werden kann. Der Anbau von Biomasse zum Zweck der energetischen Nutzung wird aufgrund der geringen Flächeneffizienz abnehmen, die Nutzung wird sich auf Rückstände der Landwirtschaft (biogene Abfälle) konzentrieren.

 

Die im Verkehr verbrauchte Endenergie wird über Verbrennungsmotoren größtenteils in Abwärme umgesetzt, nur ein kleiner Teil erreicht den Antriebsstrang als mechanische Energie. PKW-Dieselmotoren erreichen im Bestpunkt bis ca. 42 % Wirkungsgrad, im Stadtverkehr sind es wegen des Teillastbetriebs im Mittel nur ca. 20 % [Sprin]. Bei PKW-Ottomotoren liegen die Werte mit bis 37 % im Bestpunkt bzw. ca. 10 – 15 % im Stadtverkehr noch niedriger. Von der gewonnenen Antriebsenergie wird insbesondere im Stadtverkehr ein beträchtlicher Teil beim Bremsen irreversibel verheizt, weil Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren über ihre Lichtmaschine kaum rekuperieren können. Somit verbrennt der motorisierte Straßenverkehr fossile Treibstoffe mit einem sehr geringen Wirkungsgrad, bezogen auf die Transportleistung.

 

Elektrische Fahrzeugantriebe nutzen hocheffiziente Motoren mit einem effektiven Wirkungsgrad um 90 %. Die Verluste beim Laden der Fahrzeugbatterie liegen in der Größenordnung von 15 %, sie schlagen besonders beim schnellen (DC) Laden zu. Elektrische Fahrzeugantriebe können kinetische Energie zu einem großen Teil zurückgewinnen, der Wirkungsgrad der Rekuperation liegt laut Herstellerangabe bspw. für den BMW i3 bei ca. 63 %. Allein aus Gründen der Energieeffizienz ist der Umstieg auf Elektroantriebe sinnvoll, hinzu kommt das erhebliche Speicherpotenzial

 

Pointiert lässt sich die CO2-Bilanz wie folgt bewerten: ein Elektroauto mit kleiner Batterie, das meist innerorts fährt, bevorzugt EE-Strom lädt und viele (notwendige) km pro Jahr zurücklegt, liegt bei der THG-Bilanz besonders klar im Vorteil. Für Sonntagsfahrer mit großer Batterie, hohem Anteil an Autobahnstrecke und grauem Ladestrom schrumpft der Vorteil.

 

Privathaushalte setzen ca. 75 % der verbrauchten Endenergie für Heizung ein. Dieser Verbrauch kann im Schnitt durch einfache Wärmeschutzmaßnahmen halbiert werden

 

Die Stiftung Warentest hat ermittelt, dass ein komplett mit Altgeräten ausgestatteter Haushalt doppelt so viel Strom verbraucht wie einer, der nur effiziente Geräte setzt [Test]. Besonders effektiv sind Maßnahmen, die den nächtlichen Stromverbrauch senken, wenn Solarstrom (und bei nächtlicher Flaute auch Windstrom) nur über vergleichsweise aufwändige Speicherung bereitgestellt werden kann.

 

Mehrere Untersuchungen haben Lastmanagementpotenziale in der Größenordnung von 20 GW und mehr für private Haushalte und bis 14 GW für gewerbliche Verbraucher identifiziert [AEE1]. Haushaltsgeräte, deren Betrieb gemäß Nutzerentscheidung in einem definierten Zeitintervall verzögert starten darf, müssen technisch in die Lage versetzt werden, netzdienliche Betriebszeiten abzuwarten. Der Stromversorger kann dafür zeitgebundene Tarife anbieten, noch wirkungsvoller ist eine direkte Steuerung. In Frage kommen einige Geräte mit besonders hoher Leistung wie Waschmaschine, Spülmaschine und Wäschetrockner.

 

Die technischen Voraussetzungen und ökonomischen Anreize für die Erschließung dieser Potenziale müssen größtenteils noch geschaffen werden. Von entscheidender Bedeutung sind dynamische Stromtarife und Stromzähler, die eine zeitabhängige Abrechnung ermöglichen („Smart Meter“). Dynamische Tarife bilden im besten Fall die momentane Residuallast ab. Die aktuelle Zusammensetzung der Strompreise für Haushalt) mit sehr hohen Fixkosten pro kWh würde bei den üblichen Preisschwankungen an der Strombörse kaum Anreize für Lastmanagement schaffen.

 

In der stromintensiven Industrie, bspw. der elektrolytischen Aluminiumproduktion, gibt es ebenfalls Potenziale zur Anpassung von Verbrauchsprofilen. Unternehmen, die kurzfristig angekündigte, temporäre Leistungskürzung bei der Stromlieferung akzeptieren, können bereits heute eine vertraglich vereinbarte Ausgleichszahlung von ihrem Übertragungsnetzbetreiber erhalten (Verordnung über abschaltbare Lasten – AbLaV). Die elektrolytische Produktion von grünem Wasserstoff als Rohstoff der Metallurgie, bspw. für die Direktreduktion von Eisenerz, und der chemischen Industrie, bspw. über Methanisierung und Ammoniaksynthese, wird ebenfalls zum Lastmanagement beitragen.

 

Sobald besonders preiswerter Tagesstrom häufiger zur Verfügung steht, weil die installierte PV-Leistung wächst und variable Stromtarife angeboten werden, wird auch die Flexibilität aufseiten der Industrie und der Verbraucher zunehmen. Der Eigenverbrauch von Solarstrom wirkt analog zu dynamischen Stromtarifen, weil er den Strompreis bei direktem Bezug vom eigenen Dach deutlich reduziert. Die Förderung von PV-Eigenverbrauch für Haushalte und Unternehmen ist ein hochwirksames Mittel zur Anreizung von Lastmanagement.

 

Witterungsbedingt zeigt sich in Deutschland eine hohe Komplementarität der stündlichen bis hin zur monatlichen Erzeugung von PV- und Windstrom. Wenn es gelingt, die installierten Leistungen für PV und Windstrom in ähnliche Größenordnung auszubauen, reduziert ihre Kombination den Ausgleichsbedarf.

Häufig ja, deshalb gehören PV-Module nicht in den Restmüll.

 

Giftige Substanzen können über längere Zeiträume aus Modulen ausgewaschen werden (englisch „leaching“), wenn das Deckglas gebrochen, die Randversiegelung beschädigt oder das Modul fragmentiert ist [IPV]. Die Auswaschrate hängt insbesondere ab von pH-Wert und Temperatur. Wegen der genannten Risiken gehören ausgediente PV-Module nicht in den Restmüll und nicht auf Deponien, ebenfalls sollten beschädigte Module nicht über längere Zeit der Witterung ausgesetzt bleiben

 

Module auf Basis von Siliziumwafern (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.

 

Dünnschicht-Module auf CdTe-Basis (ca. 5 % Marktanteil) enthalten Cadmium in Salzform, es lässt sich bei dieser Technologie nicht substituieren. Das metallische Cadmium sowie Cadmiumoxid werden als sehr giftig eingestuft, CdTe als gesundheitsschädlich. Es gibt alternative Dünnschicht-Technologien auf Basis von amorphem Silizium oder Kupfer-Indium-Selenid (CIS), die kein oder sehr wenig Cd enthalten.

 

CIS-Solarzellen enthalten Selen, welches v.a. als Oxid (z.B. nach Bränden) toxisch wirken kann, abhängig von der aufgenommenen Menge. Manche Hersteller erklären die Konformität ihrer CIS-Solarmodule mit der RoHS-Richtlinie (Restriction of certain Hazardous Substances) sowie der EU-Chemikalienverordnung REACH (Registration, Evaluation, Authorisation and Restriction of Chemicals). Für eine differenzierte Bewertung wird auf unabhängige Untersuchungen des jeweiligen Modultyps verwiesen.

 

Gängige Solarmodule benötigen als Frontscheibe ein Glas mit einer sehr geringen Absorption (Solarglasqualität). Manche Glashersteller läutern die Glasschmelze und erhöhen die Lichttransmission durch Beigabe von Antimon (Sb). Wenn dieses Glas auf Deponien entsorgt wird, kann Antimon ins Grundwasser gelangen. Alternative Läuterungsverfahren ohne Antimon-Beigabe sind verfügbar.

Ja. Auch vollständig.

 

PV-Produzenten haben im Juni 2010 ein herstellerübergreifendes Recyclingsystem in Betrieb genommen (PV Cycle), mit derzeit über 300 Mitgliedern. Die am 13. August 2012 in Kraft getretene Fassung der europäischen WEEE-Richtlinie (Waste Electrical and Electronic Equipment Directive) musste bis Ende Februar 2014 in allen EU-Staaten umgesetzt sein. Sie verpflichtet Produzenten, PV Module kostenlos zurückzunehmen und in den Wertstoffkreislauf zurückzuführen. Im Oktober 2015 trat in Deutschland das Gesetz über das Inverkehrbringen, die Rücknahme und die umweltverträgliche Entsorgung von Elektro- und Elektronikgeräten (Elektro- und Elektronikgerätegesetz - ElektroG) in Kraft. Es klassifiziert PV-Module als Großgerät und regelt Rücknahmepflichten sowie Finanzierung. Der Anteil der Verwertung (Sammelquote) muss mindestens 85 Prozent betragen und der Anteil der Vorbereitung zur Wiederverwendung und des Recyclings mindestens 80 Prozent (Recyclingquote).

 

Im Recyclingprozess werden Aluminiumrahmen, Anschlussdose und Glas vom Laminat getrennt. Aluminium und Glas werden wiederverwertet. Verfahren zur Stofftrennung für das verbleibende Laminat befinden sich in der Erprobung, zu seinen wertvollen Bestandteilen zählen Silizium, Silber auf den Solarzellen und das Kupfer der Zellverbinder. Die Deutsche Umwelthilfe zeigt in ihrem Weißbuch deutliche Verbesserungspotenziale für die Wiederverwendung und das Recycling von PV-Modulen auf [DUH].

Ja, aber es kommt darauf an.

 

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 Solarzellen zu sehen. Die PV-Industrie verbraucht weltweit ca. 1500 t Silber pro Jahr, das entspricht knapp 6 % der Fördermenge in 2020. Das Silber für die Solarzellenmetallisierung lässt sich technisch weitestgehend durch Kupfer substituieren, manche Hersteller nutzen diese Technologie bereits.

 

Bei Dünnschicht-Modulen die ca. 5% des Weltmarktes ausmachen, dominiert die CdTe-Technologie. Über die langfristige Verfügbarkeit von Tellur und Indium für CdTe-Module gibt es widersprüchliche Aussagen.

Ja, 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 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.

 

In einigen Fällen – bei derzeit ca. 2 Mio. PV-Anlagen in Deutschland – hat das Zusammentreffen dieser Faktoren nachweislich zu einem Brand geführt. Ausgangspunkt der Brände waren meistens Fehler bei Verkabelung und Anschlüssen. In den letzten 20 Jahren gab es 120 Brände, bei denen die Solaranlage Auslöser des Brandes war. In 75 Fällen war der Schaden größer, in 10 dieser Fälle brannte ein Gebäude ab. Photovoltaikanlagen stellen im Vergleich mit anderen technischen Anlagen kein besonders erhöhtes Brandrisiko dar. Auch für die elektrische Sicherheit gibt es ausreichend vorhandene Regeln – wichtig ist, dass sie auch eingehalten werden. Brände entstanden oft dann, wenn unerfahrene Installationstrupps im Akkord Anlagen installieren. Werden die Solarstecker mit der Kombizange statt mit Spezialwerkzeug angebracht oder nicht kompatible Stecker verwendet, dann ist die Schwachstelle vorprogrammiert. Hier dürfen Anlagenbetreiber nicht an der falschen Stelle sparen.

Ja, aber das trifft für viele spannungsführende Leitungen zu.

 

Bei Brandbekämpfung von außen schützt ein Mindestabstand von wenigen Metern die Feuerwehrleute vor Stromschlägen; dieser Sicherheitsabstand ist bei Dachanlagen i.A. gegeben. Das größte Risiko für Löschkräfte entsteht bei Brandbekämpfung von innen, wenn sie Räume betreten, wo spannungsführende, angeschmorte Kabel der PV-Anlage mit Wasser bzw. der Löschkraft selbst in Kontakt kommen.

 

Bisher ist in Deutschland noch kein Feuerwehrmann bei der Brandbekämpfung durch PV-Strom verletzt worden. Ein Fallbericht, der durch die Presse ging, hatte Solarthermie-Kollektoren mit PV-Modulen verwechselt. Auf dem entsprechenden Haus war gar keine PV-Anlage installiert. „Durch flächendeckende Schulungsmaßnahmen bei den Feuerwehren konnten anfängliche Unsicherheiten behoben werden. Wie bei jeder Elektroinstallation kann man je nach Strahlart auch bei Photovoltaikanlagen mit Wasser aus ein bis fünf Meter Abstand sicher löschen. Alle Behauptungen, die Feuerwehr habe ein brennendes Wohnhaus wegen der Photovoltaik nicht gelöscht, stellten sich bei bisherigen Recherchen als falsch heraus.“ [ISE6]

Ja, aber es kommt darauf an.

 

In Bezug auf CdTe-Module stellt eine Ausbreitungsberechnung des Bayerischen Landesamtes für Umwelt fest, dass bei einem Brand eine ernste Gefahr für die umliegende Nachbarschaft und Allgemeinheit sicher ausgeschlossen werden kann [LFU1]. Für CIS-Module wird auf unabhängige Untersuchungen des jeweiligen Produkts verwiesen.

 

Bei waferbasierten Modulen können die Rückseitenfolien Fluorpolymere enthalten, die selbst nicht giftig sind, sich jedoch im Brandfall bei hohen Temperaturen zersetzen können. Das Bayerische Landesamt für Umwelt kommt in einer Ausarbeitung zu dem Schluss, dass beim Abbrand fluorhaltiger Kunststoffe das Gefahrenpotenzial nicht maßgeblich von Fluorwasserstoff, sondern von den anderen Brandgasen bestimmt wird [LFU2].