D3 FAQs

Das gesetzlich festgelegte Ziel für den jährlichen PV-Zubau von 2,5 GW [EEG2017] wurde im Jahr 2020 übertroffen, die Ziele der Energiewende bleiben in weiter Ferne.

Mit dem im Juni 2021 verabschiedeten Klimaschutzgesetz steuert Deutschland Klimaneutralität bis zum Jahr 2045 an. Für den Sektor Energiewirtschaft wird ein noch früheres Zieljahr als 2045 erwartet, weil hier die Transformationskosten geringer ausfallen. Dedizierte politische Vorgaben fehlen, im Folgenden wird als Zieljahr 2040 angenommen.

Um unseren gesamten Energiebedarf weitestgehend aus Erneuerbaren Energien (EE) zu decken, ist ein massiver Ausbau der installierten PV-Leistung notwendig, neben einer Reihe weiterer Maßnahmen. Neuere modellbasierte Szenarien rechnen für eine Minderung allein des energiebedingten Treibhausgas-Ausstoßes um mindestens 90 % bezogen auf das Jahr 1990 mit einem Ausbaukorridor der PV von 130–660 GW_p Nennleistung, ([Prog], [BCG], [ESYS], [ISE11], [UBA8], [IRENA], [ISE12]). Die Szenarien treffen unterschiedliche Annahmen zu Randbedingungen, bspw. für Energieimporte, Effizienzsteigerungen und Akzeptanzfragen. Auf Basis der mit dem Energiesystemmodell REMod gerechneten Szenarien [ISE12] erscheint eine Größenordnung von 300 („Effizienz-/Suffizienzszenario“) bis 450 GW_p („Referenzszenario“) installierte PV-Leistung als plausibel.

Nehmen wir uns für einen PV-Ausbau auf 300–450 GW_p Zeit bis 2040, so müssen jährlich im Mittel 12–20 GW_p PV neu gebaut werden (Abb. 1). Zunehmend müssen auch Altanlagen ersetzt werden. Diese Ersatzinstallationen fallen derzeit noch wenig ins Gewicht, sie steigen jedoch im voll ausgebauten Zustand bei einer angenommenen Nutzungsdauer von gut 30 Jahren auf ca. 10–15 GW_p pro Jahr.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz [EEG2021] definiert als Zwischenziel für 2030 einen Anteil Erneuerbarer Energien (EE) von 65 Prozent des Brutto-Stromverbrauchs. Dazu wäre ein mittlerer jährlicher PV-Zubau von mindestens 5–10 GW_p notwendig, abhängig von der Entwicklung des Strombedarfs und des Ausbaus der Windkraft ([AGORA1], [BEE]). Das EEG 2021 hingegen setzt das Ausbauziel der PV für 2030 auf 100 GW_p fest, entsprechend einem mittleren Zubau von knapp 5 GW_p pro Jahr. In den Jahren 2013–2018 wurden im Mittel nur 1,9 GW_p/a installiert [BMWi1], 2020 waren es 4,9 GW_p [ISE4].

Ja.

Im Jahr 2020 deckte die PV mit einer Stromerzeugung von 50,6 TWh [UBA1] 9,2 % des Brutto-Stromverbrauchs in Deutschland, alle Erneuerbaren Energien (EE) kamen zusammen auf 45 % (Abb. 1). Der Brutto-Stromverbrauch schließt Netz-, Speicher- und Eigenverbrauchsverluste ein (Abschnitt 25.8). An sonnigen Tagen kann PV-Strom zeitweise über zwei Drittel unseres momentanen Stromverbrauchs decken. Ende 2020 waren in Deutschland PV-Module mit einer Nennleistung von 54 GW installiert [ISE4], verteilt auf 2 Mio. Anlagen [BSW1].

Das kommt auf den Bezugspunkt an.

Der Kostenvergleich mit fossiler und nuklearer Stromerzeugung wird dadurch erschwert, dass deren externe Kosten und Risiken bezüglich Umwelt-, Klima- und Gesundheitsschäden bei der Preisbildung weitgehend unberücksichtigt bleiben ([UBA3], [FÖS1], [FÖS2]). Die Ausblendung dieser externen Kosten stellt eine massive Subventionierung der betroffenen Energieträger dar (Abschnitt 5.2).

Die Grenzkosten für Atomstrom liegen in der Größenordnung von 1 ct/kWh, für Kohlestrom 3–7 ct/kWh, für Gasstrom 6–9 ct/kWh, dazu kommen die Fixkosten der Kraftwerke (z. B. Investition, Kapital). Die Grenzkosten decken im Wesentlichen die Bereitstellung des Brennstoffes ab, nicht jedoch die Neutralisierung der strahlenden Abfälle bzw. umweltbelastenden Emissionen (CO₂, NO_x, SO_x, Hg).

Um die Energiewende zu fördern und Investitionen in PV-Anlagen verschiedener Größe anzuregen, wurde im Jahr 2000 das Instrument des EEG geschaffen. Es soll dem Anlagenbetreiber bei garantierter Abnahme einen wirtschaftlichen Betrieb mit angemessenem Gewinn ermöglichen. Ziel des EEG ist weiterhin, die Stromgestehungskosten aus EE durch die Sicherung eines substanziellen Marktes für EE-Systeme kontinuierlich zu reduzieren (s. Abschnitt 4.1).

Der Aufbau der PV-Erzeugungskapazitäten ist nur ein Teil der Transformationskosten, die mit der Energiewende einhergehen. Lange Zeit stand dieser Teil im Vordergrund der Diskussion. In den letzten Jahren wurde PV zunehmend systemrelevant, womit neue Kostenarten in das Blickfeld rücken. Neben den reinen Erzeugungskosten für Strom aus EE geht es um den Aufbau netzdienlicher Speicher- und Wandlerkapazitäten (E-Mobilität und stationäre Batterien, Wärmepumpen und Wärmespeicher, Power-To-X, flexible Gaskraftwerke, Pumpspeicher) sowie um den Rückbau der Kern- und Kohlekraftwerke. Diese Kosten werden nicht durch den PV-Ausbau verursacht, sie gehen – ebenso wie der PV-Ausbau selbst – auf das Konto der Energiewende. Verursacher der Kosten für die Energiewende ist die Gesamtheit der Energieverbraucher, für die eine nachhaltige Energieversorgung geschaffen werden muss. Ohne die Kosten einer unterlassenen Energiewende zu kennen, fällt es schwer, die Kosten der Wende zu bewerten.

Ja, seit dem Jahr 2021.

Eine Subvention ist definiert als eine Leistung aus öffentlichen Mitteln. Bis einschließlich 2020 kamen die Förderung zur PV-Stromerzeugung nicht aus öffentlichen Mitteln, sondern aus einer selektiven Verbrauchsumlage, die zum Teil auch für selbst hergestellten und verbrauchten PV-Strom erhoben wird. Energieverbraucher zahlen eine Zwangsabgabe für die notwendige Transformation unseres Energiesystems. Diese Sichtweise wurde auch von der EU-Kommission bestätigt. Die Höhe der Umlage entspricht auch nicht der gesamten Vergütung, sondern den Differenzkosten. Auf der Kostenseite betragen die kumulierten Differenzkosten der Einspeisevergütung für PV-Strom bis einschließlich 2020 ca. 100 Mrd. € [BMWi5]. Im Jahr 2021 gibt es erstmalig einen Beitrag aus dem EKF für das EEG-Konto (Abschnitt 4.6). Die Einnahmen des EKF stammen aus dem Emissionshandel und aus Bundeszuschüssen, damit kommt es ab 2021 zu einer anteiligen Subvention.

Der Nutzen von PV-Strom wird – für die Berechnung der EEG-Umlage – über den Börsenstrompreis bemessen. Nach dieser Methode wird sein Nutzwert systematisch unterschätzt: Zum einen beeinflusst der PV-Strom den Börsenpreis längst in die gewollte Richtung, nämlich nach unten (vgl. Abschnitt 4.3). Zum anderen blendet der Börsenpreis gewichtige externe Kosten der fossilen und nuklearen Stromerzeugung noch weitgehend aus (Abschnitt 5.2).

Nein, der gewachsene Exportüberschuss kommt v. a. aus Kohlekraftwerken.

Abbildung 16 zeigt den seit 2011 zunehmenden Stromexport im Saldo [ISE4]. Die Monatswerte der Energy Charts (www.energy-charts.de) zeigen, dass der Exportüberschuss ausgerechnet im Winter auffällig hoch liegt, also in Monaten mit einer besonders niedrigen PV-Stromproduktion. Der mittlere, bei der Stromausfuhr erzielte Preis pro kWh unterscheidet sich geringfügig vom mittleren Einfuhrpreis.

Ja.

Grundsätzlich können kleine PV-Anlagen Erträge sowohl über die EEG-Vergütung für Einspeisung in das Stromnetz als auch über die Verringerung des Strombezugs dank Eigenverbrauch bringen. Aufgrund der stark gesunkenen Preise für PV-Module sind attraktive Renditen möglich. Das Solar Cluster Baden-Württemberg hat für kleine Anlagen ohne Batteriespeicher und mit Eigenverbrauchsanteil um 25 % Renditen bis 5 % abgeschätzt [SCBW].

Eigenverbrauch lohnt umso mehr, je größer die Differenz zwischen den Bezugskosten für Strom und den Stromgestehungskosten der PV-Anlage ausfällt. Bei Systemen ohne Speicher hängt das Eigenverbrauchspotenzial von der Koinzidenz zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsprofil ab. Haushalte erreichen abhängig von der Anlagengrößen 20–40 % bezogen auf den erzeugten Strom [Quasch]. Größere Anlagen erhöhen den Deckungsgrad des gesamten Strombedarfs mit PV-Strom, verringern jedoch den Eigenverbrauchsanteil. Gewerbliche oder industrielle Verbraucher erreichen besonders dann hohe Eigenverbrauchswerte, wenn ihr Verbrauchsprofil am Wochenende nicht wesentlich einbricht (bspw. Kühlhäuser, Hotels und Gaststätten, Krankenhäuser, Serverzentren, Einzelhandel). Energiespeicher- und Transformationstechnologien bieten erhebliche Potenziale zur Steigerung des Eigenverbrauchs (vgl. Abschnitt 18.3).

Nein, aber Deutschland hat in den Zehnerjahren viele Arbeitsplätze in der PV-Branche verloren.

Der komplette PV-Wertschöpfungszyklus auf Basis der Silicium-Wafertechnologie (Abb. 17) beginnt mit der Produktion von hochreinem Polysilicium und setzt sich fort mit der Kristallisation von Siliciumblocks (Ingots) und dem Sägen von Silicium-Wafer. Es folgen die Zellproduktion und die Modulproduktion. Soll die Abdeckung von mehr als einer Stufe betont werden, so spricht man von einer (vertikal) integrierten PV-Produktion.

Eine vertikal integrierte 10-GW-Produktion vom Silicium-Block über Wafer und Zelle bis zum Modul schafft nach Berechnungen des Fraunhofer ISE ca. 7 500 Vollzeitarbeitsplätze [ISE8]. Für die Installation von 10 GW PV werden nach einer Studie der EuPD Research auf Basis von Zahlen aus dem Jahr 2018 ca. 46 500 Beschäftigte in Vollzeit benötigt [EuPD].

Eine Vielzahl von Material- und Komponentenherstellern sind Teil des erweiterten PV-Wertschöpfungszyklus, sie liefern bspw. Silberpasten für Solarzellen sowie spezielle Folien, Drähte, Solarglas und Anschlussdosen für Solarmodule.

Während es um das Jahr 2010 noch eine vollständige PV-Lieferkette in Deutschland und Europa gab, wurde die Produktion einiger Ausgangsmaterialien aufgrund der zwischenzeitlich gesunkenen regionalen Nachfrage eingestellt.

Die PV-Branche beschäftigte im Jahr 2018 ca. 24 000 Menschen in Deutschland [BSW]. Zum Vergleich: 2015 arbeiteten noch knapp 21 000 Menschen im Braunkohlebergbau und in den Braunkohlekraftwerken [ÖKO1]. Zur deutschen PV-Branche zählen Betriebe aus den Bereichen

1. Materialherstellung: Solarsilicium, Metallpasten, Verbinderdrähte, Kunststofffolien, Solarglas, Glasbeschichtung
2. Herstellung von Zwischen- und Endprodukten: Module, Kabel, Wechselrichter, Montagegestelle, Nachführsysteme
3. Maschinenbau für die Zell- und Modulproduktion
4. Installation (v. a. Handwerk)
5. Kraftwerksbetrieb und -wartung
6. Recycling

Die in Deutschland betriebene PV-Leistung befindet sich überwiegend im Eigentum von Privatpersonen, Landwirten und Gewerbebetrieben (Abb. 17). Keine andere Technologie zur Stromerzeugung ermöglicht ein so hohes Maß an Dezentralität und Partizipation. Die traditionellen Stromversorger, insbesondere die „Großen Vier“ (E.ON, RWE, EnBW und Vattenfall), hatten sehr lange mit Investitionen in PV gezögert. Woher kam diese Abneigung?

1. Bis vor wenigen Jahren lagen die Stromgestehungskosten für Solarstrom viel höher als für Strom aus anderen regenerativen oder fossilen Quellen, CO₂-Emissionskosten spielten keine Rolle.
2. Der Stromverbrauch in Deutschland ist seit dem Jahr 2007 tendenziell rückläufig bis stabil. Der Zubau von PV-Erzeugungskapazitäten verringert deshalb die Auslastung des bestehenden Kraftwerkparks oder erfordert steigenden Stromexport.
3. Weil PV v. a. zu Spitzenlastzeiten Strom produziert, werden insbesondere konventionelle Spitzenlast-Kraftwerke seltener und in geringerem Umfang benötigt, ihre Auslastung und Rentabilität sinkt besonders stark. Paradoxerweise werden aber gerade flexible Kraftwerke mit schnell steuerbarer Leistung im Zug der Energiewende immer mehr benötigt.
4. Wenn PV-Kraftwerke Strom liefern, liefern sie tagsüber, zu Zeiten höchster Nachfrage. Das senkt den Strompreis an der Börse, der sich nach den Börsenregeln auf alle momentan produzierenden Kraftwerke überträgt (Abschnitt 4.3). Früher konnten die großen Kraftwerksbetreiber deshalb auch Grundlaststrom zur Mittagszeit sehr lukrativ verkaufen. Seit 2011 führte aber die PV zu Preissenkungen an der Börse und damit zu massiven Gewinneinbrüchen bei den Großen Vier.
5. Weil die PV-Stromproduktion fluktuiert, bereitet die Trägheit von nuklearen und älteren kohlebetriebenen Kraftwerken – bisherige Renditeträger – mit zunehmendem PV-Ausbau Schwierigkeiten. Besonders eklatante Folge sind Phasen mit negativen Strompreisen an der Börse, in denen gleichzeitig immer noch Kohle verbrannt wird. Dort, wo Regelung zwar technisch möglich, aber in der notwendigen Frequenz nicht vorgesehen ist, führt sie zu erhöhtem Anlagenverschleiß.
6. Der Übergang von zentralen Kohle- und Kernkraft-Großanlagen auf Schwarmerzeugung durch PV erfordert radikal neue Geschäftsmodelle. Im Segment der Windkraft, insbesondere Offshore, ist dies weniger der Fall.

Im Jahr 2020 hat die Bundesregierung 1,2 Milliarden Euro in die Energieforschung investiert, davon 86 Mio. Euro in die Förderung der Photovoltaikforschung (Abb. 19).

Zum Vergleich: auch nach dem beschlossenen Ausstieg aus der Kernenergie zwingen europäische Verträge Deutschland, das Programm EURATOM jährlich mit hohen zweistelligen Millionenbeträgen zu finanzieren, im Jahr 2019 mit ca. 80 Mio. € [FÖS3]. Die meisten Gelder von EURATOM fließen in die Fusionsforschung.

Die meisten Solarstromanlagen in Deutschland sind an das dezentrale Niederspannungsnetz angeschlossen (Abb. 21) und erzeugen Solarstrom verbrauchsnah.

Solarstrom wird somit überwiegend dezentral eingespeist und stellt kaum Anforderungen an einen Ausbau des innerdeutschen Übertragungsnetzes. Eine hohe PV-Anlagendichte in einem Niederspannungs-Netzabschnitt kann an sonnigen Tagen wegen des hohen Gleichzeitigkeitsfaktors dazu führen, dass die Stromproduktion den Stromverbrauch in diesem Abschnitt übersteigt. Transformatoren speisen dann Leistung zurück in das Mittelspannungsnetz. Bei sehr hohen Anlagendichten kann die Transformatorstation dabei an ihre Leistungsgrenze stoßen. Eine gleichmäßige Verteilung der PV-Installationen über die Netzabschnitte verringert den Ausbaubedarf.

Ja, und zwar ohne nennenswerte Konflikte mit der Landwirtschaft.

Ein wichtiges Konzept für die Erschließung bedeutender Flächenpotenziale ist die Integration. Integrierte Photovoltaik ermöglicht eine doppelte Flächennutzung, zusätzlicher Flächenverbrauch für neue PV-Kraftwerke wird deutlich gesenkt oder gänzlich vermieden. Speziell auf die Anwendung zugeschnittene PV-Anlagen werden dazu mit Landwirtschaft kombiniert, auf künstlichen Seen errichtet, als Hülle von Gebäuden, Parkplätzen, Verkehrswegen und Fahrzeugen genutzt oder sie erbringen Ökosystemdienstleistungen auf renaturierten Biotop- und Moorflächen (Abb. 30).

Bei der folgenden Analyse von Potenzialen wird zwischen einem theoretischen, einem technischen und einem wirtschaftlich-praktischen bzw. umsetzbaren oder erschließbaren Potenzial unterschieden. Das theoretische Potenzial betrachtet die maximal mögliche Umsetzung einer Technologie auf Basis des gesamten Angebots (physikalische Überschlagsrechnung). Das technische Potenzial fällt geringer aus, weil es bereits grundlegende technische Randbedingungen berücksichtigt (technische Überschlagsrechnung). Das wirtschaftlich-praktische Potenzial berücksichtigt alle relevanten Randbedingungen, insbesondere rechtliche (inkl. Naturschutz), ökonomische (inkl. Infrastruktur), soziologische (inkl. Akzeptanz), dazu bspw. konkurrierende Nutzung (bspw. Solarthermie und PV auf Dächern). Verschiedene Quellen ziehen etwas unterschiedliche Grenzen zwischen den Kategorien.

Die landwirtschaftlich genutzte Fläche in Deutschland beträgt knapp 17 Millionen Hektar (theoretisches Potenzial, Abb. 30). Agri-Photovoltaik (APV, s. www.agri-pv.org) nutzt Flächen gleichzeitig für landwirtschaftliche Pflanzenproduktion (Photosynthese) und PV-Stromproduktion (Photovoltaik). APV deckt ein breites Spektrum in der Intensität der Landwirtschaft und im Mehraufwand für den PV-Anlagenbau ab. Es reicht von intensiven Kulturen mit speziellen PV-Montagesystemen bis zu extensiv genutztem Grünland mit marginalen Anpassungen auf der PV-Seite und hohem Potenzial für Ökosystemdienstleistungen. APV steigert die Flächeneffizienz und ermöglicht einen massiven Zubau an PV-Leistung, bei gleichzeitigem Erhalt fruchtbarer Böden für die Landwirtschaft oder in Verbindung mit der Schaffung artenreicher Biotope auf mageren Böden. Weltweit wird APV bereits im GW-Maßstab genutzt, in Deutschland gibt es erst wenige Systeme.

F&E zur Integrierten PV

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, sodass weniger anspruchsvolle Pflanzen eine Chance erhalten. Die Einzäunung der PV-FFA schützt die Fläche gegen unbefugten Zutritt und freilaufende Hunde, was u. a. Bodenbrütern entgegenkommt.

Weitere Verbesserungen können durch kleine Anpassungen der PV-Anlage erreicht werden. Vergrößerte Reihenabstände der Modultische, leicht erhöhte Aufständerung der Module, Einsaat von Wildpflanzenmischungen an Stelle von Grasmonokultur und behutsame Grünpflege lassen ein Solar-Biotop entstehen.

Moorböden erstrecken sich in Deutschland nach Angaben des Bundesamts für Naturschutz auf 1,4 Mio. ha, davon werden etwa 50% als Grünland und 25-30% als Acker genutzt. Die Trockenlegung von Moorflächen für die intensive landwirtschaftliche Nutzung führt zu einem dramatischen Anstieg ihrer CO2-Emissionen. Alternativ könnten auf bereits genutzten Moorflächen angepasste PV-Kraftwerke mit reduzierter Belegungsdichte einen Flächenertrag ohne intensive Landwirtschaft erbringen. Die teilweise Beschattung durch PV wirkt der Austrocknung von Moorflächen entgegen bzw. unterstützt die Wiedervernässung. Auf Basis der landwirtschaftlich genutzten Moorfläche von 1,1 Mio. ha und einer Belegungsdichte von 0,25–0,6 MW_P/ha ergeben sich technische Potenziale von 270–660 GW_P.

F&E zur Integrierten PV

Ja.

Die freie Skalierbarkeit von PV-Kraftwerken ermöglicht den dezentralen Ausbau, bis hinab zu sogenannten „Balkon-Modulen“ („Plug-in-PV“) mit wenigen Hundert Watt Nennleistung. Die hohe Zahl von über 1,7 Mio. PV-Anlagen in Deutschland, davon ca. 60% Kleinanlagen mit Leistungen unterhalb 10 kW, zeigt, dass von diesen technischen Möglichkeiten ausgiebig Gebrauch gemacht wird.

Solaranlagen zählen nach einer repräsentativen Umfrage von Lichtblick zu den beliebtesten Kraftwerken. Abbildung 33 zeigt die Verteilung der Antworten auf die Frage „Wenn Sie an den Neubau von Anlagen zur Energiegewinnung in Deutschland denken: Auf welchen Arten von Anlagen sollte hier der Schwerpunkt liegen?“

Auch aus Anwohnersicht sind PV-Kraftwerke die mit Abstand beliebtesten Kraftwerke, wie eine Umfrage der Agentur für Erneuerbare Energien zeigt (Abb. 34). Die Beliebtheit steigt, wenn solche Kraftwerke in der eigenen Nachbarschaft praktisch erfahrbar sind.

Die Effizienz von PV-Anlagen als Wirkungsgrad einer Energiewandlung ist vergleichsweise gering, aber dafür scheint die Sonne kostenlos. Anwendungsrelevant sind die Auswirkungen des Wirkungsgrades auf die Effizienz hinsichtlich Kosten, Flächennutzung, Ressourcennutzung, CO₂-Einsparung etc.

Der nominelle Wirkungsgrad (s. Abschnitt 25.2) von kommerziellen waferbasierten PV-Modulen (d. h. Module mit Solarzellen auf Basis von Siliciumscheiben) aus neuer Produktion stieg in den letzten Jahren im Mittel um ca. 0,3–0,5 %-Punkte pro Jahr auf Mittelwerte von ca. 20 % [ITRPV]. Pro Quadratmeter Modul erbringen sie damit eine Nennleistung von 200 W, Spitzenmodule liegen 10 % relativ darüber.

PV-Anlagen arbeiten nicht mit dem nominellen Modulwirkungsgrad, weil im Betrieb zusätzliche Verluste auftreten. Diese Effekte werden in der sog. Performance Ratio (PR) zusammengefasst. Eine heute installierte PV-Anlage erreicht PR-Werte von 80–90 % im Jahresmittel (typischer Wert), inkl. aller Verluste durch erhöhte Betriebstemperatur, variable Einstrahlungsbedingungen, Verschmutzung und Leitungswiderständen, Wandlungsverlusten des Wechselrichters, Spitzenkappung des Wechselrichters (DC/AC-Verhältnis > 1) und Ausfallzeiten. 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, fehlender Verschattung, effizienterer Wechselrichter und ggf. bifazialer Mehrerträge. Auf die Einstrahlung bezogen arbeiten neu installierte PV-Kraftwerke demnach mit mittleren Wirkungsgraden von ca. 16–18 % 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 910 Vollbenutzungsstunden [ÜNB], vgl. Abschnitt 15.3. Von einer ungefähr nach Süden orientierten und mäßig geneigten Dachfläche eines Hauses reichen somit 22 m² aus, um mit 12 Stück 360-W-Modulen eine Strommenge zu erzeugen, die dem durchschnittlichen Jahresstrombedarf einer Familie (4 MWh) entspricht.

Auf flachen Dächern und im Freiland werden Module aufgeständert, um ihren Ertrag zu erhöhen. Wegen der dafür notwendigen Beabstandung belegen sie bei Südorientierung ein Mehrfaches ihrer eigenen Fläche, abhängig vom Aufstellwinkel. Heute werden PV-FFA meist mit reduzierten Neigungswinkeln (ca. 20°–25°) und Reihenabständen gebaut, sodass bei Modulwirkungsgraden von 20 % eine Belegungsgdichte um 1 MW/ha resultiert. Im Jahr 2010 lag dieser Wert noch bei 0,35 MW/ha [ZSW]. Mit Blick auf eine optimale Entwicklung der Biodiversität sind größere Reihenabstände vorteilhaft (Abschnitt 13.2).

Zum Vergleich: Bei Verstromung von Energiepflanzen liegt der auf die Einstrahlung bezogene Wirkungsgrad deutlich unter 1 %. Dieser Wert sinkt weiter, wenn fossile organische Materie als Kohle, Öl oder Erdgas verstromt wird. Entsprechende Verbrennungs-Kraftwerke beziehen ihre Wirkungsgradangabe aber normalerweise auf die Konversion der bereits vorhandenen chemischen Energie im fossilen Energieträger. Für Kohlekraftwerke in Deutschland wird dann bspw. ein mittlerer Wirkungsgrad um 38 % angegeben.

Bei der Verbrennung von Biokraftstoffen in Fahrzeugen erreicht man auch nur bescheidene Effizienzen bezogen auf die eingestrahlte Energie und die Flächennutzung. Ein Pkw mit einem Diesel-Verbrennungsmotor, der 5,5 l Biodiesel pro 100 km verbraucht, kommt mit dem Jahresertrag eines 1 Hektar großen Rapsfeldes von 1775 l/(ha*a) [FNR] ca. 32 000 km weit. Mit dem Jahresertrag einer neuen PV-Anlage (1 MW/ha, 980 MWh/MW) auf der gleichen Fläche fährt ein batterieelektrisches Fahrzeug (E-Auto, Verbrauch 16 kWh pro 100 km) ca. 6,1 Mio. km, die Reichweite liegt um den Faktor 190 höher.

Ja.

Während PV-Anlagen im Betrieb kein CO₂ freisetzen, muss eine gesamtheitliche Betrachtung auch Herstellung und Entsorgung der Anlage berücksichtigen. Eine Analyse im Auftrag des Umweltbundesamtes hat Treibhausgaspotenziale für PV-Strom bei einem Anlagenbetrieb in Deutschland (angenommene mittlere jährliche Einstrahlungssumme in der Modulebene 1200 kWh/(m²·a)) mit monokristallinen PV-Modulen zwischen 35 und 57 g CO2-Äq./kWh aufgezeigt (Abbildung 38, [UBA7]). Besonders günstig schneiden PV-Module ab, die in Europa produziert werden, weil hier der Strommix höhere EE-Anteile enthält und die Transportwege deutlich kürzer ausfallen. Multikristalline Module weisen noch geringere THG-Potenziale auf als monokristalline Module, die aktuell den größeren Marktanteil aufweisen. Mit der fortgesetzten Steigerung der Wirkungsgrade werden die Treibhausgasemissionen pro kWh PV-Strom weiter sinken.

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.

Die Solarstrahlungsbilanz liefert einen wichtigen Beitrag zum Wärmehaushalt der Erde. Helle Oberflächen reflektieren einen größeren Teil der auftreffenden Solarstrahlung zurück in den Weltraum, während dunkle Oberflächen wie Asphalt stärker absorbieren und damit die Erde aufheizen.

Der solare Reflexionsgrad gewöhnlicher PV-Module ist sehr gering, er liegt in einer Größenordnung von 3–5 %. Sie sind darauf optimiert, möglichst viel Solarstrahlung in der aktiven Schicht zu absorbieren. Eine übliche Wärmeschutz-Isolierverglasung, ganz besonders eine Sonnenschutzverglasung reflektiert ein Vielfaches (Größenordnung von 10–30 %). Vergleicht man eine gewöhnliche, gläserne Gebäudefassade mit einer PV-Fassade, dann reflektiert die PV-Fassade deutlich weniger Solarstrahlung nach unten in die Straßenebene.

Der solare Absorptionsgrad gewöhnlicher PV-Module ist aus den genannten Gründen sehr hoch. Wenn PV-Module mit einem Betriebswirkungsgrad um 18 % Sonnenenergie in elektrische Energie umwandeln und zusätzlich einen kleinen Teil der Einstrahlung (Größenordnung 3-5 %) reflektieren, erzeugen sie lokal so viel Wärme wie eine Oberfläche mit ca. 20 % Albedo. Asphalt weist zum Vergleich eine Albedo von 12–25 % auf, Beton 14–22 %, eine weiße Mauer 65–80 %, eine graue Mauer 20–45 %, grünes Gras 26 % (https://www.stadtklima-stuttgart.de/index.php?klima_klimaatlas_5_grund). PV-Module im Betrieb erzeugen damit ähnlich viel Wärme wie eine Betonoberfläche mit 20 % Albedo.

Die Wärmespeicherkapazität gewöhnlicher PV-Module ist deutlich geringer im Vergleich bspw. mit einer massiven Betonwand. In Folge erwärmt sich das PV-Modul unter Sonneneinstrahlung bei gleicher Albedo schneller als eine Betonwand, kühlt jedoch am Abend auch wieder schneller ab. Das PV-Modul wird unter Sonneneinstrahlung höhere Maximaltemperaturen erreichen, weil Wärme nicht wie in einer massiven Betonwand nach hinten abfließen kann.

Die tatsächliche Auswirkung von PV-Modulen auf das Stadtklima, im Vergleich mit anderen Baumaterialien, hängt von zahlreichen Faktoren ab und muss ggf. in einer Einzelfallanalyse geklärt werden. Global betrachtet ersetzt der PV-Strom insbesondere auch Strom aus thermischen Kraftwerken (nuklear und fossil), die im Betrieb ebenfalls Abwärme erzeugen. Noch wichtiger ist der Blick auf die CO₂-Bilanz: im Vergleich mit fossilen Kraftwerken reduziert eine Stromerzeugung über PV die Freisetzung von CO₂ massiv und bremst damit den Treibhauseffekt wirksam (Abbildung 38).

Nein, zumindest nicht in den nächsten Jahren.

Solange keine nennenswerten Strom-zu-Strom Speicherkapazitäten oder Speicherwasserkraftwerke im Netz zugänglich sind, reduzieren PV- und Windstrom zwar den Verbrauch an fossilen Brennstoffen, die Energieimporte und den CO₂-Ausstoß, sie ersetzen aber keine Leistungskapazitäten. Die Nagelprobe sind windstille, trübe Wintertage, an denen der Stromverbrauch Maximalwerte erreicht, ohne dass Sonne- oder Windstrom bereitstehen.

Auf der anderen Seite kollidieren PV- und Windstrom zunehmend mit trägen konventionellen Kraftwerken (Kernkraft, alte Braunkohle). Diese – fast ausschließlich grundlastfähigen – Kraftwerke müssen deshalb möglichst schnell durch flexible Kraftwerke ersetzt werden, bevorzugt in multifunktionaler, stromgeführter KWK-Technologie mit thermischem Speicher.

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

Ausgangspunkt: Energiebedarf und Energieangebot

In der Wandlung und im Endenergieverbrauch herrschen dramatische Effizienzdefizite (vgl. Abschnitt 18.3.3). Unser zukünftiger Energiebedarf ist keinesfalls mit dem heutigen Primärenergieverbrauch gleichzusetzen, weder nach Mengen noch nach Energieträgern. Deutschland war bisher hochgradig abhängig von Energieimporten (Abb. 43), 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 Energieimporte zeigt Abbildung 47, sie liegen abzüglich der Importerlöse jährlich in der Größenordnung von 50–100 Mrd. Euro. Ein großer Teil des Geldes fließt an autokratische Regimes.

Die meiste Endenergie (36 %) dient der Gewinnung mechanischer Energie („Kraft“) für den Verkehr und in stationären Motoren (Abb. 48). Für Raumwärme und Warmwasser werden jährlich ca. 800 TWh Endenergie aufgewendet [BMWi1].

Ja, wenn wir neue Abhängigkeit in der Energieversorgung vermeiden wollen.

Mit fortschreitender Energiewende wird Deutschland das „fossile“ Jahrhundert hinter sich lassen, ein Jahrhundert, in dem wir jährlich bis zu 90 Mrd. Euro für Öl- und Gasimporte ausgeben. Die Preise dieser Importe werden von Kartellen beeinflusst, die Erträge finanzieren zu einem großen Teil autoritäre Regimes und häufig fallen neben monetären auch politische Kosten an.

Die Energiewende bietet eine historische Chance, aus dieser ökonomischen und politischen Abhängigkeit auszusteigen: Die Sonne scheint auch in Deutschland, Rohstoffe für die PV-Produktion sind verfügbar und Technologien zur solaren Stromerzeugung wurden in Deutschland maßgeblich mitentwickelt. Der deutsche PV-Sektor mit seinen Materialherstellern, dem Maschinenbau, den Komponentenherstellern, den F&E-Einrichtungen und der Lehre nimmt trotz des gebremsten nationalen Ausbaus weltweit immer noch eine Spitzenposition ein. Ein auf Erneuerbare umgestelltes Energiesystem basiert u. a. auf ca. 300–450 GW installierte PV-Leistung. Für den Aufbau und zunehmend für die laufende Erneuerung dieses Anlagenparks sind jährliche Installationen von 10–15 GW erforderlich, entsprechend ca. 40 Mio. PV-Module zu Kosten von mehreren Mrd. Euro. Eine PV-Produktion in Deutschland bietet langfristige Versorgungssicherheit bei hohen Öko- und Qualitätsstandards.

Ja, wobei die Energiewende als Ganzes in den Fokus rücken muss.

Die aktuellen Marktmechanismen würden ohne Flankierung durch ein EEG zu wenig Anreize für langfristige Investitionen in die Energiewende liefern.

Wesentlicher Grund ist die sektoriell lückenhafte, mit dem Börsengeschehen schwankende und in der Summe viel zu geringe Bepreisung von CO₂-Emissionen. Eine sozial kompensierte, nationale CO₂–Abgabe, wie sie bspw. in Schweden (seit 1991), in der Schweiz 2008 („Lenkungsabgabe“), in Frankreich (Steuer außerhalb des EU-ETS) und in Großbritannien („Carbon Price Floor“) eingeführt wurde, kann diese Schwachstellen überbrücken.

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.

Waferbasierte Module

Waferbasierte Module benötigen keine Rohstoffe, für die eine beschränkte Verfügbarkeit absehbar wäre. Die Hauptanteile nach Gewicht sind Glas, Aluminium, Polymere und Silizium, dabei zählen Silizium und Aluminium zu den wichtigsten Bestandteilen der Erdkruste nach Gewicht. Am kritischsten ist der Silberverbrauch für die Produktion der Zellen zu sehen. Die PV-Industrie verbraucht weltweit ca. 1 500 t Silber pro Jahr, das entspricht knapp 6 % der Fördermenge im Jahr 2020. Das Silber auf der Solarzelle lässt sich technisch weitestgehend durch Kupfer substituieren, manche Hersteller nutzen bereits Kupfer.

Dünnschicht-Module

Die Verfügbarkeit von Rohstoffen hängt von der Technologie ab.

Über die breite Verfügbarkeit von Tellur und Indium für CdTe- bzw. CIS-Module gibt es widersprüchliche Aussagen. Für Dünnschicht-Module auf Silicium-Basis sind keine Rohstoffengpässe absehbar.

Ja, das können sie wie alle elektrischen Anlagen.

Bestimmte Defekte in stromleitenden Komponenten einer PV-Anlage können zur Ausbildung von Lichtbögen führen. Befindet sich brennbares Material in unmittelbarer Nähe, beispielsweise Dachpappe oder Holz, kann es dann je nach seiner Entzündlichkeit zu einem Brand kommen. Die Stromquellencharakteristik der Solarzellen kann einen Fehlerstrom im Vergleich zu Wechselstrom-Installationen sogar stabilisieren. Der Strom kann nur durch eine Unterbrechung des Stromkreises oder der Bestrahlung aller Module gestoppt werden. Deswegen müssen PV-Anlagen mit besonderer Sorgfalt errichtet werden.