Photovoltaik

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Der Titel dieses Artikels ist mehrdeutig. Weitere Bedeutungen sind unter Photovoltaik (Begriffsklärung) aufgeführt.
Solarmodul-Fassade
Dem Sonnenstand nachgeführte Photovoltaikanlage in Berlin-Adlershof
In ein Glasdach integrierte Photovoltaikanlage auf der SchücoArena
Verkauf von Solaranlagen in Ouagadougou, Burkina Faso

Unter Photovoltaik versteht man die direkte Umwandlung von Lichtenergie, meist aus Sonnenlicht, in elektrische Energie mittels Solarzellen. Seit 1958 wird sie in der Raumfahrt genutzt („Sonnensegel“). Inzwischen wird sie überwiegend auf der Erde zur Stromerzeugung eingesetzt und findet unter anderem Anwendung auf Dachflächen, bei Parkscheinautomaten, in Taschenrechnern, an Schallschutzwänden und auf Freiflächen.

Der Begriff leitet sich aus dem griechischen Wort für „Licht“ (φῶς, phos, im Genitiv: φωτός, photos) sowie aus der Einheit für die elektrische Spannung, dem Volt (nach Alessandro Volta) ab. Die Photovoltaik ist ein Teilbereich der Solartechnik, die weitere technische Nutzungen der Sonnenenergie einschließt.

Ende 2013 waren weltweit mehr als 134 GWp Nennleistung installiert, die mit rund 160 TWh jährlicher Produktion 0,85 % des weltweiten Strombedarfs decken könnten. In Europa deckte die Photovoltaik 3 % des gesamten Strombedarfes bzw. 6 % des Spitzenlastbedarfes. Spitzenreiter war Italien mit einem Anteil von 7,8 % am Stromverbrauch.[1]

Geschichte der Photovoltaik[Bearbeiten]

Hauptartikel: Geschichte der Photovoltaik
Teil eines Solarzellenflügels der Raumsonde Juno
Parkscheinautomat als photovoltaisches Inselsystem

Der photoelektrische Effekt wurde bereits im Jahre 1839 von dem französischen Physiker Alexandre Edmond Becquerel entdeckt. 1954 gelang es, die ersten Siliziumsolarzellen mit Wirkungsgraden von über 4 % zu produzieren. Die erste technische Anwendung wurde 1955 bei der Stromversorgung von Telefonverstärkern gefunden.[2][3] Seit Ende der 1950er Jahre werden Photovoltaikzellen in der Satellitentechnik verwendet: Als erster Satellit mit Solarzellen startete Vanguard 1 am 17. März 1958 in die Erdumlaufbahn. In den 1960er und 1970er Jahren führte die Nachfrage aus der Raumfahrt zu Fortschritten in der Entwicklung von Photovoltaikzellen.

Ausgelöst durch die Energiekrisen in den 1970er Jahren (Ölkrise) und das gestiegene Umweltbewusstsein wird seitdem verstärkt versucht, die Erschließung dieses Energiewandlers durch technische Fortschritte und Förderung seitens der Politik auch wirtschaftlich interessant zu machen.

Schreibweise[Bearbeiten]

Üblicherweise wird die Schreibung Photovoltaik und die Abkürzung PV angewendet. Seit der deutschen Rechtschreibreform (Stand 2006) ist die Schreibweise Fotovoltaik die neue Hauptform und Photovoltaik eine weiterhin zulässige alternative Schreibung. Im Deutschen Sprachraum[4] ist die alternative Schreibweise Photovoltaik die gebräuchliche Variante. Für technische Fachgebiete ist immer die Schreibweise in der Normung (hier ebenfalls Photovoltaik) ein wesentliches Kriterium für die anzuwendende Schreibweise. International sind die Schreibweisen PV (EU-Raum) und Ph- (englisch photovoltaics) neben anderen Varianten gebräuchlich.

Technische Grundlagen[Bearbeiten]

Zur Energiewandlung wird der photoelektrische Effekt von Solarzellen ausgenutzt, die zu so genannten Solarmodulen verbunden werden. Die erzeugte Elektrizität kann direkt genutzt, in Akkumulatoren gespeichert oder in Stromnetze eingespeist werden. Vor der Einspeisung in Wechselspannungs-Stromnetze wird die erzeugte Gleichspannung von einem Wechselrichter umgewandelt. Das System aus Solarmodulen und den anderen Bauteilen (Wechselrichter, Stromleitung) wird als Photovoltaikanlage oder Solargenerator bezeichnet.

Nennleistung und Ertrag[Bearbeiten]

Die Nennleistung von Photovoltaikanlagen wird häufig in der Schreibweise Wp (Watt Peak) oder kWp angegeben und bezieht sich auf die Leistung bei Testbedingungen, die in etwa der maximalen Sonneneinstrahlung in Deutschland entsprechen. Die Testbedingungen dienen zur Normierung und zum Vergleich verschiedener Solarmodule. Die elektrischen Werte der Bauteile werden in Datenblättern angegeben. Es wird bei 25 °C Modultemperatur, 1000 W/m² Bestrahlungsstärke und einer Luftmasse (abgekürzt AM) von 1,5 gemessen. Diese Standard-Testbedingungen (meist abgekürzt STC, engl. standard test conditions) wurden als internationaler Standard festgelegt. Können diese Bedingungen beim Testen nicht eingehalten werden, so muss aus den gegebenen Testbedingungen die Nennleistung rechnerisch ermittelt werden.

Ausschlaggebend für die Dimensionierung und die Amortisation einer Photovoltaikanlage ist neben der Spitzenleistung vor allem der Jahresertrag, also die gewonnene Strommenge. Die Strahlungsenergie schwankt tages-, jahreszeitlich und wetterbedingt. So kann eine Solaranlage in Deutschland im Juli einen gegenüber dem Dezember bis zu fünfmal höheren Ertrag aufweisen.

Der Ertrag pro Jahr wird in Wattstunden (Wh) oder Kilowattstunden (kWh) gemessen. Standort, Ausrichtung der Module und Verschattungen haben wesentlichen Einfluss auf den Ertrag, wobei in Deutschland Dachneigungen um 30° den höchsten Ertrag liefern.[5] Der spezifische Ertrag ist als die Wattstunden pro installierter Nennleistung (Wh/Wp bzw. kWh/kWp) pro Zeitabschnitt definiert und erlaubt den einfachen Vergleich von Anlagen unterschiedlicher Größe.

Montagesysteme für Hausdächer[Bearbeiten]

Bei den Montagesystemen wird zwischen Aufdach-Systemen und Indach-Systemen unterschieden. Bei einem Aufdach-System für geneigte Hausdächer wird die Photovoltaik-Anlage mit Hilfe eines Montagegestells auf dem Dach befestigt. Diese Art der Montage wird am häufigsten gewählt, da sie für bestehende Dächer am einfachsten umsetzbar ist.

Bei einem Indach-System ist eine Photovoltaik-Anlage in die Dachhaut integriert und übernimmt deren Funktionen wie Dachdichtigkeit und Wetterschutz mit.[6]

Die Aufdach-Montage eignet sich neben Ziegeldächern auch für Blechdächer, Schieferdächer oder Wellplatten. Ist die Dachneigung zu flach, können spezielle Haken diese bis zu einem gewissen Grad ausgleichen. Die Installation eines Aufdach-Systems ist in der Regel einfacher und preisgünstiger als die eines Indach-Systems. Ein Aufdach-System sorgt zudem für eine ausreichende Hinterlüftung der Solarmodule. Die notwendigen Befestigungsmaterialien müssen witterungsbeständig sein.[7]

Das Indach-System eignet sich bei Dachsanierungen und Neubauten, ist jedoch nicht bei allen Dächern möglich. Ziegeldächer erlauben die Indach-Montage, Blechdächer oder Bitumendächer nicht. Auch die Form des Dachs ist maßgebend. Die Indach-Montage ist nur für ausreichend große Schrägdächer mit günstiger Ausrichtung zur Sonnenbahn geeignet. Generell setzen Indach-Systeme größere Neigungswinkel voraus als Aufdach-Systeme, um einen ausreichenden Regenwasserabfluss zu ermöglichen. Indach-Systeme bilden mit der übrigen Dacheindeckung eine geschlossene Oberfläche und sind daher aus ästhetischer Sicht attraktiver. Zudem weist ein Indach-System eine höhere mechanische Stabilität gegenüber Schnee- und Windlasten auf. Die Kühlung der Module ist jedoch weniger effizient als beim Aufdach-System, was die Leistung und den Ertrag etwas verkleinert. Eine um 1 ° höhere Temperatur reduziert die Modulleistung um ca. 0,5%.[8]

Weltweites Nutzungspotenzial[Bearbeiten]

Strahlungsatlas aufgrund von Satellitendaten aus den Jahren 1991-1993
Weltweite PV-Installation in Watt pro Einwohner (2013).
  •  keine od. unbekannt
  •  <10 Watt pro Einwohner
  •  10 — 100 Watt pro Einwohner
  •  100 — 200 Watt pro Einwohner
  •  200 — 400 Watt pro Einwohner
  • >400 Watt pro Einwohner

Die auf die Erdatmosphäre auftreffende Sonnenenergie beträgt jährlich 1,5 × 1018 kWh; dies entspricht etwa dem 10.000-Fachen des Primärenergieverbrauchs der Menschheit im Jahr 2010 (1,4 × 1014 kWh/Jahr). Der Lichtenergieanteil beträgt pro Jahr etwa 1,1 × 1018 kWh, allerdings geht ein Teil davon in der Atmosphäre verloren.[9] Die auf die Erdoberfläche treffende Strahlungsenergie kann in elektrische Energie umgewandelt werden, ohne Nebenprodukte wie Abgase und Kohlendioxid.

Nahe dem Äquator, beispielsweise in Chile, Kalifornien, Australien oder Indien, lassen sich aufgrund der hohen Einstrahlungsdichte niedrigere Stromgestehungskosten als in Mitteleuropa erzielen. Da in vielen Ländern kein flächendeckendes Stromnetz existiert, kann die Photovoltaik dort elektrischen Strom preisgünstiger erzeugen als z. B. mit einem Dieselgenerator.

Ein Forschungsprojekt der EU beschäftigt sich mit der tatsächlichen Leistung von Photovoltaik je nach Region.[10] Inzwischen gibt es mehrere Internetseiten, auf der die tatsächliche Leistung von Photovoltaik für die meisten Gebiete der Erde ermittelt werden kann.[11][12] Die European Photovoltaic Industry Association (EPIA) prognostiziert einen Anstieg der weltweiten Kapazitäten bis 2017 bei optimistischer Schätzung auf 423 GW, bei konservativer Rechnung auf 288 GW. Diese Vorausberechnungen erfolgen auf Grundlage der bisher erhobenen Daten zur weltweit installierten PV-Leistung bis einschließlich 2013.[13]

Photovoltaik-Installation weltweit
Jahr 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005
GWp installiert (gerundet) 139 101 71 40 23 16 9 7 5
GWp Zubau 38,4 30,0 30,2 17,1 7,4 6,7 2,5 1,5 1,4

Absatzentwicklung[Bearbeiten]

Solarstrahlungspotenzial in Europa
Swanson-Gesetz[14]

Weltweit wurden bis Ende 2012 Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von ca. 101 GWp installiert; der Zubau 2012 betrug dabei etwa 30 GWp.[15] Im Jahr 2013 wurden weltweit ca. 39 GW zugebaut, wichtigster Markt mit rund 12 GW war China.[16] Hauptabsatzmarkt war 2011 mit einer installierten Leistung von 24.875 MWp Deutschland, gefolgt von Italien. Japan fördert den Solarmarkt durch Subventionen von über 9 Mrd. US$ und will 2020 damit 28 GWp erreichen. Indien hat ein ehrgeiziges Ausbauprogramm aufgelegt und steigerte die installierte Leistung von 10 MWp im Dezember 2010 auf 1040 MWp im Juli 2012. Bis 2017 wird eine Steigerung um weitere 10 GWp im Land erwartet.

Aufgrund günstiger Fertigung und zeitweiliger Überkapazitäten können insbesondere große Photovoltaik-Projekte rentabel sein. Dies ist insbesondere chinesischen Firmen zu verdanken.[17][18][19]

Der Zubau neuer Anlagen hält aus mehreren Gründen an:

  • die Modulpreise sind deutlich gesunken
  • das allgemeine Niveau der Preise für elektrischen Strom gleicht sich den staatlich subventionierten Preisen an
  • die meisten Länder der Welt betreiben eine Niedrigzinspolitik (siehe Finanzkrise ab 2007); deshalb bevorzugen Investoren diese risikoarme Anlagemöglichkeit mit relativ hoher Rendite.

Die folgenden Tabellen geben einen Überblick über die Entwicklung der installierten Nennleistung der Photovoltaikanlagen in der Europäischen Union in den Jahren 2005 bis 2013.

Installierte PV-Nennleistung in der EU in MWp
Nr. Staaten 2013[20] 2012[21] 2011[21] 2010[22] 2009[23] 2008[24] 2007[25] 2006[26] 2005[27]
1 Deutschland 36.013 32.703 25.094 17.370 9.959 6.019 3.846 2.743 1.910
2 Italien 17.614 16.152 12.783 3.484 1.157 458 120 50 46,3
3 Spanien 4.706 4.603 4.322 3.859 3.438 3.421 734 175 57,6
4 Frankreich 4.698 4.085 2.949 1.197 335 104 46,7 33,9 26,3
5 Belgien 2.983 2.768 2.051 1.037 374 70,9 21,5 4,2 2,1
6 Großbritannien 2 739 1.708 978 76,9 29,6 22,5 18,1 14,3 10,9
7 Griechenland 2 586 1.543 631 205 55,0 18,5 9,2 6,7 5,4
8 Tschechien 2133 2.022 1.913 1.959 463 54,7 4,0 0,8 0,5
9 Rumänien 1022 49,3 3,5 1,9 0,6 0,5 0,3 0,2
10 Bulgarien 1019 915 212 32,3 5,7 1,4 0,1 0,1
11 Österreich 690 422 187 95,5 52,6 32,4 27,7 25,6 24,0
12 Niederlande 665 365 146 88,0 67,5 57,2 53,3 52,7 50,8
13 Slowakei 537 543 487 174 0,2 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1
14 Dänemark 531 376 16,7 7,1 4,7 3,3 3,1 2,9 2,7
15 Portugal 281 228 161 131 102 68,0 17,9 3,4 3,0
16 Slowenien 255 222 100 45,5 9,0 2,0 1,0 0,4 0,2
17 Luxemburg 100 76,7 40,7 29,5 26,4 24,6 23,9 23,7 23,6
18 Litauen 68,1 6,2 0,1 0,1 0,1 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1
19 Schweden 43,1 24,1 15,7 11,4 8,8 7,9 6,2 4,9 4,2
20 Zypern 34,8 17,2 10,1 6,2 3,3 2,2 1,3 1,0 0,5
21 Malta 24,7 18,7 6,6 3,8 1,5 0,2 0,1 0,1 < 0,1
22 Ungarn 15,4 12,3 2,7 1,8 0,7 0,5 0,4 0,3 0,2
23 Finnland 11,2 11,2 11,2 9,6 7,6 5,6 5,1 4,5 4,0
24 Polen 4,2 3,6 2,2 1,8 1,4 1,0 0,6 0,4 0,3
25 Lettland 1,5 1,5 1,5 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1
26 Irland 1 0,9 0,7 0,7 0,6 0,4 0,4 0,4 0,3
27 Estland 0,2 0,2 0,2 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1
EU27 78.798 68.882 52.126 29.828 16.103 10.376 4.940 3.148 2.172
Daten für 2013 beruhen teilweise auf Schätzungen, tatsächliche Werte können abweichen.

Photovoltaik in Deutschland[Bearbeiten]

Hauptartikel: Photovoltaik in Deutschland

Ende 2012 waren nach Angaben der Bundesnetzagentur rund 33 GW elektrische Nettoleistung installiert. Die Unternehmensberatung Roland Berger und die Prognos AG halten bis 2020 einen Ausbau auf 70 GW für realistisch. Unter der Annahme, dass elektrische Energie verlustfrei gespeichert werden könnte, wären bei einem durchschnittlichen jährlichen Ertrag von 900 kWh je kWp für eine Energieversorgung ausschließlich mit Photovoltaik insgesamt rund 690 GW zu installieren.[28]

Wirkungsgrad[Bearbeiten]

Thermografie an einer Photovoltaik-Anlage / Nachweis fehlerhafte Zelle

Der Wirkungsgrad ist das Verhältnis zwischen momentan erzeugter elektrischer Leistung und eingestrahlter Lichtleistung. Je höher er ist, desto geringer kann die Fläche für die Anlage gehalten werden. Beim Wirkungsgrad ist zu beachten, welches System betrachtet wird (einzelne Solarzelle, Solarpanel bzw. -modul, die gesamte Anlage mit Wechselrichter bzw. Laderegler und Akkus und Verkabelung). Einige Bauteile sind auch von der Temperatur abhängig. So kann bei Solarzellen der Wirkungsgrad um bis zu 10 % sinken, wenn die Temperatur um 25° steigt. Daher erreichen viele Anlagen im Sommer nicht die theoretische Spitzenleistung, die aufgrund von Laborversuchen errechnet wurde.[29] Eine Kombination von Solarzellen und thermischem Sonnenkollektor, die seit 2011 im Handel ist, steigert nicht nur den Gesamtwirkungsgrad durch die zusätzliche thermische Nutzung, sondern verbessert auch den elektrischen Wirkungsgrad aufgrund der Kühlung der Solarzellen durch die thermischen Kollektoren. Den tatsächlichen Wirkungsgrad zeigt eine Messung in Deutschland: Die bisher höchste gemessene Einspeiseleistung wurde am 17. Juni 2013 mit 23,05 GW erreicht, installiert waren aber mehr als 32,5 GW. Somit wurde knapp 71% der Nennleistung erreicht.[30]

Die mit Solarzellen erzielbaren Wirkungsgrade werden unter standardisierten Bedingungen ermittelt. Organische Solarzellen erzielen derzeit (April 2011) bis zu 10,6 % Wirkungsgrad, Dünnschichtmodule auf Basis von amorphem Silizium etwa 5 bis 13 %,[31] Dünnschichtmodule auf der Basis von Cadmiumtellurid ca. 13 %,[32] Solarzellen aus polykristallinem Silizium 13 bis 18 %,[33][34] Zellen aus monokristallinem Silizium zwischen 14 und 24 %.[35] Sogenannte Konzentratorzellen können in Laborsituationen über 40 % Wirkungsgrad erzielen.[36][37]

Durch die Kombination von Solarzellen unterschiedlicher spektraler Empfindlichkeit, die optisch und elektrisch hintereinander angeordnet sind, in Tandem- oder Tripelschaltung wurde der Wirkungsgrad speziell bei amorphem Silicium erhöht. Allerdings begrenzt bei einer solchen Reihenschaltung stets die Zelle mit dem geringsten Strom den Gesamtstrom der Gesamtanordnung. Alternativ wurde die Parallelschaltung der optisch hintereinander angeordneten Solarzellen in Duo-Schaltung für Dünnschichtzellen aus a-Si auf dem Frontglas und CIS auf dem Rückseitenglas demonstriert.

Bei Konzentrator-Photovoltaikmodulen[38] steigt der Wirkungsgrad bei höherer Lichtintensität,[39] sie sind aber wegen der Lichtbündelung zwingend auf Nachführsysteme angewiesen und in der Regel nur in Gebieten mit hoher direkter Sonneneinstrahlung effektiv einsetzbar.

Heutige Solarmodule absorbieren einen Teil des Sonnenlichts nicht, sondern reflektieren es an ihrer Oberfläche. Daher werden sie in der Regel mit einer Antireflexionsschicht ausgestattet, die die Reflexion bereits stark vermindert. Schwarzes Silicium vermeidet diese Reflexionen fast vollständig.[40]

Performance Ratio[Bearbeiten]

Das Performance Ratio (PR) beschreibt das Verhältnis zwischen dem tatsächlichen Nutzertrag und dem Sollertrag einer Anlage und wird häufig auch Qualitätsfaktor (Q) genannt. Der „Sollertrag“ berechnet sich aus der eingestrahlten Energie auf die Modulfläche (gemessen mit einem Einstrahlungssensor mit gleicher Ausrichtung) und dem nominalen Modul-Wirkungsgrad, er bezeichnet also die Energiemenge, die die Anlage bei Betrieb unter Standard-Testbedingungen (STC) und bei 100 % Wechselrichter-Wirkungsgrad ernten würde.[41] Real liegt der Modulwirkungsgrad auch bei unverschatteten Anlagen durch Erwärmung, niedrigere Einstrahlung etc. gegenüber den STC unter dem nominalen Wirkungsgrad, außerdem gehen vom Sollertrag noch die Leitungs- und Wechselrichterverluste ab. Der Sollertrag ist somit eine theoretische Rechengröße unter STC.[42] Das Performance Ratio einer Photovoltaikanlage sollte im Allgemeinen einen Wert von mindestens 70% erreichen.[43] Dieser Wert bezeichnet immer die durchschnittliche PR eines ganzen Jahres. Beispielsweise liegt die momentane PR mittags an kalten Tagen über dem Durchschnitt und sinkt vor allem bei höheren Temperaturen sowie morgens und abends, wenn die Sonneneinstrahlung auf die Module flacher ist.

Verschmutzung und Reinigung[Bearbeiten]

Wie auf jeder Oberfläche im Freien (vergleichbar mit Fenstern, Wänden, Dächern, Auto etc.) können sich auch auf Photovoltaikanlagen unterschiedliche Stoffe absetzen. Dazu gehören beispielsweise Blätter und Nadeln, klebrige organische Sekrete von Läusen, Pollen und Samen, Ruß aus Heizungen und Motoren, Sand, Staub (z. B. auch Futtermittelstäube aus der Landwirtschaft), Wachstum von Pionierpflanzen wie Flechten, Algen und Moosen sowie Vogelkot. Die Selbstreinigung der Module durch Regen und Schnee reicht oftmals nicht aus, um die Anlage über Jahre bzw. Jahrzehnte sauber zu halten. Dadurch gelangt weniger Sonnenenergie in das Modul. Die Verschmutzung wirkt wie eine Verschattung und ein Ertragsverlust ist die Folge.[44] Dieser Ertragsverlust kann bei extremen Verschmutzungen über 30 % betragen. Im bundesdeutschen Durchschnitt wird von einem schmutzbedingten Ertragsverlust von 6–8 % ausgegangen.[45][46] Um gleich bleibende Erträge zu sichern, müsste eine Vielzahl von Anlagen regelmäßig auf Verschmutzung hin kontrolliert und, falls notwendig, gereinigt werden. Stand der Technik ist die Verwendung von vollentsalztem Wasser (Demineralisiertes Wasser), um Kalkflecken zu vermeiden. Als weiteres Hilfsmittel kommen bei der Reinigung wasserführende Teleskopstangen zum Einsatz. Die Reinigung sollte schonend durchgeführt werden, um die Moduloberfläche z. B. durch die Verwendung von kratzenden Reinigungsgeräten nicht zu beschädigen. Zudem sollten Module überhaupt nicht und Dächer nur unter entsprechenden Sicherheitsvorkehrungen betreten werden. Auch mit einer Wärmebildkamera kann man die Verschmutzung feststellen. Liegt ein Schmutzfilm auf den Modulen, sind die Module wärmer und somit produzieren sie weniger Strom.

Energetische Amortisation[Bearbeiten]

Hauptartikel: Erntefaktor

Die Energetische Amortisationszeit von Photovoltaikanlagen ist der Zeitraum, in dem die Photovoltaikanlage die gleiche Energiemenge geliefert hat, die während ihres gesamten Lebenszyklus benötigt wird; für Herstellung, Transport, Errichtung, Betrieb und Rückbau bzw. Recycling.

Sie beträgt derzeit (Stand 2013) zwischen 0,75 und 3,5 Jahren, je nach Standort und verwendeter Photovoltaiktechnologie. Am besten schnitten CdTe-Module mit Werten von 0,75-2,1 Jahren ab, während Module aus amorphem Silizium mit 1,8 bis 3,5 Jahren über dem Durchschnitt lagen. Mono- und multikristalline Systeme sowie Anlagen auf CIS-Basis lagen bei etwa 1,5 bis 2,7 Jahren. Als Lebensdauer wurde in der Studie 30 Jahre für Module auf Basis kristalliner Siliziumzellen und 20-25 Jahren für Dünnschichtmodule angenommen, für die Lebensdauer der Wechselrichter wurden 15 Jahre angenommen.[47]

Bei einem Einsatz in Deutschland wird die Energie, die zur Herstellung einer Photovoltaikanlage benötigt wird, in Solarzellen in etwa zwei Jahren wieder gewonnen. Der Erntefaktor liegt unter für Deutschland typischen Einstrahlungsbedingungen bei mindestens 10, eine weitere Verbesserung ist wahrscheinlich.[48] Die Lebensdauer wird auf 20 bis 30 Jahre geschätzt. Seitens der Hersteller werden für die Module im Regelfall Leistungs-Garantien für 25 Jahre gegeben. Der energieintensiv hergestellte Teil von Solarzellen kann 4- bis 5-mal wiederverwertet werden.

Einsatzfelder[Bearbeiten]

Neben der Stromgewinnung zur Netz-Einspeisung wird die Photovoltaik auch für mobile Anwendungen und Anwendungen ohne Verbindung zu einem Stromnetz, so genannte Inselanlagen, eingesetzt. Hier kann der Gleichstrom auch direkt genutzt werden. Am häufigsten finden sich daher akkugepufferte Gleichstromnetze. Neben Satelliten, Solarfahrzeugen oder Solarflugzeugen, die oft ihre gesamte Energie aus Solarzellen beziehen, werden auch alltägliche Einrichtungen, wie Wochenendhäuser, Solarleuchten, elektrische Weidezäune, Parkscheinautomaten oder Taschenrechner von Solarzellen versorgt. Inselanlagen mit Wechselrichter können auch Wechselstromverbraucher versorgen.

Integration in das Stromnetz[Bearbeiten]

Schwankung des Angebots[Bearbeiten]

Die Erzeugung von Solarstrom unterliegt einem typischen Tages- und Jahresgang, überlagert durch Wettereinflüsse. Diese lassen sich durch Wetterbeobachtung vorhersagen (siehe Meteorologie).

Solarstrom kann insbesondere im Sommer zur Deckung eines Teils der Mittellast um die Mittagszeit genutzt werden. Auch im Sommer kann die Erzeugung stark einbrechen (stark bewölkter Himmel).

Im Winter kann Solarstrom in den Pol-nahen Regionen der Erde nicht zur Deckung der Mittellast genutzt werden, daher müssen im Winter ausreichende Kapazitäten aus anderen Energiequellen zur Verfügung stehen. Um die statistisch vorhersagbaren Tages-, Wetter- und Jahresschwankungen auszugleichen, sind außerdem Speichermöglichkeiten und schaltbare Lasten zur Verbrauchsanpassung (smart switching in Verbindung mit smart metering) erforderlich.

Übertragung[Bearbeiten]

Bei einer dezentralen Stromversorgung durch viele kleine Photovoltaikanlagen im Leistungsbereich einiger 10 kW werden Übertragungsverluste aufgrund der geringen Entfernungen zwischen Quelle und Verbraucher verringert. Die erzeugte Leistung verlässt den Niederspannungsbereich praktisch nicht[49], sondern wird erzeugernah verbraucht. Der Betreiber einer häuslichen Photovoltaikanlage speist die Mehrleistung, die er nicht selbst verbraucht, in das Niederspannungsnetz ein. Diese kann durch unmittelbar benachbarte Verbraucher genutzt werden. Im Rahmen von Kleinanlagen ist ein Ausbau der Hochspannungsnetze daher nicht notwendig. Erst bei einem weiteren erheblichen Ausbau der Photovoltaik entstünden regional Überschüsse, die dann überregional ausgeglichen werden müssten.

Energiespeicherung[Bearbeiten]

Hauptartikel: Energiespeicher und Speicherkraftwerk

Bei Inselanlagen wird die gewonnene Energie in Speichern, meist Akkumulatoren, gepuffert. Die deutlich häufigeren Verbundanlagen speisen den erzeugten Strom direkt in das Verbundnetz ein, wo er sofort verbraucht wird. Photovoltaik wird so zu einem Teil des Strommixes.

Inselanlage[Bearbeiten]

Bei Inselanlagen müssen die Unterschiede zwischen Verbrauch und Leistungsangebot der Photovoltaikanlage durch Energiespeicherung ausgeglichen werden, z. B., um Verbraucher auch nachts oder bei ungenügender Sonneneinstrahlung zu betreiben. Die Speicherung erfolgt meist über einen Gleichspannungszwischenkreis mit Akkumulatoren, die Verbraucher bei Bedarf versorgen können. Neben Bleiakkumulatoren werden auch neuere Akkutechnologien mit besserem Wirkungsgrad wie Lithium-Titanat-Akkumulatoren eingesetzt. Mittels Wechselrichter kann aus der Zwischenkreis-Spannung die übliche Netzwechselspannung erzeugt werden.

Anwendung finden Inselanlagen beispielsweise an entlegenen Standorten, für die ein direkter Anschluss an das öffentliche Netz unwirtschaftlich ist. Darüber hinaus ermöglichen autonome photovoltaische Systeme auch die Elektrifizierung einzelner Gebäude (wie Schulen oder Ähnliches) oder Siedlungen in „Entwicklungsländern“, in denen kein flächendeckendes öffentliches Stromversorgungsnetz vorhanden ist.

Verbundanlage[Bearbeiten]

Bei Anlagen in einem Verbundnetz kann die lokale Energiespeicherung entfallen, der Ausgleich der unterschiedlichen Verbrauchs- und Angebotsleistungen erfolgt über das Verbundnetz. Eine Zwischenspeicherung ist prinzipiell nur dann überflüssig, wenn das momentane Gesamtangebot aus Photovoltaik stets unter der momentanen Last liegt. Bei hoher Photovoltaik-Erzeugung müsste dann die Produktion herkömmlicher Kraftwerke zurückgefahren werden, was höhere Betriebskosten und geringere Effizienz der Kraftwerke bewirkt.

Bei kleineren Anlagen wird alle verfügbare bzw. über dem Eigenverbrauch liegende Leistung in das Verbundnetz abgegeben. Fehlt sie (z. B. nachts), beziehen Verbraucher ihre Leistung von anderen Erzeugern über das Verbundnetz. Bei größeren Photovoltaikanlagen ist eine Einspeiseregelung per Fernsteuerung vorgeschrieben, mit deren Hilfe die Einspeiseleistung reduziert werden kann, wenn die Stabilität des Versorgungsnetzes das erfordert.

Da auch in einem großen Verbundnetz Verbrauchsschwankungen kurzfristig ausgeglichen werden müssen, erfolgt die Speicherung von überschüssiger elektrischer Energie in dedizierten Speicherkraftwerken, z. B. Pumpspeicherkraftwerken. Diese speichern die elektrische Energie in Form von potentieller Energie mit Speicherwirkungsgraden von ca. 80% und können Energie bei Verbrauchsspitzen kurzfristig in das Verbundnetz abgeben. Die erreichbaren Spitzenleistungen liegen je nach Größe des Speicherkraftwerkes im Bereich von einigen 100 MVA. Diese Energiespeicherung gewinnt durch die Photovoltaik an Bedeutung, dient jedoch schon seit langem dem allgemeinen Leistungsausgleich innerhalb eines Verbundnetzes. Da Pumpspeicherkraftwerke nicht dezentral errichtet werden können, erfordern sie ein ausgebautes Stromnetz.

Akkumulatoren in Form größerer Anlagen im Verbundnetz kommen wegen der hohen Kosten nicht zur Anwendung. Das größte auf Akkumulatoren basierende Speicherkraftwerk im westeuropäischen Verbundnetz mit einer Speicherfähigkeit von 14,4 MWh und einer Spitzenleistung von 17 MVA wurde im Jahre 1994 in Berlin wegen Unwirtschaftlichkeit außer Betrieb genommen.[50] Das dezentrale Zwischenspeichern in Fahrzeugakkumulatoren (z. B. Elektrofahrzeuge in Parkhäusern) ist aufgrund fehlender Infrastruktur meist noch nicht möglich.

Weitere Speichermöglichkeiten sind zum Beispiel adiabatisch arbeitende oder die Wärme zwischenspeichernde Luftdruckkraftwerke oder die Elektrolyse von Wasser und nachfolgende Nutzung des entstehenden Wasserstoffs in Brennstoffzellen, Gaskraftwerken oder Motoren. Diese Verfahren sind derzeit in der Entwicklung und/oder sie haben noch eine geringe Effizienz.

Eine große Bedeutung für regenerative Energien haben jedoch intelligente Netze, die bestimmte Verbraucher (z. B. Kühlanlagen, Warmwasserboiler, aber auch Wasch- und Spülmaschinen) so steuern, dass sie bei Erzeugungsspitzen automatisch zugeschaltet werden.

Versorgungssicherheit[Bearbeiten]

Trotz des schwankenden Angebots steht die Leistung aus Photovoltaik (etwa 24 Stunden im Voraus durch Wettervorhersagen prognostizierbar) deutlich zuverlässiger zur Verfügung als die eines einzelnen Großkraftwerks. Ein Ausfall oder ein geplanter Stillstand eines Großkraftwerks hat im Stromnetz eine stärkere Auswirkung als der Ausfall einer einzelnen Photovoltaikanlage. Bei einer hohen Anzahl von Photovoltaikanlagen ergibt sich eine im Vergleich zu einer einzelnen Großanlage extrem hohe Einspeise-Zuverlässigkeit.

Um einen Ausfall großer Stromerzeuger abzusichern, müssen Kraftwerksbetreiber Reserveleistung bereithalten. Dies ist bei Photovoltaik nicht notwendig, da nie alle PV-Anlagen gleichzeitig in Revision oder Reparatur sind. Bei einem hohen Anteil von dezentraler Photovoltaik-Kleinanlagen muss jedoch eine zentrale Steuerung der Lastverteilung durch die Netzbetreiber erfolgen.

Während der Kältewelle in Europa 2012 wirkte die Photovoltaik netzunterstützend. Im Januar/Februar 2012 speiste sie zur Mittagsspitze zwischen 1,3 und 10 GW Leistung ein. Aufgrund des winterbedingt hohen Stromverbrauchs musste Frankreich ca. 7–8% seines Strombedarfs importieren, während Deutschland exportierte.[51]

Staatliche Behandlung[Bearbeiten]

In mehreren Ländern wird die Erzeugung elektrischen Stroms aus der Photovoltaik gefördert.

Die Einspeisevergütung des Solarstroms in Deutschland ist im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geregelt, in der Schweiz durch die kostendeckende Einspeisevergütung. Sie wird in der Schweiz auf alle Stromverbraucher umgelegt. In Deutschland sind über 2200 Betriebe (Stand: 16. September 2013) von der Zahlung der EEG-Umlage befreit.[52] Die Umlage ist abhängig von:

  • Jahr des Betriebsbeginns: je früher, desto höher
  • Anlagengröße: je kleiner, desto höher
  • Art der Aufstellung: auf Häusern höher als auf Freiflächen

Deutschland[Bearbeiten]

In Deutschland gibt es eine gesetzlich geregelte Einspeisevergütung. So wird eine 30-kWp-Anlage auf einem Dach, die 2004 erstmals Energie lieferte, mit 57,4 ct/kWh vergütet. Aufgrund des Photovoltaikausbaus wurden die Fördersätze mehrfach stark gekürzt, zuletzt im März 2012 um 20-30% (je nach Anlagentyp). Der Ausbaukorridor für die Jahre 2012 und 2013 soll zwischen 2,5 und 3,5 GW liegen. Würde dieses Maximum überschritten, käme es zu weiteren Kürzungen. Bei Anlagen, die im ersten Halbjahr 2011 in Betrieb genommenen wurden, beträgt die Vergütung nur noch 28,74 ct/kWh. Eine Freiflächenanlage von 2009 wird mit 31,94 ct/kWh vergütet, Anlagen aus dem ersten Halbjahr 2011 hingegen mit 21,11 ct/kWh. 2011 betrug die EEG-Vergütung für Photovoltaik durchschnittlich 40,16 ct/kWh,[53] insgesamt ca. 7,77 Milliarden Euro.

→ siehe Abschnitt „Photovoltaik“ unter „Erneuerbare Energien Gesetz“

Förderprogramme[Bearbeiten]

Neben der Einspeisevergütung gibt es zwölf weitere Programme, die die Anschaffung einer Photovoltaikanlage fördern sollen.

Auf Bundesebene kann die sogenannte Investitionszulage für Photovoltaikanlagen im produzierenden Gewerbe und im Bereich der produktionsnahen Dienstleistungen in Form von Steuergutschriften genehmigt werden.

Daneben stellt die KfW-Förderbank folgende Programme zur Verfügung:

  • KfW – erneuerbare Energien – Standard
  • KfW – Kommunalkredit
  • BMU – Demonstrationsprogramm
  • KfW – kommunal investieren.

Die Fördergelder der KfW-Förderbank werden im Gegensatz zur Investitionszulage ausschließlich als Darlehen genehmigt und über die jeweilige Hausbank zur Verfügung gestellt.

Des Weiteren haben folgende Bundesländer eigene Solarfördergesetze erlassen:

  • Bayern – rationelle Energiegewinnung und -verwendung im Gewerbe – (Zuschuss)
  • Niedersachsen – Innovationsförderprogramm (Gewerbe) – (Darlehen / in Ausnahmen Zuschuss)
  • Nordrhein-Westfalen – progres.nrw „Rationelle Energieverwendung, Regenerative Energien und Energiesparen“ – (Zuschuss)
  • Rheinland-Pfalz – energieeffiziente Neubauten – (Zuschuss)
  • Saarland – Zukunftsenergieprogramm Technik (ZEP-Tech) 2007 (Demonstrations-/Pilotvorhaben) – (Zuschuss).

Weitere Fördermittel und Zuschüsse werden auch von zahlreichen Städten und Kommunen, lokalen Klimaschutzfonds sowie einigen privaten Anbietern angeboten.[54] Diese können teilweise mit anderen Förderprogrammen kombiniert werden.

Ein lokales Förderprogramm bietet die oberbayerische Stadt Burghausen mit 50,00 € je 100 Wp installierte Leistung bis max. 1.000,00 € pro Anlage und Wohngebäude[55]

Steuerliche Behandlung[Bearbeiten]

Bei einem Jahresumsatz bis 17.500 € gilt die Kleinunternehmerregelung nach § 19 UStG, so dass keine Umsatzsteuer erklärt werden muss. Meldet sich der Betreiber beim Finanzamt als umsatzsteuerpflichtiger Unternehmer, hat er auch das Recht, die Vorsteuer auf alle Investitionen erstattet zu bekommen. Zu der Einspeisevergütung wird dann zusätzlich die Mehrwertsteuer gezahlt, die an das Finanzamt abzuführen ist.

Für die Einkünfte aus der Photovoltaikanlage gilt § 15 EStG. Ein eventueller Verlust mindert die Steuerlast. Die deutsche Finanzverwaltung erkennt Verluste aus dem Betrieb der Photovoltaikanlage dann nicht an, wenn sich anhand einer auf 20 Jahre Betriebsdauer der Anlage gerichteten Berechnung ergibt, dass der Betrieb der Anlage insgesamt Verlust erwirtschaftet. Soweit einschlägige Renditeberechnungsprogramme einen Steuervorteil berücksichtigen, muss diese Problematik berücksichtigt werden.

Da es für die Gewerbesteuer einen Freibetrag von 24.500 € für natürliche Personen und Personengesellschaften gibt (§ 11 Abs. 1 Nr. 1 GewStG), fallen meist nur große Anlagen unter die Gewerbesteuer.

Japan[Bearbeiten]

Ein Jahr nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima hat die japanische Regierung ein Gesetz nach dem Vorbild des deutschen EEG beschlossen. Seit 1. Juli 2012 wird bei Photovoltaikanlagen mit einer Leistung ab zehn Kilowatt eine Einspeisevergütung von 42 Yen/kWh gezahlt (umgerechnet etwa 0,36 €/kWh).[56] Diese Vergütung wird 20 Jahre lang gezahlt. Kleinere Anlagen bis 10 kW werden nur zehn Jahre lang gefördert.

Rumänien[Bearbeiten]

Der rumänische Staat vergibt aufgrund eines Gesetzes vom November 2011 grüne Zertifikate, gegenwärtig sechs Zertifikate je 1000 kWh bis zum 31. Dezember 2013. Eine Reduzierung der Zahl der Zertifikate ist für das Jahr 2014 geplant. Der Wert der grünen Zertifikate wird an der Börse ausgehandelt und sinkt mit der Menge des erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien. Im Februar 2012 belief sich der Preis für ein Zertifikat auf umgerechnet 55 €, so dass für 1 kWh 0,33 € gezahlt wurde. Allerdings kann der Preis auch auf rund die Hälfte sinken.[57]

Volkswirtschaftliche Betrachtung[Bearbeiten]

Dämpfender Effekt auf die Börsenstrompreise[Bearbeiten]

PV eignet sich als Lieferant von Spitzenlaststrom, da sie zur „Kochspitze“ am Mittag die höchsten Erträge erzielt, und verdrängt teure Gas- und Steinkohlekraftwerke aus dem Markt. Solarenergie dämpft daher die Börsenpreise für Spitzenstrom („Merit-Order-Effekt“). Die Spitzenpreise für Strom sind in den letzten Jahren parallel zum Ausbau der Solarenergie im Vergleich zum Durchschnittspreis stark zurückgegangen. Im Sommer sind die früheren Tagesspitzen weitgehend verschwunden.[58] Dieser preissenkende Effekt kommt durch die fehlerhafte Konstruktion des EEG-Ausgleichsmechanismus jedoch nicht beim Privatkunden an, sondern verteuert paradoxerweise die Stromkosten von Privatkunden, während hingegen die Industrie von den gesunkenen Beschaffungskosten an der Strombörse profitiert.[59]

Der Strompreis an der Strombörse war bis zum Jahr 2008 kontinuierlich gestiegen und erreichte im Jahr 2008 das Maximum von 8,279 Cent/kWh . Durch das vermehrte Auftreten der erneuerbaren Energien ist der Strompreis unter Druck geraten.[60][61] Im ersten Halbjahr 2013 betrug der mittlere Strompreis an der Strombörse nur noch 3,75 Cent/kWh und für den Terminmarkt 2014 lag dieser im Juli 2013 bei 3.661 Cent/kWh.[62][63]

Reduzierung externer Kosten[Bearbeiten]

Solarstrom verursacht geringere Umweltschäden als Energie aus fossilen Energieträgern[64] oder Kernkraft und senkt somit die externen Kosten der Energieerzeugung (s.a. externe Kosten bei Stromgestehungskosten).

Im Jahre 2011 betrugen die Kosten der Vermeidung von CO2-Emissionen durch Photovoltaik 320 € je vermiedener Tonne CO2[65] und waren damit teurer als bei anderen erneuerbaren Energiequellen, der Modernisierung des konventionellen Kraftwerksparks oder Maßnahmen zur Energieeinsparung (Gebäudeisolierung), die Kosten von bis zu 45 € je Tonne CO2 verursachen oder sogar Kostenersparnisse erwirtschaften.

Wie viel CO2-Emissionen durch Photovoltaik tatsächlich vermieden werden, hängt dabei auch von der Koordination des EEGs mit dem EU-Emissionshandel ab.

→ siehe Abschnitt „Interaktion mit Emissionshandel“ unter „Erneuerbare Energien Gesetz“


Ende 2011 sah der US-Wirtschaftsnobelpreisträger Paul Krugman die Photovoltaik aufgrund sinkender Modulkosten kurz vor ihrer Wettbewerbsfähigkeit, insbesondere wenn die externen Kosten fossiler Energieträger in den Preisen mit berücksichtigt würden.[66] Im Februar 2012 dokumentierte das Fraunhofer ISE, dass die kontinuierlich sinkenden Stromgestehungskosten für kleine Photovoltaikanlagen (< 10 kW) im 3. Quartal 2011 mit 24,67 ct/kWh das Preisniveau von Haushaltsstrom erreicht haben. Aufgrund der bisherigen Preisentwicklung erwartet das ISE, dass die Kosten proportional mit dem Zuwachs der installierten Leistung fallen.[67]

Wertschöpfung[Bearbeiten]

Laut dem Bundesverband Solarwirtschaft waren im Jahr 2008 die Steuereinnahmen aus der Photovoltaik-Industrie mit 3 Mrd. € höher als die Solar-Förderung von Investitionen (2 Mrd. €).

Eingesparte Brennstoffimporte summieren sich bis zum Jahr 2030 auf 100 Mrd. €, vermiedene Umweltfolgekosten auf 35 Mrd. €.[68]

Trotz neuer Konkurrenz durch chinesische Solarmodulhersteller profitiert auch die deutsche Wirtschaft weiterhin von der Förderung der Photovoltaik. Eine Wertschöpfungsstudie der Agentur für Erneuerbare Energien ermittelte, dass die regionale Wertschöpfung nicht nur durch die Modulherstellung, sondern vor allem durch Planung, Installation, Betrieb und Wartung profitiert.[69]

Weitere Entwicklung[Bearbeiten]

Insgesamt wächst der Photovoltaikmarkt immer noch stark (um ca. 40% jährlich); allerdings sind andere erneuerbare Energien, insbesondere die Windkraft an Land, deutlich günstiger je kWh erzeugter Energie. Da die Mehrkosten für erneuerbare Energie entsprechend dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) auf alle Verbraucher umgelegt werden, und dies zu erheblichen Mehrbelastungen und Wettbewerbsnachteilen führt, werden die Vergütungssätze entsprechend dem Zubau gesenkt. Im Ergebnis werden günstigere Energieerzeuger bevorzugt.

Bloomberg New Energy Finance sieht einen sog. tipping point bei Wind- und Solarenergie. Die Preise für Wind- und Solarstrom seien in den letzten Jahren stark gefallen und würden heute (1/2014) in einigen Bereichen bzw. Teilen der Welt bereits unter den Preisen der konventionellen Stromerzeugung liegen. Die Preise würden weiter fallen. Die Stromnetze seien weltweit stark ausgebaut worden, so dass diese nun auch Strom aus erneuerbaren Energien aufnehmen und verteilen könnten. Zudem hätten die erneuerbaren Energien weltweit dafür gesorgt, dass die Strompreise stark unter Druck geraten seien. Zudem würden die erneuerbaren Energien enthusiastisch von den Verbrauchern aufgenommen. Bereits im Jahr 2014 soll dieser Systemwechsel für sehr viele Menschen offensichtlich werden.[70]

Die Deutsche Bank sieht bei der Photovoltaik ein starkes Wachstum. In mindestens 19 Märkten weltweit sei Netzparität erreicht (1/2014). Die Preise für Photovoltaik werden weiter sinken. Es würden sich zunehmend Geschäftsmodelle jenseits von Einspeisetarifen durchsetzen. Das weitere Wachstum sei darin begründet, dass Photovoltaik immer wettbewerbsfähiger werde.[71]

Im Juni 2014 stuft Barclays Anleihen von US-Stromversorgern wegen der Konkurrenz durch die Kombination aus Photovoltaik und Energiespeichern, welche zu einem verstärkten Eigenverbrauch führt, herunter. Dies könne das Geschäftsmodell der Stromversorger verändern. Barclays: “Wir rechnen damit, dass in den nächsten paar Jahren sinkende Preise für dezentrale Photovoltaik-Anlagen und private Stromspeicher den Status Quo durchbrechen werden“ und “In der über 100-jährigen Geschichte der Stromversorger gab es bisher noch keine wettbewerbsfähige Alternative zum Netzstrom. Wir sind überzeugt, dass Photovoltaik und Speicher das System in den nächsten zehn Jahren umgestalten können.“ [72]

Wirtschaftlichkeit[Bearbeiten]

Anschaffungskosten und Amortisationszeit[Bearbeiten]

Der durchschnittliche Preis für Anlagen bis 100 kWp lag im August 2014 in Deutschland bei 1310 € netto je kWp.[73] Dieser Preis enthält neben den Modulen auch Wechselrichter, Montage und Netzanschluss. Eine in Deutschland installierte Anlage liefert je nach Lage und Ausrichtung einen Jahresertrag von etwa 700 bis 1100 kWh und benötigt bei Dachinstallation 6,5 bis 7,5 m2 Fläche pro kWp Leistung.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) garantiert in Deutschland den Betreibern von Photovoltaik-Anlagen feste Einspeisevergütungen für den ins Netz eingespeisten Strom (ab September 2014: 8,79 bis 12,69 ct/kWh über 20 Jahre).[74] Der Betrieb von Photovoltaik-Anlagen kann dadurch betriebswirtschaftlich lohnend sein. Die Amortisation ist abhängig vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme (aufgrund sinkender gesetzlicher Vergütungen), der Sonneneinstrahlung, der Ausrichtung und Neigung der Anlage sowie dem Anteil der Fremdfinanzierung.

In Österreich lag der Preis für Photovoltaikanlagen im Jahr 2013 durchschnittlich bei 1792 Euro je kWp und somit deutlich über dem in Deutschland im selben Jahr durchschnittlich zu zahlenden Preis von 1510 Euro je kWp.[75]

Stromgestehungskosten[Bearbeiten]

Deutsche Stromgestehungskosten (LCoE) für erneuerbare Energien und konventionelle Kraftwerke in 2013.

Die Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen in Deutschland lagen im dritten Quartal 2013 zwischen 7,8 und 14,2 ct/kWh.[76]. Seit dem Jahr 2011 liegen sie in Deutschland unterhalb des Haushaltsstrompreises.[77] In anderen Ländern, wie Spanien, Italien, Teilen der USA und Australien wurde die Netzparität bereits in den Jahren zuvor erreicht. In Südspanien können im Jahr 2012 laut VDI nachrichten Photovoltaikanlagen für 7-9 ct/kWh Energie produzieren.[78] Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) stellt fest, dass die Kosten für Photovoltaik bislang weit schneller gesunken sind als noch vor kurzem erwartet. So sei in einem jüngsten Bericht der EU-Kommission noch von Kapitalkosten ausgegangen worden, die "bereits heute zum Teil unterhalb der Werte liegen, die die Kommission für das Jahr 2050 erwarte".[79]

Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen in Cent je Kilowattstunde zum Installationszeitpunkt[80]
  Investition / Ertrag   700 kWh/a 800 kWh/a 900 kWh/a 1000 kWh/a 1100 kWh/a 1500 kWh/a 2000 kWh/a
800 €/kWp 11,7 10,2 9,1 8,2 7,4 5,5 4,1
1000 €/kWp 13,3 11,7 10,4 9,3 8,5 6,2 4,7
1200 €/kWp 15,0 13,1 11,6 10,5 9,5 7,0 5,2
1400 €/kWp 16,6 14,5 12,9 11,6 10,6 7,8 5,8
1600 €/kWp 18,3 16,0 14,2 12,8 11,6 8,5 6,4
1800 €/kWp 19,9 17,4 15,5 13,9 12,7 9,3 7,0
2000 €/kWp 21,5 18,8 16,7 15,1 13,7 10,0 7,5

Die nebenstehende Tabelle bildet die Stromgestehungskosten in ct/kWh entsprechend einer Studie des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ab.[81] Die Annahmen folgen abgesehen von Investitionskosten und Ertrag der Studie: Der zugrunde gelegte reale gewichtete durchschnittliche Kapitalkostensatz beträgt 2,8%, die jährlichen Betriebskosten 35 €/kWp und die jährliche Minderung des Ertrags 0,2%. Andere Betriebskosten oder Ertragsminderungen können die Werte der Tabelle verändern. Weiterhin wird von einer Nutzungsdauer von 25 Jahren ausgegangen. Da Photovoltaikanlagen keine beweglichen Teile enthalten, sind sie sehr langlebig; es ist durchaus denkbar, dass sie auch über diesen Zeitraum hinaus nutzbar bleiben. Es wird davon ausgegangen, dass Demontage- und Entsorgungskosten dem Restwert der Anlage entsprechen. Für die Berechnung der durchschnittlichen Kosten je Kilowattstunde zu Preisen des Jahrs der Installation sind sowohl Kosten als auch Ertrag mit dem zuvor verwendeten realen Kapitalkostensatz diskontiert. Weiterhin gelten die Stromgestehungskosten nur für den Fall, dass der erzeugte Strom auch vollständig verbraucht wird.

Zur Veranschaulichung ist die Tabelle farblich abgestuft: Weiße Kästchen stehen hierbei für Kosten, die unter dem Strompreis von 9,71 ct/kWh für industrielle Großverbraucher in Deutschland [82] liegen, grau hinterlegte liegen darüber. Sämtliche Werte liegen unter dem durchschnittlichen Privatkundenpreis im Jahr 2014 von 29,13 ct/kWh.[83] In Deutschland liegen die Erträge bei nicht nachgeführten Anlagen zwischen 700 und 1200 kWh Ertrag je Jahr und kWp. Die Werte für den durchschnittlichen Ertrag für neue Anlagen sind in der Tabelle kursiv hervorgehoben.

Modulpreise[Bearbeiten]

Spotmarkt Preisindex in Euro je kWp (netto) von Photovoltaikmodulen[84]
Modultyp Kristallin Dünnschicht
Herkunft/Typ Deutschland China/SE Asia Japan CdS/CdTE a-Si µ-Si
Jul 2007 ~ 3250 ~ 3000 ~ 3220 ~ 2350 ~ 2350
Jan 2009 3190 2950 3160 2100 2210
Jan 2010 2030 (−36%) 1550 (−47%) 1910 (−40%) 1610 (−23%) 1380 (−38%)
Jan 2011 1710 (−16%) 1470 (−5%) 1630 (−15%) 1250 (−22%) 1080 1260 (−9%)
Jan 2012 1070 (−37%) 790 (−46%) 1050 (−36%) 680 (−46%) 600 (−44%) 760 (−40%)
Jan 2013 780 (−27%) 530 (−33%) 830 (−21%) 560 (−18%) 420 (−30%) 520 (−32%)
Jan 2014 690 (-13%) 530 (-0%) 700 (-19%) - - -
Mai 2014 640 520 670 - - -

Die Modulpreise sind in den letzten Jahren stark gesunken, getrieben durch Skaleneffekte, technologische Entwicklungen, Normalisierung des Solarsiliziumpreises und durch den Aufbau von Überkapazitäten und Konkurrenzdruck bei den Herstellern. Die durchschnittliche Preisentwicklung seit Januar 2009 nach Art und Herkunft ist in der nebenstehenden Tabelle dargestellt. Infolge der Marktankurbelung durch Einspeisevergütungen in Deutschland, Italien und einer Reihe weiterer Staaten sowie der damit einhergehenden sehr steilen Lernkurve kam es zu einem drastischen Kostenrückgang bei den Modulpreisen, die von 6–7 US-Dollar/Watt im Jahr 2000 auf 0.5–0.6 $/Watt im Jahr 2013 fielen.[85] Die weitere Preisentwicklung hängt von der Entwicklung der Nachfrage sowie von den technischen Entwicklungen ab. Die niedrigen Preise für Dünnschichtanlagen relativieren sich teilweise für die fertige Anlage durch den aufgrund des geringeren Wirkungsgrades höheren Installationsaufwand für Anlagen gleicher Leistung. Es handelt sich bei den angegebenen Preisen nicht um Endkundenpreise; die Kosten für die Module haben lediglich einen Anteil von 40–50 % an den Gesamtkosten (Stand 2012).[86]

Krise der europäischen Solarindustrie[Bearbeiten]

Aufgrund stark gesunkener Modulpreise im Zuge billiger Importe aus China ist die europäische und deutsche Solarindustrie in eine Krise geraten. Zahlreiche Hersteller meldeten Insolvenz an. Im Mai 2013 verhängte die EU-Kommission Strafzölle gegen China, da dieses Land durch enorme staatliche Subventionen unter den Herstellungskosten verkauft (Dumping). Die Strafzölle sind in der Branche und unter Umweltverbänden umstritten. Ende Juli einigten sich China und die EU auf einen Mindestpreis von 56 ct/Wp und eine jährliche Höchstliefermenge von 7 GW.

mehr: siehe Artikel Solarindustrie

Umweltauswirkungen[Bearbeiten]

Produktion[Bearbeiten]

Die Umweltauswirkungen bei der Silizium-Technologie und bei der Dünnschichttechnologie sind die typischen der Halbleiterfertigung, mit den entsprechenden chemischen und energieintensiven Schritten. Die Reinstsiliziumproduktion bei der Silizium-Technologie ist aufgrund des hohen Energieaufwandes und dem Aufkommen an Nebenstoffen maßgebend. Für 1 kg Reinstsilizium entstehen bis zu 19 kg Nebenstoffe. Da Reinstsilizium meist von Zulieferfirmen produziert wird, ist die Auswahl der Lieferfirmen unter Umweltaspekten entscheidend für die Umweltbilanz eines Moduls. Bei der Dünnschichttechnologie ist die Reinigung der Prozesskammern ein sensibler Punkt. Hier werden oft die klimaschädlichen Stoffe Stickstofftrifluorid und Schwefelhexafluorid verwendet. Der CdTe-Technologie wird auf Grund ihrer kurzen Energierücklaufzeit das beste Umweltverhalten auf einer Lebenszyklus-Basis zugeschrieben.[87][88]

Betrieb[Bearbeiten]

2011 bestätigte das Bayerische Landesamt für Umwelt, dass CdTe-Solarmodule im Fall eines Brandes keine Gefahr für Mensch und Umwelt darstellen.[89]

Durch die absolute Emissionsfreiheit im Betrieb weist die Photovoltaik sehr niedrige externe Kosten auf. Liegen diese bei Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle bei circa 6 bis 8 ct/kWh, betragen sie bei Photovoltaik nur etwa 1 ct/kWh (Jahr 2000). Zu diesem Ergebnis kommt ein Gutachten[90] des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt und des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung. Zum Vergleich sei der ebenfalls dort genannte Wert von 0,18 ct/kWh externer Kosten bei solarthermischen Kraftwerken genannt.

Treibhausgasbilanz[Bearbeiten]

Auch wenn es im Betrieb selbst keine CO2e-Emissionen gibt, so lassen sich Photovoltaikanlagen nicht CO2e-frei herstellen, transportieren und montieren. Die rechnerischen CO2e-Emissionen von Photovoltaikanlagen betragen Stand 2013 je nach Technik und Standort zwischen 10,5 und 50 g CO2e/kWh, mit Durchschnitten im Bereich 35 bis 45 g CO2e/kWh.[91]

Nach einem ganzheitlichen Vergleich der Ruhr-Universität Bochum von 2007 lag der CO2e-Ausstoß bei der Photovoltaik noch bei 50–100 g/kWh, wobei vor allem die verwendeten Modulen und der Standort entscheidend waren. Im Vergleich dazu lag er bei Kohlekraftwerken bei 750–1200 g/kWh, bei GuD-Gaskraftwerken bei 400–550 g/kWh, bei Windenergie und Wasserkraft bei 10–40 g/kWh, bei der Kernenergie bei 10–30 g/kWh (ohne Endlagerung), und bei Solarthermie in Afrika bei 10–14 g/kWh.[92]

Flächenverbrauch[Bearbeiten]

PV-Anlagen werden überwiegend auf bestehenden Dach- und über Verkehrsflächen errichtet,[93] was zu keinem zusätzlichen Flächenbedarf führt. Freilandanlagen sind nur EEG-vergütungsfähig, wenn bereits belastete Flächen wie Konversionsflächen (aus militärischer, wirtschaftlicher, verkehrlicher oder wohnlicher Nutzung), Flächen entlang von Autobahnen und Bahnlinien (im 110 m Streifen), Flächen die als Gewerbe- oder Industriegebiet ausgewiesen sind oder versiegelte Flächen (ehem. Deponien, Parkplätze etc.) verwendet werden. Diese Flächen stellen keine Flächenversiegelung dar. Einen neuen Designansatz verfolgen Wissenschaftler des Massachusetts Institute of Technology, indem sie ihre Solarmodule im 3-dimensionalen Raum ausrichten, woraus ein deutlich verminderter Flächenbedarf und eine gesteigerte Effizienz der Anlage resultieren.[94]

Recycling von PV-Modulen[Bearbeiten]

Bisher läuft die einzige Recyclinganlage (spezialisierte Pilotanlage) für kristalline Photovoltaikmodule in Europa im sächsischen Freiberg.[95] Die Firma Sunicon GmbH (früher Solar Material), ein Tochterunternehmen der SolarWorld, erzielte dort im Jahr 2008 eine massenbezogene Recyclingquote bei Modulen von durchschnittlich 75% bei einer Kapazität von ca. 1200 Tonnen pro Jahr. Die Abfallmenge von PV-Modulen in der EU lag 2008 bei 3.500 Tonnen/Jahr. Geplant ist durch weitgehende Automatisierung eine Kapazität von ca. 20.000 Tonnen pro Jahr.[96]

Zum Aufbau eines freiwilligen, EU-weiten, flächendeckenden Systems zur Wiederverwertung gründete die Solarindustrie als gemeinsame Initiative im Jahr 2007 den Verband PV CYCLE.[97] Es werden in der EU bis 2030 ansteigend ca. 130.000 t ausgediente Module pro Jahr erwartet. Als Reaktion auf die insgesamt unbefriedigende Entwicklung fallen seit 24. Januar 2012 auch Solarmodule unter eine Novellierung der Elektroschrott-Richtlinie.[98] Für die PV-Branche sieht die Novelle vor, dass 85 Prozent der verkauften Solarmodule gesammelt und zu 80 Prozent recycelt werden müssen. Bis 2014 müssen alle EU-27-Mitgliedsländer die Verordnung in nationales Recht umsetzen. Man will dadurch die Hersteller in die Pflicht nehmen, Strukturen für die Wiederverwertung bereitzustellen. Die Trennung der Module von anderen Elektrogeräten wird dabei bevorzugt und bereits existierende Sammel- und Recyclingstrukturen sollen ausgebaut werden.

Neue Entwicklungen[Bearbeiten]

Als sehr aussichtsreich wird aufgrund der günstigen Herstellung zudem die Entwicklung von Solarmodulen auf Perowskit-Basis beurteilt. Der Wirkungsgrad betrug zu Beginn der Forschungen im Jahr 2009 3,8 % und wurde bei Laborzellen binnen 5 Jahren auf rund 18 % gesteigert, zudem können die Zellen deutlich dünner als Siliziumzellen gebaut werden und damit auch in flexiblen Folien eingesetzt werden. Dadurch, dass Perowskitzellen auch grünes und blaues Licht gut verwerten können, während Siliziumzellen hauptsächlich den roten und infraroten Bereich des Lichts wandeln, gelten sie auch als aussichtsreiche Kandidaten für sog. Tandem-Solarzellen. Problematisch ist bisher jedoch noch die bisher geringe Haltbarkeit.[99]

Ebenfalls ein wichtiges Forschungsziel ist die Entwicklung von Organische Solarzellen. Dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg ist es zusammen mit Partnern gelungen, eine günstige organische Solarzelle auf flexibler Folie herzustellen.[100]

Siehe auch[Bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten]

  • Falk Antony, Christian Dürschner, Karl-Heinz Remmers: Photovoltaik für Profis – Verkauf, Planung und Montage von Solarstromanlagen. 2.  Auflage. Verlag Solare Zukunft, Erlangen 2009, ISBN 978-3-933634-24-5.
  •  Arno Bergmann: VDE Schriftenreihe 138; "Photovoltaikanlagen" Normgerecht errichten, betreiben, herstellen und konstruieren. VDE, Berlin / Offenbach 2011, ISBN 978-3-8007-3377-4.
  • Adolf Goetzberger, Bernhard Voß, Joachim Knobloch: Sonnenenergie: Photovoltaik – Physik und Technologie der Solarzelle. 2. Auflage, Teubner, Stuttgart 1997, ISBN 3-519-13214-1.
  • Heinrich Häberlin: Photovoltaik – Strom aus Sonnenlicht für Verbundnetz und Inselanlagen. VDE, Berlin 2010, ISBN 978-3-8007-3205-0.
  • Ralf Haselhuhn: Leitfaden Photovoltaische Anlagen. 4. Auflage. Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, Berlin 2010, ISBN 978-3-00-030330-2 (3. Auflage: mit Claudia Hemmerle)
  • Ralf Haselhuhn: Photovoltaik – Gebäude liefern Strom. 5. Auflage. Solarpraxis, Stuttgart 2012, ISBN 978-3-8167-8737-2. (Ein BINE-Informationspaket).
  • Martin Kaltschmitt, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte. Springer Vieweg, Berlin / Heidelberg 2013, ISBN 978-3-642-03248-6.
  • Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. 8. Auflage. Hanser, München 2013, ISBN 978-3-446-43526-1.
  • Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. 3. Auflage. Hanser, München 2013, ISBN 978-3-446-43809-5.
  • Simon Roberts, Nicoló Guariento: Gebäudeintegrierte Photovoltaik. Ein Handbuch. Birkhäuser, Basel 2009, ISBN 978-3-7643-9949-8.
  • Thomas Seltmann: Photovoltaik – Solarstrom vom Dach. 4. Auflage. Stiftung Warentest, Berlin 2013, ISBN 978-3-86851-082-9. (Ratgeber)
  • Thomas Seltmann: Meine Solaranlage – Photovoltaik: Strom ohne Ende: Netzgekoppelte Solarstromanlagen optimal bauen und nutzen. 4. Auflage. Solarpraxis / Beuth, Berlin 2009, ISBN 978-3-410-20033-8.
  • Hans-Günther Wagemann, Heinz Eschrich: Photovoltaik – Solarstrahlung und Halbleitereigenschaften, Solarzellenkonzepte und Aufgaben. 2. Auflage. Teubner, Stuttgart 2010, ISBN 978-3-8348-0637-6.
  • Andreas Wagner: Photovoltaik Engineering – Handbuch für Planung, Entwicklung und Anwendung. 2. Auflage. Springer, Berlin / Heidelberg 2006, ISBN 3-540-30732-X.
  • Viktor Wesselak, Sebastian Voswinckel: Photovoltaik: Wie Sonne zu Strom wird, Berlin / Heidelberg 2012, ISBN 978-3-642-24296-0.
  • Viktor Wesselak, Thomas Schabbach, Thomas Link, Joachim Fischer, Regenerative Energietechnik, 2. erweiterte und vollständig neu bearbeitete Auflage, Berlin/Heidelberg 2013, ISBN 978-3-642-24165-9.

Weblinks[Bearbeiten]

 Wiktionary: Photovoltaik – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen
 Commons: Photovoltaik – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. International Energy Agency (Hrsg.): PVPS Report: Snapshot of Global PV 1992-2013Preliminary Trends Information from the IEA PVPS Programme
  2. History of Solar Cells, abgerufen am 11. Januar 2011.
  3. What is a (PV) Photovoltaic System?, abgerufen am 11. Januar 2011.
  4. Google-Suche im deutschen Sprachraum (Top-Level-Domains .de, .at, .ch) ergibt 1.230.000 Treffer für Photovoltaik und 157.000 Treffer für Fotovoltaik. Stand Januar 2009.
  5. Photovoltaik Module, abgerufen am 8. August 2013.
  6. Sitzt, passt, hat Luft Photovoltaik - Das Magazin für Profis; Ausgabe 2/2008, abgerufen am 25. März 2013
  7. "Photovoltaik Aufdach-Montage", abgerufen am 25. März 2013
  8. "Indachmontage der Photovoltaikanlage", abgerufen am 25. März 2013
  9. http://www.ifkp.tu-berlin.de/fileadmin/i1/Kneissl/IS08_Solarzellen_MF.pdf
  10. http://re.jrc.ec.europa.eu/esti/activities_projects/solarec_en.htm SOLAREC Informationsseite (englisch)
  11. Europa und Afrika (englisch)
  12. Solar GIS worldwide (englisch)
  13. EPIA: Market Report 2013 and Global Market Outlook for Photovoltaics 2013-2017
  14. R. Swanson hat bisher beobachtet, dass der Preis für PV-Anlagen mit jeder Verdoppelung der insgesamt installierten Leistung um 20 % sinkt
  15. EPIA: Weltweite Photovoltaik-Leistung übersteigt 100 Gigawatt. Solarserver. Abgerufen am 12. Februar 2013.
  16. China Added 12 Gigawatts as Top Solar Market in 2013, BNEF Says. In: Bloomberg Businessweek, 23. Januar 2014. Abgerufen am 26. Januar 2014.
  17. Wikiinvest.com, aufgerufen am 24. November 2011.
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  77. Grid Parity wurde 2011 in Deutschland erreicht. (PDF; 2,8 MB) Abgerufen am 24. September 2012.
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  79. Umstieg auf erneuerbare Energien schneller möglich als geplant, DIW-Pressemitteilung
  80. Die Berechnung der Stromgestehungskosten LCOE (Levelized Cost of Electricity) erfolgt nach nachstehender Formel entsprechend der Veröffentlichung des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme. Die einzelnen Parameter haben folgende Bedeutung und Werte:
    • I: Investitionssumme in € je kWp
    • E: Ertrag im ersten Jahr in kWh je kWp
    • r: gewichteter durchschnittlicher Realzins: 2,8% (4% Fremdkapitalzins, 8% Eigenkapitalrendite, 80% Fremdkapitalanteil, 2% angenommene Inflationsrate)
    • A: Betriebskosten zum Installationszeitpunkt: 35 €/kWp
    • v: jährliche Ertragsminderung: 0,2%
    • T: Betriebsdauer: 25 Jahre
    LCOE = \frac{I+\sum_{t=1}^T \frac{A}{(1+r)^t}}{\sum_{t=1}^T\frac{E\cdot (1-v)^t}{(1+r)^t}}
  81. Christoph Kost, Johannes N. Mayer, Jessica Thomsen, Niklas Hartmann, Charlotte Senkpiel, Simon Phillips, Sebastian Nold, Simon Lude, Thomas Schlegl: Stromgestehungskosten Erneuerbarer Energien. Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme ISE, 13. November 2013, S. 10–12, 36, abgerufen am 26. November 2013 (PDF; 5,2 MB).
  82. Eurostat: Elektrizität – Industrieabnehmer – halbjährliche Preise – Ab 2007 zweites Halbjahr 2013, Verbrauchssegment: 70-150 GWh, ohne MwSt. und erstattungsfähige Steuern und Abgaben.
  83. BDEW-Strompreisanalyse Juni 2014. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, 20. Juni 2014, S. 6, abgerufen am 8. Juli 2014 (PDF, Stand: Mai 2014).
  84. Preisindex. pvXchange, abgerufen am 21. Oktober 2013.. Für ältere Werte:PVX Spotmarkt Preisindex Solarmodule. In: SolarServer – Das Internetportal zur Sonnenenergie. Heindl Server GmbH, 16. Mai 2013, abgerufen am 26. Mai 2013. Sofern nicht anders angegeben beziehen sich die Einträge auf die Preise im Januar. Bis einschließlich 2010 gelten die Werte in der Spalte „Deutschland“ für Europa.
  85. Mario Pagliaro, Francesco Meneguzzo, Federica Zabini, Rosaria Ciriminna, Assessment of the minimum value of photovoltaic electricity in Italy. Energy Science and Engineering 2 (2014), 94-105, S. 95.
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  90. Wolfram Krewitt, Barbara Schlomann: Externe Kosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Vergleich zur Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern (PDF; 441 kB). Gutachten im Rahmen von Beratungsleistungen für das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 6. April 2006, S. 35.
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  95. Solarmodule: Aus Alt mach Neu VDI-Nachrichten 11. Januar 2008.
  96. Aufarbeitung: Recycling von Photovoltaik-Modulen BINE Projekt-Info 02/2010, BINE Informationsdienst, FIZ Karlsruhe
  97. Wie geht es weiter beim Recycling von PV-Modulen? BINE Informationsdienst 12. September 2011, FIZ Karlsruhe - Büro Bonn
  98. EU-Parlament definiert Vorgaben zum Recycling von PV-Modulen Aktuelle Nachrichten 14. Februar 2012, Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena)
  99. Günstige Solar-Alternative. In: Süddeutsche Zeitung, 14. August 2014. Abgerufen am 14. August 2014.
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