Photovoltaik

Solarmodul-Fassade

Dem Sonnenstand nachgeführte Photovoltaikanlage in Berlin-Adlershof

Unter Hallo (oder Fotovoltaik) versteht man die direkte Umwandlung von Sonnenenergie in elektrische Energie mittels Solarzellen. Seit 1958 ist sie zur Energieversorgung der meisten Raumflugkörper im Einsatz. Inzwischen wird sie auch auf der Erde zur Stromerzeugung eingesetzt und findet Anwendung auf Dachflächen, bei Parkscheinautomaten, in Taschenrechnern, an Schallschutzwänden und auf Freiflächen.

Der Name setzt sich aus den Bestandteilen Photos (Genitiv von altgr. φῶς phos ‚Licht‘) und Volta (von Volt als Einheit der elektrischen Spannung – nach Alessandro Volta) zusammen. Die Photovoltaik gilt als Teilbereich der umfassenderen Solartechnik, die auch andere technische Nutzungen der Sonnenenergie einschließt.

Geschichte der Photovoltaik

→ Hauptartikel: Geschichte der Photovoltaik

Der photoelektrische Effekt wurde bereits im Jahre 1839 von dem französischen Physiker Alexandre Edmond Becquerel entdeckt. 1876 wiesen William G. Adams und Richard E. Day diesen Effekt auch bei einem Selenkristall nach. 1905 gelang es Albert Einstein, den Photoeffekt richtig zu erklären, wofür er 1921 den Nobelpreis für Physik bekam. Nach vielen weiteren Entdeckungen und Entwicklungen gelang es dann 1954 Daryl Chapin, Calvin Fuller und Gerald Pearson, die ersten Siliziumzellen, mit Wirkungsgraden von über vier Prozent, zu produzieren, eine Zelle erreichte sogar einen Wirkungsgrad von sechs Prozent. Die erste technische Anwendung wurde Ende der 1950er Jahre in der Satellitentechnik gefunden. Der Vanguard 1 Satellit startete als vierter Satellit am 17. März 1958 in die Erdumlaufbahn und war der erste mit Solarzellen. In den 1960er und 1970er Jahren gab es, in erster Linie durch die Nachfrage aus der Raumfahrt, entscheidende Fortschritte in der Entwicklung von Photovoltaikzellen.

Ausgelöst durch die Energiekrisen in den 1970er Jahren und das gestiegene Umweltbewusstsein wird verstärkt politisch versucht, die Erschließung dieses Energiewandlers durch technische Fortschritte auch wirtschaftlich interessant zu machen. Führend sind hierbei die USA, Japan und insbesondere die Bundesrepublik Deutschland, welche mit gesetzlichen Maßnahmen wie dem 100.000-Dächer-Programm und dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) erhebliche finanzielle Anreize bietet.

Das 100.000-Dächer-Programm lief Mitte 2003 aus und wurde Anfang 2004 durch die Änderung beziehungsweise Novellierung des EEG kompensiert. Die Einspeisevergütung wurde entsprechend angehoben. Im Jahr 2005 erreichte die gesamte Nennleistung der in Deutschland installierten Photovoltaik-Anlagen ein Gigawatt.

Technische Beschreibung

Parkscheinautomat als photovoltaisches Inselsystem

Die als Licht und Wärme auf die Erde auftreffende Menge an Sonnenenergie beträgt jährlich 1,5 × 10¹⁸ kWh; dies entspricht in etwa dem 15.000-fachen des gesamten Primärenergieverbrauchs der Menschheit im Jahre 2006 (1,0 × 10¹⁴ kWh/Jahr). Der Lichtenergieeintrag durch die Sonne beträgt pro Jahr etwa 1,1 × 10¹⁸ kWh. Diese Strahlungsenergie kann prinzipiell aufgefangen und teilweise in Elektrizität umgewandelt werden, ohne dass Nebenprodukte wie Abgase (beispielsweise Kohlendioxid) entstehen. Der Wellenlängenbereich der auftreffenden elektromagnetischen Strahlung reicht vom kurzwelligen, nicht sichtbaren Ultraviolett (UV) über den sichtbaren Bereich (Licht) bis weit in den langwelligeren infraroten Bereich (Wärmestrahlung) hinein. Bei der Umwandlung wird der photoelektrische Effekt ausgenutzt.

Die Energiewandlung findet mit Hilfe von Solarzellen, die zu so genannten Solarmodulen verbunden werden, in Photovoltaikanlagen statt. Die erzeugte Elektrizität kann entweder vor Ort genutzt, in Akkumulatoren gespeichert oder in Stromnetze eingespeist werden. Bei Einspeisung der Energie in das öffentliche Stromnetz wird die von den Solarzellen erzeugte Gleichspannung von einem Wechselrichter in Wechselspannung umgewandelt. Mitunter wird eine alleinige Energieversorgung mittels Photovoltaik in Inselsystemen realisiert. Um hier kontinuierlich Energie zur Verfügung zu stellen, muss die Energie gespeichert werden. Ein bekanntes Beispiel für akkumulatorgepufferte Inselsysteme sind Parkscheinautomaten.

Die photovoltaische Energiewandlung ist wegen der Herstellungskosten der Solarmodule im Vergleich zu herkömmlichen Kraftwerken deutlich teurer, wobei allerdings große Teile der Folgekosten der konventionellen Energiewandlung nicht in die heutigen Energiepreise mit eingehen. Das stark schwankende Strahlungsangebot erschwert den Einsatz der Photovoltaik. Die Strahlungsenergie schwankt vorhersehbar tages- und jahreszeitlich bedingt, sowie täglich abhängig von der Wetterlage. Beispielsweise kann eine fest installierte Solaranlage in Deutschland im Juli einen gegenüber dem Dezember bis zu fünfmal höheren Ertrag bringen. Sinnvoll einsetzbar ist die photovoltaische Energiewandlung als ein Baustein in einem Energiemix verschiedener Energiewandlungsprozesse. Ohne die Möglichkeit einer wirtschaftlichen Energiespeicherung im großen Maßstab werden hierbei konventionelle Kraftwerke nicht völlig zu ersetzen sein. Das Stromeinspeisungsgesetz und insbesondere das Erneuerbare-Energien-Gesetz haben zu einem Boom bei der Errichtung von Photovoltaikanlagen in Deutschland geführt. So wurde Ende Juni 2005 die Schwelle von 1000 MW installierter elektrischer Nennleistung von Photovoltaikanlagen überschritten; das entspricht einer Verhundertfachung in den letzten zehn Jahren.

Organische Photovoltaik

Farbstoffsolarmodule in verschiedenen Designs

Photovoltaik auf Basis von Solarzellen aus organischen Kunststoffen wird als Organische Photovoltaik bezeichnet. Der Wirkungsgrad und die Haltbarkeit der augenblicklich verfügbaren Materialien liegen noch deutlich hinter denen vergleichbarer Zellen auf Siliziumbasis. Jedoch lassen sich aus organischen Materialien bei angestrebt deutlich geringeren Produktionskosten Solarzellen herstellen, die transparent, biegsam und dünn wie Kunststoff-Folien sind und daher wesentlich vielfältiger und breiter einsetzbar wären. So könnten beispielsweise Fenster vollständig mit organischen Solarzellen beschichtet werden. Aus diesem Grund hat das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) im Juni 2007 gemeinsam mit Industriepartnern eine Förderinitiative begonnen, um diese Technologie gezielt voranzutreiben und zu dem bestehenden technologischen Vorsprung amerikanischer Startup-Firmen aufzuschließen.

Als Technologien kommen momentan hauptsächlich entweder die Grätzel-Zelle oder kunststoffbasierte Zellen zum Einsatz. Während bei der Grätzel-Zelle ein Gemisch aus Farbstoffmolekülen zur Lichtsammlung und Titandioxid-Nanopartikeln als Halbleiter zur Stromerzeugung verwendet wird, erfolgt die Lichtsammlung bei kunststoffbasierten Zellen etwa mit Fullerenen in Zusammenwirken mit elektrisch leitfähigen Polymeren.

Solarzellen aus organischen Materialien sind – wie jede andere Solarzelle – beim Betrieb ultravioletter Strahlung (Spektralbereich von ca. 3,3–1000 eV bzw. 375–1,24 nm) ausgesetzt. Photonen aus diesem Energiebereich sind in der Lage, die meisten organischen Verbindungen zu schädigen oder zu zerstören; dieser Vorgang macht beispielsweise Kunststofffolien porös. Bei Solarzellen aus dünnen Schichten organischen Materials führt dies zu einer beschleunigten Alterung des Materials und somit zu einer beschleunigten Abnahme des Wirkungsgrads. Prinzipiell ist jedoch der Einsatz von UV-Filtern denkbar.

Leistung

Installierte PV-Nennleistung in der EU in MW_p

Nr.	Staaten	2008	2007	2006	2005
1	Deutschland	5351	3 846	2 743	1 910
2	Spanien	3405	515,8	175,0	57,6
3	Italien	431	88	7.1	7.1
4	Frankreich	91,2	46,7	33,9	26,3
5	Belgien	71,2	21,5	4,2	2,1
6	Portugal	68,0	17,9	3,4	3,0
7	Niederlande	54,9	53,3	52,7	50,8
8	Tschechien	54,3	4,0	0,8	0,5
9	Österreich	30,2	28,6	25,6	24,0
10	Luxemburg	24,4	23,8	23,7	23,6
11	UK	21,6	17,7	14,2	10,9
12	Griechenland	18,5	9,2	6,7	5,4
13	Schweden	7,9	6,2	4,9	4,2
14	Finnland	5,7	5,0	4,5	4,0
15	Dänemark	3,2	3,1	2,9	2,7
16	Slowenien	2,1	0,6	0,4	0,2
17	Zypern	2,1	1,7	1,0	0,5
18	Polen	1,6	0,6	0,4	0,3
19	Bulgarien	1,4	0,1	0,1
20	Ungarn	0,5	0,3	0,3	0,2
21	Rumänien	0,5	0,3	0,2
22	Irland	0,4	0,4	0,4	0,3
23	Malta	0,2	0,1	0,1
24	Slowakei	< 0,1	< 0,1	< 0,1	< 0,1
25	Litauen	< 0,1	< 0,1	< 0,1	< 0,1
26	Estland	< 0,1	< 0,1	< 0,1	< 0,1
27	Lettland	< 0,1	< 0,1	< 0,1	< 0,1
EU27 GWp		9,53	4,69	3,15	2,17

Nennleistung

Die Nennleistung von Photovoltaikanlagen wird häufig in W_p (Watt_peak) oder kW_p angegeben. „peak“ (engl. Höchstwert, Spitze) bezieht sich auf die Leistung bei Testbedingungen, die nicht der Leistung bei höchster Sonneneinstrahlung entspricht. Die Testbedingungen dienen zur Normierung und zum Vergleich verschiedener Solarzellen oder -module. Die elektrischen Werte der Bauteile unter diesen Bedingungen werden in den Datenblättern angegeben. Es wird bei 25 °C Modultemperatur, 1000 W/m² Bestrahlungsstärke und einer Luftmasse von 1,5 gemessen. Dies sind die Standard-Testbedingungen (meist abgekürzt STC, engl. Standard-Test-Conditions), die als internationaler Standard festgelegt wurden. Können diese Bedingungen beim Testen, nicht eingehalten werden, so muss aus den gegebenen Testbedingungen die Nennleistung rechnerisch ermittelt werden. Die Bestrahlungsstärke von 1000 W/m² kommt in Mitteleuropa über ein Jahr gesehen nicht sehr häufig vor (je weiter südlich, desto häufiger). Im normalen Betrieb haben Solarzellen bei dieser Einstrahlung eine höhere Betriebstemperatur als die im Test vorgesehenen 25 °C und damit auch einen niedrigeren Wirkungsgrad.

Die zu erwartende mittlere Produktion an elektrischer Energie einer jeweils neu errichteten netzgekoppelten Photovoltaik-Anlage in Deutschland steigt seit Jahren mit Verbesserung der Technik kontinuierlich an und liegt derzeit bei sinnvoller Auslegung der Anlage bei Werten zwischen 700 und 1180 kWh pro kW_p und Jahr,. Typischerweise sind die Erträge im Süden höher als im Norden, wobei selbst in Norddeutschland teilweise immer noch beachtliche Erträge generiert werden können – so hat eine Anlage in Norddeutschland 1085  kWh pro kW_p im Jahr 2008 generiert. Für eine Nennleistung von 1 kW werden Solarzellen mit einer Fläche von etwa 8–10 m² benötigt. Daraus ergibt sich für eine neue Anlage ein tatsächlicher Energieertrag von etwa 70–125 kWh pro Quadratmeter und Jahr (entspricht einer mittleren Leistungsabgabe von 8 bis 14,3 W pro Quadratmeter).

Mit diesem Online-Photovoltaik-Anlagen-Rechner, lässt sich der potentielle Energieertrag je nach Ort, Ausrichtung, Dachneigung, Fläche und Effizienz berechnen.

Tatsächlich erzeugte elektrische Energiemenge in Deutschland

Im Jahr 2007 errechnet sich für Deutschland aus der installierten Leistung von 3,81 GWp und der mittleren Leistung von 350 MW (erzeugte Energie von 3075 GWh) die mittlere Einschaltdauer von 807 h. Gemessen an den 8760 Stunden pro Jahr ergibt sich eine mittlere Ausnutzung der Arbeitsfähigkeit von 9,2 %. Das ist weniger als der Jahresdurchschnitt 2006 von 819 Stunden (9,3 %). Der Ausnutzungsgrad ist aber auch deshalb tief, weil durch das starke Wachstum ein wesentlicher Teil der Anlagen nicht das ganze Jahr Strom produziert haben: Eine Anlage welche erst im Dezember installiert wird, kann nur während eines Monats Strom produzieren, was deren Ausnutzungsgrad auf 12 Monate gerechnet wesentlich reduziert. Der Anteil an der deutschen Stromerzeugung lag 2008 bei 0,65 % (siehe Stromerzeugung).

Ein Forschungsprojekt der EU beschäftigt sich mit der tatsächlichen Leistung von Photovoltaik je nach Region. Hierzu gibt es eine Internetseite, auf der man sich, unter Angabe des Watt peak, die tatsächliche Leistung von Photovoltaik für alle größeren Städte in Europa und Afrika schätzen lassen kann.

Entwicklung der Stromerzeugung bei Photovoltaik in Deutschland

Jahr	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Erzeugung in GWh	64	116	188	313	557	1282	2220	3075	ca. 4000
installierten Leistung in MWpeak	100	178	258	408	1018	1881	2711	3811	ca. 5311
Mittlere Einschaltdauer in h (auch Volllaststunden genannt)	640	652	729	767	547	682	819	807	ca. 753
Ausnutzung der Arbeitsfähigkeit in %	7,3 %	7,4 %	8,3 %	8,8 %	6,2 %	7,8 %	9,3 %	9,2 %	ca. 8,6 %

Wirkungsgrad

Die heutzutage mit Solarzellen in der Photovoltaik erzielbaren Wirkungsgrade reichen von wenigen Prozent bis zu über 40 Prozent. Da die Solarenergie gratis ist, spielt ein höherer Wirkungsgrad einer Zelle nur solange eine Rolle, als er die Investitionskosten der Photovoltaik-Anlage reduzieren kann. Ein möglichst hoher Zellen Wirkungsgrad ist nur dann entscheidend, wenn die Fläche begrenzt ist, die Masse der Zelle möglichst klein sein muss und die Kosten zudem zweitrangig sind (zum Beispiel bei einem Satelliten oder einem Rennwagen).

Organische Solarzellen erzielen derzeit bis zu sechs Prozent Wirkungsgrad, Dünnschichtmodule auf Basis von amorphem Silizium etwa 5 bis 13 Prozent, Solarzellen aus polykristallinem Silizium 13 bis 18 Prozent, Zellen aus monokristallinem Silizium zwischen 14 und 24 Prozent. Sogenannte Konzentratorzellen können in Laborsituationen über 40 Prozent Wirkungsgrad erzielen.

Konzentrator-Photovoltaikmodule weisen einen höheren Wirkungsgrad als konventionelle Photovoltaikmodule auf. Zum einen weil effizientere, teurere Zellen verwendet werden können und zum anderen steigt der Wirkungsgrad mit einer höheren Lichtintensität, da der Kurzschlussstrom der Zelle proportional zur Lichtintensität ansteigt und gleichzeitig die Zellenspannung zunimmt. Da der optische Konzentrator die Solarstrahlung von einer großen Eingangsfläche auf die relativ kleine Solarzelle bündelt, ist eine wirksame (Wasser-)Kühlung der Solarzelle notwendig, weil sonst deren Temperatur unzulässig ansteigen und der Zellen-Wirkungsgrad zudem abnehmen würde. Da Konzentrator-Photovoltaikmodule wegen der Lichtbündelung zwingend auf Nachführsysteme angewiesen sind, erhöht sich der Energieertrag gegenüber einer konventionellen Photovoltaikanlage wesentlich. Wegen der Lichtbündelung können Konzentrator-Photovoltaikmodule aber nur in Gebieten mit hoher direkten Sonneninstrahlung effektiv eingesetzt werden. Sie konkurrieren diesbezüglich also im Wesentlichen mit Solarwärmekraftwerken. Die höheren Investitionskosten von Konzentrator-Photovoltaik haben deren höheren Energieertrag verglichen mit konventionellen Photovoltaikanlagen bis anhin nicht wettmachen können.

Ein Problem heutiger Solarmodule besteht darin, dass ein Teil des Sonnenlichts nicht absorbiert und in elektrischen Strom umgewandelt, sondern von der Oberfläche reflektiert wird. Schwarzes Silicium vermeidet diese Reflexionen fast vollständig und könnte so in Zukunft den Wirkungsgrad um ca. 30–40 % gegenüber herkömmlichen Silizium-Modulen steigern. Gegenwärtig existiert diese neue Technologie allerdings erst im Labormaßstab.

Zum Vergleich: Herkömmliche Glühlampen verwandeln etwa drei bis fünf Prozent der eingesetzten Energie in Licht, der Wirkungsgrad von Kohlekraftwerken beträgt zur Zeit im weltweiten Mittel etwa 31 Prozent, der von Kernkraftwerken etwa 32 bis 36 Prozent, moderne Wasserkraftwerke erzielen bis zu 90 Prozent. Thermische Solaranlagen (Sonnenkollektoren) können bis zu 90 Prozent der Sonnenstrahlung in Wärme umwandeln.

Performance Ratio und Systemwirkungsgrad

Der Systemwirkungsgrad beschreibt den Wirkungsgrad des gesamten Solarsystems einschließlich der Verluste durch die Umwandlung im Wechselrichter, die Länge der Stromleitungen, Verschattungen und ggf. weitere Faktoren.

Die Performance Ratio (PR) beschreibt das Verhältnis zwischen Nutzertrag und Sollertrag einer Anlage und wird häufig auch Qualitätsfaktor (Q) genannt. Sie gibt an, wie viel von dem gerade erzeugten Strom tatsächlich zur Nutzung bereit steht. Die PR einer Photovoltaikanlage sollte im allgemeinen einen Wert von mindestens 70 Prozent erreichen.

Verwendung der erzeugten Energie

Solarmodule erzeugen immer Gleichstrom mit einer niedrigen Spannung, für die es kaum geeignete Verbraucher gibt. Die meisten elektrischen Energieverbraucher sind auf Wechselstrom (zum Beispiel im Haushalt 230 V, 50 Hz) angewiesen, da das Energieversorgungssystem aus verschiedenen technischen Gründen (Leitungsverluste, Transformatoren, Drehstrommotoren und Sicherheit) in Wechselstromtechnik gebaut wurde. Bei der Umwandlung und Übertragung des Gleichstroms in Wechselstrom entstehen Verluste (meist 3 bis 7 %). Als Umwandler werden Wechselrichter verwendet. Dies sind – technisch gesehen – starke Oszillatoren der Frequenz 50 Hz. Ohne diese ließe sich der erzeugte Strom nicht in das öffentliche Netz einspeisen.

Bei einem Einsatz in Deutschland wird die Energie, die zur Herstellung einer Photovoltaikanlage benötigt wird, in zwei bis sieben Jahren wieder hergestellt. Der Erntefaktor liegt zwischen 1,5 und 38. Die Lebensdauer wird auf 30 bis 40 Jahre geschätzt. Der energieintensive Teil der Solarzelle kann 4- bis 5-mal wiederverwertet werden.

Flächenabschätzungen für die Bundesrepublik Deutschland

Solarstrahlungspotenzial in Europa

Energieertrag

Obwohl die insgesamt zur Verfügung stehende Sonneneinstrahlung immens hoch erscheint, ist deren Leistung pro Fläche mit maximal 1 kW/m² verhältnismäßig gering. Deshalb benötigt die Photovoltaik relativ viel Fläche, was aber dadurch relativiert wird, dass Photovoltaik im Gegensatz zu Großkraftwerken auf bebauter Fläche (Dächer, Fassaden, Parkplätze, Brücken, Schallschutzwände etc.) installiert werden kann. Wirtschaftlich ausschlaggebend für die Amortisation ist nicht die Spitzenleistung einer Photovoltaik-Anlage, sondern die Stromerzeugung pro Jahr.

Flächenabschätzung bei Erzeugung des gesamten elektrischen Energiebedarfs durch PV

In Deutschland wurde 2007 die elektrische Energie von 636 TWh verbraucht. Bei einer mittleren Sonneneinstrahlung von 900 kWh/kWp ist demnach eine Leistung von knapp 707 GWp für die Bereitstellung dieser elektrischen Energie erforderlich. Bei einem Photovoltaik-Wirkungsgrad von 15 % entspricht das einer Fläche von 4713 km² bei 1 kWp/m². Das entspricht lediglich 1,3 % der Fläche von Deutschland.

Nach Ecofys eignen sich mehr als 2300 km² Dach- und Fassadenfläche (0,65 % der Gesamtfläche Deutschlands) für die Nutzung durch PV-Anlagen.

In Osnabrück wurde Anfang 2008 eine Studie vorgestellt, die zum folgenden Ergebnis kam: Auf 27.500 Gebäuden sind 2 km² Dachfläche für die Photovoltaik-Nutzung geeignet. Über diese Fläche könnten 249.000 MWh/Jahr Strom gewonnen werden, die den derzeitigen Strombedarf aller Privathaushalte von Osnabrück (233.000 MWh/Jahr, Stand 2006) mehr als vollständig decken würden.

Speichertechnologien zur Zwischenspeicherung überschüssiger Energie

Die Zwischenspeicherung von überschüssiger Energie aus erneuerbaren Kraftwerken spielt momentan noch eine untergeordnete Rolle, da im momentanen deutschen Strommix (Stromkennzeichnung) der Anteil der thermischen Kraftwerke inklusive Biomasse-Kraftwerke über 85 % beträgt. Das heißt, dass überschüssige erneuerbare Energie nicht speziell zwischengespeichert wird, stattdessen wird die Leistung von thermischen Kraftwerken und der Verbrauch insbesondere von Erdgas und Steinkohle entsprechend reduziert. Das europäische Netz ist bereits heute in der Lage mit Hilfe von Wetterprognosen verhältnismäßig hohe Strommengen aus erneuerbaren Energien aufzunehmen. Am 30. Dezember 2009 wurden in Spanien während 3,5 Stunden 54,1 % des spanischen Strombedarfs durch Windkraftanlagen gedeckt und in Portugal wurden am 15. November 2009 gar 71 % des portugiesischen Strombedarfs durch Windkraftanlagen gedeckt, obwohl diese beiden Länder nicht in zusätzliche Energiespeicher investiert hatten.

Realisiert: Speicherung mittels Speicher und Pumpspeicherwerk

Ein Speicherkraftwerk ist ein Wasserkraftwerk mit einem Stausee und einer hohen Fallhöhe, wo die potentielle Energie von Wasser gespeichert wird und welches meistens mit Pelton-Turbinen (seltener auch mit Francis-Turbinen) ausgerüstet ist und nahezu beliebig und innert Minuten elektrische Leistungen bis in den Gigawattbereich generieren kann. Falls hohe Mengen an erneuerbarer Energie ins Netz gespeist werden, kann die Leistung und somit auch der Wasserverbrauch von Speicherkraftwerken reduziert bzw. ganz abgestellt werden. Auf diese Weise werden bereits heute die Wasserreserven in den spanischen Stauseen geschont, insbesondere im Winter, wenn die Windkraftwerke mehr Energie produzieren und Regenfälle ausbleiben.

Ein Pumpspeicherwerk dient der Speicherung von elektrischer Energie durch vorübergehende Umwandlung in potentielle Energie von Wasser. Es ist kein Kraftwerk im herkömmlichen Sinn, weil es keinen Strom erzeugt, sondern wegen der mit der Zwischenspeicherung verbundenen Wirkungsverluste im Schnitt Strom verbraucht. Es ist ein zur Netzregelung notwendiger Stromverbraucher. Der Wirkungsgrad liegt bei circa 75–80 %. Das ein PSW zum Betrieb eine möglichst große Höhendifferenz zwischen Ober- und Unterbecken benötigt, ist das Potential in Deutschland aufgrund von besiedelten Tälern und des mit dem Ausbau verbundenen Landschaftsverbrauchs fast ausgeschöpft.

Alleine in der Schweiz wird dagegen die Pumpspeicherleistung mit mehreren PSW um 4 GW erhöht, da der Strompreis zwischen Tag und Nacht stark fluktuiert (als Vergleich: die gesamte Pumpspeicherleistung in Deutschland beträgt 4,2 GW). Auf diese Weise können die Schweizer PSW-Betreiber während der Nacht und an Wochenenden Strom vorwiegend aus Frankreich importieren (Frankreich besitzt ein Überangebot an Grundlastkraftwerken) und am Tag während des Spitzenbedarfs in Mitteleuropa gewinnbringend verkaufen.

Die addierte Wasserkraftleistung von Deutschland, Frankreich, Schweiz, Österreich, Norwegen und Schweden zusammen beträgt bereits über 100 GW.

Realisiert: Speicherung mittels Druckluft

Ein Druckluftspeicherkraftwerk dient der Speicherung von elektrischer Energie durch Umwandlung in Luftdruckdifferenzen zwischen Speicher und Atmosphäre. An der Verbesserung des Wirkungsgrades des einzigen deutschen Druckluftspeicherwerks in Huntdorf wird seit 31 Jahren geforscht, er liegt immer noch bei etwa 42 % und erfordert eine Zusatzheizung durch Erdgas. Dies erhöht die Stromkosten zwischen Einspeisung und Abgabe um mindestens 40 %, was teurer als bei Pumpspeicherkraftwerken ist.

Realisiert: Speicherung in Wärmeenergie

Wenn Warmwasser elektrisch generiert wird, wird die Wärme häufig in einem Warmwasserspeicher gespeichert. Das heißt, die elektrische Energie wird in Wärme umgewandelt und als Wärme gespeichert. Wasser hat eine hohe Wärmekapazität und kann deshalb viel Energie günstig als Wärme speichern. Ein Beispiel: Ein Saisonspeicher in einem Mehrfamilienhaus kann prinzipiell gar die Energie, welche eine 10-kW-PV-Anlage in 12 Monaten generiert als Wärme bei einer Temperaturdifferenz von weniger als 40 °C speichern. Elektrische Warmwasserheizungen werden bereits heute während der Nacht betrieben und somit elektrische Energie in Wärmeenergie gespeichert, wenn Grundlastwerke überschüssigen Strom generieren. Das gleiche Prinzip kann angewendet werden, wenn erneuerbare Kraftwerke überschüssigen Strom generieren. Falls zudem fossile Heizungen (Öl und Gas) zukünftig vermehrt durch Wärmepumpen mit Wärmespeicher ersetzt werden, wird die speicherbare Wärmeenergie enorm zunehmen, da momentan 75 Prozent des deutschen Gebäudeenergiebedarfs alleine für die Heizung verbraucht wird.

Vision: Akkumulatoren in Elektrofahrzeugen

Überschüssiger Strom könnte auch durch in Elektrofahrzeugen integrierte Akkumulatoren bzw. Superkondensatoren zwischengespeichert werden. Dabei wird das Fahrzeug außerhalb seiner Betriebszeiten – etwa nachts oder während des Parkens am Arbeitsplatz – an das Strom-Verteilnetz angeschlossen, und über eine entsprechende Betriebs-Software dem Versorgungsnetz zur Nutzung als Regelenergie-Speicher zur Verfügung gestellt. Die Nutzung des Speichers muss vom Verteilnetzbetreiber bzw. dem als Vertragspartner des Fahrzeuginhabers auftretenden Dienstleister entsprechend vergütet werden.

Problematisch ist, dass die typischerweise in Elektrofahrzeugen eingesetzten Akkus nur etwa 1000 Lade- und Entladezyklen überstehen und einer schrittweisen Abnutzung unterliegen. Ein Akkumulator kann allerdings auch nur im Ladezyklus betrieben werden und so flexibel überschüssige Energie zwischenspeichern ohne den Akkumulator zusätzlich zu belasten. Der Chevrolet Volt welcher voraussichtlich ab 2011 ausgeliefert wird, kann mit einer Leistung von 10 kW aufgeladen werden. Wenn 4,1 Millionen solcher PKWs (10 % des Deutschen Kraftfahrzeugbestandes) ans Netz geschlossen werden, entspricht das einer gesamten maximalen Leistungsaufnahme von 41 GW.

Vision: Speicherung mittels Wasserstoff

Überschüsse aus erneuerbaren Energien könnten mittels Elektrolyse in Wasserstoff und nach Zwischenspeicherung mit Hilfe von Brennstoffzellen mobil wie stationär, bedarfsgerecht in Wärme und Strom gewandelt werden. Problematisch ist, dass Wasserstoffmoleküle durch die meisten Materialien – insbesondere Kunststoffe und Gummi – diffundieren. Wasserstoff kann nur in massiven Metallgefäßen gespeichert werden, deren Anschlussflansche und Ventile aufwändig gasdicht gemacht werden müssen.

Ein Transport unter hohem Druck über weite Strecken in Metallpipelines – wie beim Erdgas – ist technisch zwar mit Hilfe doppelwandiger Metallpipelines realisierbar, würde aber zu hohen Gasverlusten durch Diffusion führen. Deshalb muss die Speicherung von Wasserstoff relativ nah am Ort der Entstehung erfolgen. Eine solche Wasserstoffspeicherung müsste unter Druck als Druckgas oder unter Kühlung als Flüssiggas erfolgen, ein weiteres Verfahren wäre die Speicherung in Metallhydrid. Bei Druckgas kommt es aufgrund der notwendigen Energie zur Kompression zu hohen Verlusten (circa 12 % der erzeugten Energie) und beim Flüssiggas zu noch höheren Verlusten durch die Kühlung (etwa 20 % des Energieinhaltes des Wasserstoffs). Weitere Verluste entstehen durch den Transport des Gases in schweren Metallbehältern zum Verbraucher. Würde der Wasserstoff für das Autofahren verwendet, ergeben sich zusätzliche Verluste durch das Mittransportieren der schweren Metalltanks.

Bei der Rückumwandlung in Strom werden Brennstoffzellen verwendet. Diese haben im Moment (Stand: 5/2009) eine Lebensdauer von einigen tausend Betriebsstunden bei mobiler Verwendung, und bis zu 40.000 Betriebsstunden bei stationärer Verwendung. Dies macht die Brennstoffzelltechnik im Moment noch zu einer sehr teuren Technik, die noch nicht für den Einsatz in der breiten Praxis ausgereift ist.

Weltweites Potenzial

Strahlungsatlas

Entwicklung des weltweiten Energiemixes bis 2100

Sehr viel besser als in Deutschland ist das weltweite Potenzial der Photovoltaik. Aufgrund der hohen Solarstrahlungswerte lassen sich in Chile (2400 kWh/m²/Jahr), Kalifornien (2150 kWh/m²/Jahr), Australien (2300 kWh/m²/Jahr) oder Indien (2200 kWh/m²/Jahr) deutlich günstigere Stromgestehungskosten erzielen. Hinzu kommt, dass in vielen Entwicklungsländern kein Stromnetz existiert und somit die Photovoltaik eine preisgünstigere Möglichkeit bietet, elektrischen Strom zu erzeugen, als dies mit Dieselgeneratoren möglich ist.

Standortfragen

Eine aus europäischer Sicht interessante Option wäre die Erzeugung von Solarstrom in Nordafrika und dessen Transport via Hochspannungsgleichstromübertragung nach Europa. Allerdings sind bei solchen Modellen die notwendigen Investitionen zum Aufbau der gesamten technischen Infrastruktur und die Übertragungsverluste angesichts der Entfernung zu berücksichtigen. Berücksichtigt werden müsste außerdem die politische Instabilität in einigen Ländern dieser Region.

Aufgrund der hohen Einspeisevergütung durch das EEG in Deutschland wird die weltweite Nachfrage nach Solarzellen von deutschen Abnehmern dominiert. Dies führte in den vergangenen Jahren zu Engpässen bei der Herstellung und entsprechend hohen Preisen für Solarzellen. Nachdem die Produktionskapazitäten aufgrund der hohen Preise erheblich erweitert wurden, führt das vergrößerte Angebot mittlerweile zu deutlich sinkenden Preisen.

Netzparität

Netzparität, im englischen auch als Grid Parity bezeichnet, wird dann erreicht, wenn elektrische Energie aus einer Photovoltaikanlage zum gleichen Preis wie der Endverbraucherstrompreis angeboten werden kann. Liegen die Energiekosten einer Photovoltaikanlage unter den Kosten des Endverbraucherstrompreises, kann es für den einzelnen Anlagenbetreiber sinnvoller sein, seinen Solarstrom als Endverbraucher mit Gewinn selber zu verbrauchen, statt ihn in das öffentliche Netz einzuspeisen. Im Endverbraucherstrompreis als Mix aus Stromerzeugungskosten verschiedener Kraftwerkstypen sind die Einzelkosten des Stroms eines einzelnen Kraftwerkstyps für den Verbraucher nicht transparent.

Nicht zu verwechseln ist „Grid Parity“ jedoch mit einer Wettbewerbsfähigkeit von Solarstrom mit Strom aus anderen Kraftwerkstypen beim Stromhandel aller Stromanbieter. Wettbewerb bedeutet, dass der Strom aus einem bestimmten Kraftwerkstyp direkt in Konkurrenz zu billigerem Strom aus einem anderen Kraftwerkstyp steht. Da der Strompreis beim Handel ständig schwankt, kann auch teurer Strom zu bestimmten Zeiten konkurrenzfähig sein.

Integration in das Stromnetz

Schwankung des Angebots

Jahres- und Tagesgang der Stromerzeugung aus Photovoltaik

Jahresgang in Tagesdarstellung

Jahresgang in Monatsdarstellung

Die Erzeugung von Solarstrom ist statistisch sehr gut vorhersagbar. Sie unterliegt einem typischen Tages- und Jahresgang. Diese Kurve wird überlagert durch die Wetterabhängigkeit der Sonneneinstrahlung. Auch diese lässt sich inzwischen durch Wetterbeobachtung sehr gut vorhersagen. Deshalb kann Solarstrom im Sommer zur Deckung eines Teils der Mittellast um die Mittagszeit genutzt werden. Allerdings kann auch im Sommer die Erzeugung von Solarstrom wetterbedingt bis auf die Grunderzeugung von Solarstrom aus diffusem Licht einbrechen. Im Winter aber kann Solarstrom zur Deckung der Mittellast nicht genutzt werden. Die Mittellasterzeugung muss im Winter mehr oder weniger komplett durch andere Kraftwerke übernommen werden.

Konformität zum Verbrauch

Da Strom aus Photovoltaik naturgemäß tagsüber, zu Zeiten hohen Verbrauchs zur Verfügung steht, trägt sie bei sonnigen Bedingungen zur Deckung der Mittellast bei und ergänzt damit Grundlastkraftwerke, kann diese allein aber nicht ersetzen. Photovoltaikleistung entsteht zwar „ungesteuert“ aber vorhersagbar und hat ihr Maximum gerade in der mittäglichen Tageshöchstlast. Sie mindert somit den Mehrbedarf um diese Uhrzeit und unterstützt die vorhersehbare (geplante) Spitzenlast in diesem Teil des Tageslastgangs. Unvorhergesehene Spitzenlast muss wie bisher durch dafür geeignete Spitzenlastkraftwerke bereitgestellt werden.

Übertragung

Bei einer dezentralen Stromversorgung aus vielen großflächig verteilten und kleinen Photovoltaikanlagen im Leistungsbereich einiger 10 kVA werden Leitungsverluste aufgrund der geringen Entfernungen zwischen Quelle und Verbraucher verringert. Die erzeugte Leistung verlässt den Niederspannungsbereich praktisch nicht, sondern wird lokal verbraucht. Es speist der Betreiber einer häuslichen Photovoltaikanlage jene Mehrleistung die er nicht selbst verbraucht in den lokalen Strang des Niederspannungsnetzes ein: Diese Mehrleistung wird durch unmittelbar benachbarte Niederspannungsverbraucher aufgebraucht. 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.

Speicherung

Bei Inselanlagen wird die gewonnene Energie in Batterien gepuffert. Die deutlich häufigeren Verbundanlagen speisen tagsüber den erzeugten Strom direkt in das Verbundnetz ein. Dadurch, dass sich die Tagesganglinien des Stromverbrauches mit dem aus der Sonne erzeugten Strom teilweise decken, unterstützen Photovoltaikanlagen häufig die Grundlastkraftwerke bei der Spitzenlaststromerzeugung.

Verbundanlage

Bei im Verbundnetz betriebenen Anlagen kann die wartungsintensive Energiespeicherung in einem Zwischenkreis entfallen, der eingespeiste elektrische Strom wird sofort verbraucht, der Ausgleich der unterschiedlichen Verbrauchs- und Angebotsleistungen erfolgt über das Verbundnetz. Eine Zwischenspeicherung ist nicht notwendig, solange das momentane Gesamtangebot aus Photovoltaik nicht häufig über der momentanen Last im Stromnetz liegt. Statt dessen wird die Produktion in regelbaren Kraftwerken zurück gefahren, die Anlage wird als „negativer Stromverbraucher“ behandelt. Bei kleineren Anlagen wird immer dann elektrische Leistung von der Photovoltaikanlage mittels Wechselrichter in das Verbundnetz abgegeben, wenn entsprechende Sonneneinstrahlung vorhanden ist. Fehlt diese Primärenergie, beispielsweise in der Nacht, wird elektrische Leistung aus dem Verbundnetz von anderen Erzeugern des Energiemixes bezogen. Bei größeren Photovoltaikanlagen kommt wie bei allen größeren Kraftwerken noch eine zusätzliche Leistungsregelung über eine Fernsteuerung hinzu, die es erlaubt je nach Bedarf weniger Leistung in das Netz abzugeben als möglich wäre, um einen stabilen Betrieb des Versorgungsnetzes zu gewährleisten.

Da auch in einem großen Verbundnetz Verbrauchsschwankungen kurzfristig ausgeglichen werden müssen, erfolgt die Speicherung von überschüssiger elektrischer Energie beispielsweise in dezidierten Speicherkraftwerken wie es Pumpspeicherkraftwerken darstellen. Diese speichern die elektrische Energie in Form von potentieller Energie mit Speicherwirkungsgraden von rund 80 % und können diese Energie bei Verbrauchsspitzen kurzfristig als elektrische Energie in das Verbundnetz abgeben. Die erreichbaren Spitzenleistungen liegen je nach Größe des Speicherkraftwerkes im Bereich von einigen 100 MVA. Diese Energiespeicherung ist nicht spezifisch auf die Photovoltaik bezogen, sondern dient dem allgemeinen Leistungsausgleich innerhalb eines Verbundnetzes.

Inselanlage

Bei Inselanlagen müssen die Unterschiede zwischen Verbrauch und Leistungsangebot der Photovoltaikanlage durch zusätzliche Energiespeicher ausgeglichen werden. Beispielsweise um elektrische Verbraucher auch während der Nachtstunden oder bei ungenügender Sonneneinstrahlung betreiben zu können. Die Speicherung erfolgt aufgrund der kleinen Leistungen meistens über einen Gleichspannungszwischenkreis mit Akkumulatoren, welche die elektrische Leistung bei Bedarf an den Verbraucher abgeben können. Neben den meist noch üblichen und kostengünstigen Bleiakkumulatoren kommen auch neuere Akkutechnologien mit besserem Wirkungsgrad wie Lithium-Titanat-Akkumulatoren zur Anwendung. Mittels Wechselrichter wird daraus die übliche Netzwechselspannung mit 230 V und 50 Hz gebildet.

Anwendung finden Inselanlagen beispielsweise in entlegenen Gebirgsregionen, für die sich ein direkter Anschluss an das öffentliche Netz aufgrund der langen Leitungslängen nicht rechnet. 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.

Versorgungssicherheit

Trotz des schwankenden Angebots steht die etwa 24 Stunden vorher (auf Basis von Wettervorhersagen) prognostizierte Leistung aus Photovoltaik deutlich sicherer zur Verfügung als die eines einzigen Großkraftwerks. Ein unvermuteter Ausfall eines solchen großen Stromerzeugers hat im Stromnetz eine stärkere Störwirkung als der Ausfall einer einzelnen Photovoltaikanlage. Durch die breite Streuung und die hohe Anzahl der Photovoltaikanlagen ergibt sich eine im Vergleich zu einer einzelnen Großanlage extrem hohe Betriebssicherheit.

Um einen ungeplanten Ausfall großer Stromerzeuger abzusichern, muss permanent Reserveleistung bereitgehalten werden, dies ist für den Anteil Photovoltaikleistung nicht notwendig und spart somit Kosten, da aufgrund der vielen Einzelanlagen kein ungeplanter Totalausfall eintreten kann. Aber auch ein geplanter Stillstand eines Großkraftwerks (beispielsweise für eine Revision) muss durch ein anderes Kraftwerk abgesichert sein, was bei der Photovoltaik ebenfalls nicht erforderlich ist, da es bei allen PV-Anlagen zusammen nie eine gleichzeitige Revision oder Reparatur geben kann. Andererseits erbringen PV-Anlagen ihre Leistung wetterabhängig und ausschließlich während des Tages, damit kann sowohl bei der langfristigen Planung von Kraftwerksbauten als auch bei der täglichen Planung der Produktion nur ein Teil der PV-Leistung berücksichtigt werden.

Die Netzanschlussbedingungen schreiben vor, dass bei einem Stromausfall keine Kleinproduzenten (PV, aber auch Windkraft oder BHKW) mehr Strom einspeisen dürfen. Daher können übliche PV-Anlagen nichts gegen einen bereits eingetretenen Stromausfall bewirken. Anlagen, die ein komplettes Gebäude vom Netz- auf Inselbetrieb umschalten können, sind technisch möglich, aber nicht üblich. Bei steigender Einspeisung von dezentral erzeugtem Solarstrom aus Photovoltaik-Kleinanlagen müsste eine zentrale Steuerung der Anlagen durch die Netzbetreiber erfolgen, wie dies bei größeren Windparks bereits der Fall ist, um das Netz nach einem Totalausfall wieder in einen stabilen Zustand zu bringen. Dies würde aber eine Ausstattung eines großen Anteils von Kleinanlagen mit entsprechender Steuerungstechnik bedeuten.

Investitionskosten und Amortisationszeiten

Durch die im EEG festgelegten Einspeisevergütungen ergibt sich in Deutschland sowie in den weiteren Ländern, die ebenfalls Subventionsgesetze nach dem Modell des EEG eingeführt haben, für die wirtschaftliche Amortisation von Photovoltaik-Anlagen eine grundsätzlich andere Situation als es unter ungeregelten Marktumständen der Fall wäre. Durch die gegenüber dem Marktpreis wesentlich angehobenen Vergütungssätze wird die Amortisationszeit für den Betreiber der Anlage wesentlich verkürzt (bei bestenfalls 43,01 Euro-Cent pro kWh gegenüber 21,4 Euro-Cent Ökostrom-Preisdurchschnitt), und somit gegenüber dem Eigenverbrauch zu normalen Marktpreisen wirtschaftlich überhaupt erst rentabel gemacht. Für Endverbraucher, die eine Photovoltaik-Anlage betreiben, ergibt sich unter Anwendung des EEG, abhängig von der gewählten Technologie, evtl. Finanzierungskosten, sowie den Margen von Großhändlern und Monteur, derzeit Amortisationszeiten zwischen acht und fünfzehn Jahren, je nach Inbetriebnahmejahr. In Ländern ohne vergleichbare Subventionspolitik würde sich die gleiche Anlage (gleichbleibendes Klima vorausgesetzt) erst nach zehn bis dreißig Jahren amortisieren. Dennoch können Phototovoltaikanlagen gerade in Ländern ohne solche Subventionen wegen des geeigneteren Klimas häufig besonders wirtschaftlich betrieben werden (etwa in Ländern entlang des Äquators), da die Sonneneinstrahlung pro Fläche dort um ein Vielfaches höher ist.

Aufgrund eines massiven Überangebots sind die Preise für Solarstrom-Anlagen im Jahr 2009 deutlich gefallen. Ein kW_p schlüsselfertig installierte Leistung einer netzgekoppelten Photovoltaikanlage war gemäß der Photon-Marktübersicht im April 2009 für teilweise 3150 Euro erhältlich. Den Preis den man maximal bezahlten sollte, taxierte die Branchenzeitschrift Photon für 2009 auf 3450 Euro/kW_p. Dieser Preis umfasst sämtliche Kosten, das heißt inklusive Module, Zubehör, Material, Montage und Netzanschluss. Nicht inbegriffen ist die Umsatzsteuer.

Eine hierzulande installierte Anlage liefert in Süddeutschland nach dem aktuellen Stand der Technik einen Jahresertrag von etwa 850 bis 1200 kWh pro kW_p, in Abhängigkeit von Zellentyp, Ausrichtung, Dachneigung, Sonneneinstrahlung und Temperatur: Das Wetter bietet nicht jedes Jahr die gleichen Einstrahlungswerte, in Simulationsrechnungen geht man von den gemittelten Werten der letzten zehn Jahre für den jeweiligen Standort aus.

Für Betreiber von Photovoltaikanlagen besteht grundsätzlich immer die Möglichkeit, sich beim Finanzamt als Gewerbetreibender führen zu lassen. Dies hat den Vorteil, dass er dadurch vorbehaltlich eines eventuellen Antrags auf Umsatzsteuerbefreiung der Umsatzsteuerpflicht unterliegt, somit aber auch das Recht auf Vorsteuerrückerstattung erhält. Dadurch spart der Betreiber der Anlage bei der Anschaffung die gesamte Mehrwertsteuer. Die im EEG aufgeführten Vergütungen sind Nettopreise, auf welche beim unternehmerischen Betrieb der Anlage die Mehrwertsteuer (als sog. Durchlaufposten) aufgeschlagen wird. Die Umsatzsteuer ist dann vom Betreiber der Anlage, typischerweise quartalsweise, an das zuständige Finanzamt abzuführen.

Da die Umsatzsteuerpflicht gegenüber einem von der Umsatzsteuer befreiten gewerblichen Betrieb so gesehen keine wesentlichen Nachteile hat (zu nennen wäre allenfalls der durch die quartalsweisen Umsatzsteuer-Erklärungen geringfügig erhöhte bürokratische Aufwand), sollten Betreiber von Photovoltaikanlagen selbst bei einem Jahresertrag von weniger als 17.500 Euro auf eine mögliche Umsatzsteuerbefreiung verzichten, da hierdurch die Möglichkeit zur Vorsteuerrückerstattung ebenfalls entfiele. Zu berücksichtigen ist im Falle von Hartz -Bezug, dass Photovoltaikanlagenbetreibern Einkünfte aus der Photovoltaikanlage angerechnet und von der Hartz IV-Hilfe abgezogen werden.

Zu den Investitionskosten zählt auch die CO₂-Kreislaufbilanz der Herstellung. Diese ist abhängig von der Erzeugungsart des eingesetzten Stroms im Rahmen der Herstellung, also innerhalb der gesamten Produktions- und Transportkette. Im Idealfall sind die CO₂-Emissionen durch den Einsatz regenerativer Energien im Rahmen der Herstellung gleich null, erhöhen sich aber typischerweise durch Grauenergien während des Transportes (etwa durch den Betrieb von Verbrennungsmotoren in Schiffen und LKWs), bzw. durch weitere Grauenergien im Rahmen der Anfahrt und den Inbetriebnahme-Arbeiten des Monteurs vor Ort.

Aus der Absicht, durch Photovoltaik Strom zu erzeugen, ergibt sich ein Interesse an der kurzfristigen Amortisation des während der Herstellung eingesetzten Stroms. Die Zeiten bis zur energetischen Amortisation betragen technologieabhängig zwischen etwa drei Monaten bei in Drucktechnik hergestellten Dünnschichtmodulen, etwa drei Jahren bei typischen Cadmiumtellurid-Dünnschichtmodulen, bis zu deutlich über fünf Jahren bei monokristallinen Siliziummodulen. Die Energieaufwändigkeit verschiedener Herstellungsverfahren korreliert in etwa mit den Herstellungskosten, wodurch sich beim Kauf von Modulen aus weniger energieaufwändigeren Verfahren typischerweise ein Preisvorteil bei den Anschaffungskosten ergibt.

Stromgestehungskosten

Allgemeines

Bei Kapitalkosten von 4 % für die Investitionssumme und Betriebskosten von typisch ca. 1 % werden dem Betreiber einer Photovoltaikanlage 43 ct/kWh im ersten Betriebsjahr vergütet, bei einem üblichen Abschreibungszeitraum von 20 Jahren. Die tatsächlichen Erzeugungskosten liegen darunter. Diese Erstattungen liegen gegenwärtig etwa siebenmal höher als die Kosten für konventionelle Erzeugung (typischerweise 6 Cent/kWh) oder zweimal über den Strompreisen für Privatkunden. Die Differenz wird auf alle Stromverbraucher umgelegt und erhöht deren Stromrechnung. Diese für den Einzelnen pro Kilowattstunde nur geringen Belastungen addieren sich mittlerweile bundesweit auf mehrere Milliarden Euro jährlich.

Ist die Anlage abbezahlt, fallen bis zum Ende der Lebensdauer nur noch die geringen Betriebs- und Wartungskosten an, welche wie auch beim konventionellen Vergleichskraftwerk aus dem Betriebskostenanteil gedeckt werden. Bei konventioneller Stromerzeugung ist dagegen aufgrund der steigenden Brennstoffkosten mit einem Preisanstieg zu rechnen. Dieser Faktor wirkt aber erst im längerfristigen Vergleich mit konventionellen Formen der Stromerzeugung.

Vergleich mit konventioneller Erzeugung über den Einsatzzeitraum

Photovoltaik konkurriert durch ihr Angebotsverhalten direkt mit der konventionellen Mittellast, also überwiegend mit elektrischer Energie aus Steinkohlekraftwerken.

	Photovoltaik	Steinkohle	Kernkraft	Wind (onshore)	Wind (offshore)
spez. Investitionskosten in €/kWpeak	3500	860	3250	890	1500
spez. Investitionen in €/kWmittel	29200	1900	3600	4200	3500
jährliche Volllaststunden in h/a	900–1130	4000	8000	1840	3800
Ausnutzung der Arbeitsfähigkeit in Prozent (jährliche Volllaststunden / 8760 h pro Jahr)	12 %	46 %	91 %	21 %	43 %
jährliche Betriebskosten (fix) (bez. Inv.)	0,5 %	4 %	2 %	2 %	2 %
Brennstoffkosten + dynamische Betriebskosten in ct/kWh	—	3	2	—	—

Mit ihren deutlich höheren Investitionskosten und der markant niedrigeren Volllaststundenzahl zeigt die Tabelle die gegenwärtig deutlich höheren Kosten der Photovoltaik gegenüber der konventionellen Stromerzeugung. Der Vorteil der fehlenden Brennstoffkosten und dynamischen Betriebskosten kann über diese Darstellung nicht erkannt werden. Dazu ist eine Analyse der Stromgestehungskosten über den gesamten Einsatzzeitraum nötig. Durch die absolute Emissionsfreiheit im Betrieb weist die Photovoltaik extrem 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. Zu diesem Ergebnis kommt ein aktuelles Gutachten, welches vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt und dem Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung erstellt wurde. Negative Effekte fossiler Stromerzeugung wie die Kosten für CO₂-Zertifikate und die Steinkohlesubventionen sind bei dieser Betrachtung ausgenommen. Auch sind die Rückbbau- und Entsorgungskosten bei nuklearen Kraftwerken nicht berücksichtigt. Zudem muss man einräumen, dass eine Photovoltaik-Anlage auf einem bestehenden Dach im Gegensatz zu Grosskraftwerken nicht mit Großhandelsstrompreisen sondern mit Endverbraucherstrompreisen konkurrieren muss und ausschliesslich Tagesstrom produziert, welcher gegenüber dem Nachtstrom einen wesentlich höheren Wert aufweist.

Vergleich über Finanzierungskosten und Einstrahlung

Die Tabelle bildet die Stromgestehungskosten in Cent/kWh ab, bei 4 Prozent Kapitalkosten, 1 Prozent Betriebskosten und 20 Jahren Abschreibung. Da Photovoltaik-Anlagen kaum mechanischem Verschleiß unterliegen, hofft man, dass sie in der Regel bis weit über den Abschreibungszeitraum voll funktionsfähig bleiben.

20 Jahre, 4 %	2400 kWh	2200 kWh	2000 kWh	1800 kWh	1600 kWh	1400 kWh	1200 kWh	1000 kWh	800 kWh
200 €/kWp	0,8	0,9	1,0	1,1	1,3	1,4	1,7	2,0	2,5
600 €/kWp	2,5	2,7	3,0	3,3	3,8	4,3	5,0	6,0	7,5
1000 €/kWp	4,2	4,5	5,0	5,6	6,3	7,1	8,3	10,0	12,5
1400 €/kWp	5,8	6,4	7,0	7,8	8,8	10,0	11,7	14,0	17,5
1800 €/kWp	7,5	8,2	9,0	10,0	11,3	12,9	15,0	18,0	22,5
2200 €/kWp	9,2	10,0	11,0	12,2	13,8	15,7	18,3	22,0	27,5
2600 €/kWp	10,8	11,8	13,0	14,4	16,3	18,6	21,7	26,0	32,5
3000 €/kWp	12,5	13,6	15,0	16,7	18,8	21,4	25,0	30,0	37,5
3400 €/kWp	14,2	15,5	17,0	18,9	21,3	24,3	28,3	34,0	42,5
3800 €/kWp	15,8	17,3	19,0	21,1	23,8	27,1	31,7	38,0	47,5
4200 €/kWp	17,5	19,1	21,0	23,3	26,3	30,0	35,0	42,0	52,5
4600 €/kWp	19,2	20,9	23,0	25,6	28,8	32,9	38,3	46,0	57,5
5000 €/kWp	20,8	22,7	25,0	27,8	31,3	35,7	41,7	50,0	62,5

Kilowattstunden, die eine Anlage mit 1 kW_p pro Jahr liefert (auch spezifischer Jahresertrag in kWh/kWp)

Land	Ertrag in kWh/a	Ausnutzung der Arbeitsfähigkeit
Süddeutschland	≈ 900–1130	12 %
Schweiz, Mittelland	1050–1200	13 %
Alpen	1400–1600	17 %
Italien, Sizilien	≈ 1800	21 %
Südspanien	≈ 1800	21 %
China, Takla Makan	≈ 1840	21 %
USA, Great Basin	≈ 1930	22 %
Spanien, Kanaren	≈ 2000	23 %
USA, Hawaii	≈ 2100 (Haushaltsstrompreis: ca. 30 ct/kWh)	24 %
Afrika, Sahara	≈ 2270	26 %
Australien, Great Sandy	≈ 2320	26 %
Naher Osten, Arabien	≈ 2360	27 %
Südamerika, Atacamawüste	≈ 2410	28 %

Modulpreise

Module chinesischer Markenhersteller wie Trina, Suntech oder Yingli waren gemäß April-Heft 2009 des Solarstrom-Magazins Photon zu diesem Zeitpunkt für rund zwei Euro pro Watt erhältlich (Einkaufspreis für Handwerker). Deutsche Module waren meist teurer. Danach ist der Preis weiter auf 1,85 Euro je Watt für chinesische, taiwanesische, indische und thailändische Module und 2,33 Euro je Watt für europäische und amerikanische Module gefallen.

Seither sind die Modulpreise noch stärker gesunken. Im November 2009 waren die Modulpreise:

Modultyp, Herkunft	€/Wp
Kristallin Europa	2,10
Kristallin China	1,67
Kristallin Japan	2,07
Dünnschicht CdS/CdTE	1,67
Dünnschicht a-Si/µ-Si	1,46

First Solar hält gemäss eigenen Angaben den Rekord mit den tiefsten Herstellkosten für Solarmodule mit $0,85 pro Wp (etwa 0,60 €/Wp).

Das für die Investitionen (Bau neuer Fabriken) nötige Kapital wird hauptsächlich über Kredite, Kapitalerhöhungen und Gewinne durch den Modulverkauf finanziert. Gemessen an den Herstellungskosten (ca. 1900 €/kW_p) kostet Solarstrom bei 1000 kWh/Jahr ca. 19 Cent pro Kilowattstunde bzw. 9,5 Cent/kWh bei 2000 kWh/Jahr.

Photovoltaikanlagen enthalten keine beweglichen Teile und sind deshalb sehr langlebig. Sie können also durchaus über einen Zeitraum von 30 Jahren abgeschrieben werden. Folgende Tabelle zeigt die Stromgestehungskosten bei 30-jähriger Abschreibung.

30 Jahre, 4 Prozent	2400 kWh	2200 kWh	2000 kWh	1800 kWh	1600 kWh	1400 kWh	1200 kWh	1000 kWh	800 kWh
200 €/kWp	0,7	0,8	0,8	0,9	1,0	1,2	1,4	1,7	2,1
600 €/kWp	2,1	2,3	2,5	2,8	3,1	3,6	4,2	5,0	6,3
1000 €/kWp	3,5	3,8	4,2	4,6	5,2	6,0	6,9	8,3	10,4
1400 €/kWp	4,9	5,3	5,8	6,5	7,3	8,3	9,7	11,7	14,6
1800 €/kWp	6,3	6,8	7,5	8,3	9,4	10,7	12,5	15,0	18,8
2200 €/kWp	7,6	8,3	9,2	10,2	11,5	13,1	15,3	18,3	22,9
2600 €/kWp	9,0	9,8	10,8	12,0	13,5	15,5	18,1	21,7	27,1
3000 €/kWp	10,4	11,4	12,5	13,9	15,6	17,9	20,8	25,0	31,3
3400 €/kWp	11,8	12,9	14,2	15,7	17,7	20,2	23,6	28,3	35,4
3800 €/kWp	13,2	14,4	15,8	17,6	19,8	22,6	26,4	31,7	39,6
4200 €/kWp	14,6	15,9	17,5	19,4	21,9	25,0	29,2	35,0	43,8
4600 €/kWp	16,0	17,4	19,2	21,3	24,0	27,4	31,9	38,3	47,9
5000 €/kWp	17,4	18,9	20,8	23,1	26,0	29,8	34,7	41,7	52,1

Mittlerweile sind die zehnjährigen KfW-Kredite auf 5,40 Prozent (effektiv) angestiegen. Bei 5000 €/kW_p wird Solarstrom pro Prozentpunkt um 5 Cent/kWh teurer. Durch das nötige starke Wachstum und die damit verbundenen Investitionen in Milliardenhöhe werden auch alternative Energien immer teurer werden, bis das Wachstum nachlässt und sich die Preise wieder entspannen können. Dieser Effekt betrifft natürlich nicht nur die Photovoltaik, sondern auch alle anderen regenerativen und fossilen Energieträger.

20 Jahre, 12 Prozent	2400 kWh	2200 kWh	2000 kWh	1800 kWh	1600 kWh	1400 kWh	1200 kWh	1000 kWh	800 kWh
200 €/kWp	1,5	1,6	1,8	2,0	2,3	2,6	3,0	3,6	4,5
600 €/kWp	4,5	4,9	5,4	6,0	6,8	7,7	9,0	10,8	13,5
1000 €/kWp	7,5	8,2	9,0	10,0	11,3	12,9	15,0	18,0	22,5
1400 €/kWp	10,5	11,5	12,6	14,0	15,8	18,0	21,0	25,2	31,5
1800 €/kWp	13,5	14,7	16,2	18,0	20,3	23,1	27,0	32,4	40,5
2200 €/kWp	16,5	18,0	19,8	22,0	24,8	28,3	33,0	39,6	49,5
2600 €/kWp	19,5	21,3	23,4	26,0	29,3	33,4	39,0	46,8	58,5
3000 €/kWp	22,5	24,5	27,0	30,0	33,8	38,6	45,0	54,0	67,5
3400 €/kWp	25,5	27,8	30,6	34,0	38,3	43,7	51,0	61,2	76,5
3800 €/kWp	28,5	31,1	34,2	38,0	42,8	48,9	57,0	68,4	85,5
4200 €/kWp	31,5	34,4	37,8	42,0	47,3	54,0	63,0	75,6	94,5
4600 €/kWp	34,5	37,6	41,4	46,0	51,8	59,1	69,0	82,8	103,5
5000 €/kWp	37,5	40,9	45,0	50,0	56,3	64,3	75,0	90,0	112,5

Diese Kosten bei Großanlagen liegen gegenwärtig etwa fünfmal höher als die Kosten für konventionelle Erzeugung. Gemessen an den Haushaltsstrompreisen (circa 20 ct/kWh; 18 ct/kWh + 2 ct/kWh Grundgebühr) und Solarkleinanlagen ergeben sich 2,5-fach höhere Kosten.

In Italien ist seit dem Jahr 2006 Solarstrom auch ohne Fördermittel günstiger als Strom aus der Steckdose und damit wirtschaftlich geworden. Die Kilowattstunde Haushaltsstrom kostet dort ohne Grundgebühr durch die überraschend stark gestiegenen Rohstoffpreise 21,08 Cent/kWh. Mit durchschnittlich 1600 kWh (Sizilien sogar 1800 kWh) Solarstrahlung pro Jahr, 4 Prozent Kapitalrendite und 25 Jahren Abschreibung kostet Solarstrom bei 4600 €/kW_p nur noch 20,91 Cent/kWh. Bei Großanlagen mit 3900 € pro installiertem kW_p sinken die Kosten sogar auf 17,75 Cent/kWh und sind somit über 15 Prozent günstiger. Bei weiter sinkenden Preisen für Solarzellen von jährlich 8 Prozent und steigenden Kosten für Haushaltsstrom von 5 Prozent klafft diese Lücke weiter auf, wodurch der Solarmarkt sehr viel schneller als bisher erwartet wachsen könnte. Um in Italien einen 19-prozentigen Solarstromanteil zu erreichen, müssten 34 000 MW_p Leistung installiert werden, die 0,09 Prozent der Landesfläche beanspruchen würden. 9 Prozent der Fläche Siziliens könnten 25 Prozent des Strombedarfs der gesamten EU (etwa 2100 TWh/Jahr) decken.

Aktuelle Situation der Preisentwicklung

Die reinen Herstellungskosten der Module sind in den letzten Jahren stark gesunken. Das EEG hat somit wie geplant bewirkt, dass dank Massenproduktion, Produktivitätssteigerungen und technischem Fortschritt die Kosten gesenkt werden konnten. Die insbesondere durch den deutschen Markt ausgelöste weltweit andauernd hohe Nachfrage nach Solarmodulen und die begrenzten Produktionskapazitäten verhindern allerdings, dass der Gleichgewichtspreis für Solarmodule deutlich absinken kann, da die Nachfrage sofort anziehen würde. Denn in Deutschland wird – anders als in allen anderen Ländern – die Einspeisung von Solarstrom unbegrenzt gefördert. Solch eine unbegrenzte „Subventionierung“ von Solarstrom hat zur Folge, dass es bislang kein Überangebot an Solarmodulen gegeben hat. Sobald das Angebot gestiegen ist, wurden neue Solarkraftwerke in Deutschland gebaut, denn durch die hohe Einspeisevergütung fanden sich immer Investoren, welche die Module gekauft und die Einspeisevergütung in Anspruch genommen haben. Die Preise für Solarmodule sind in den Jahren 2004 und 2005 um durchschnittlich rund zehn Prozent gestiegen, seit Anfang 2006 stagnieren sie, seit Anfang 2007 sinken sie. Die Preise für Solarmodule lagen Anfang 2006 höher als 1999, dem Jahr vor der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Der Solarverband DGS kritisierte Mitte 2007 die Solarindustrie, dass sie ihre der Politik gegebenen Versprechungen zur Preissenkung von Solaranlagen nicht eingehalten hat.

Im August 2006 gab es weltweit 35 Länder (unter anderem Deutschland, Österreich, Japan, Frankreich, Spanien, Belgien, Kalifornien(USA), Südkorea, Italien, Griechenland und China) mit Einspeisevergütungen. Allerdings unterscheiden sich viele davon in einem wesentlichen Detail deutlich von den deutschen Regelungen. So wird in nahezu allen für die Solarbranche wichtigen Absatzländern der maximal geförderte Zubau von Solarstromanlagen durch bürokratische Hemmnisse beziehungsweise gesetzliche Regelungen begrenzt. In Deutschland hingegen gibt es keine Höchstgrenze für den geförderten Zubau, wodurch im Jahr 2006 rund 830 MW_p zugebaut wurden. Wegen der unbegrenzten Förderung sind nach Angaben des europäischen Solarindustrieverbandes EPIA auch im Jahr 2007 rund die Hälfte der weltweit hergestellten Solarmodule nach Deutschland verkauft worden. Dies entsprach laut EPIA einem Zubau von 1150 MW in Deutschland. In einer vorläufigen – und daher noch mit deutlichen Unsicherheiten behafteten - Erhebung kommt das Solarstrommagazin Photon für 2007 sogar auf einen etwas höheren Zubau für Deutschland von rund 1.350 MW. Verlässliche Zubauzahlen für 2007 werden für Ende 2008 erwartet. Zu diesem Zeitpunkt dürften die Daten aller rund 900 Netzbetreiber vorliegen und sich somit die Gesamtsumme ergeben. In ganz China wurden gemäß Angaben des Bankhauses Sarasin im Jahr 2007 hingegen nur 26 MW zugebaut. Ursache ist auch hier, dass die weltweiten Hersteller ihre Waren lieber zu hohen Preisen nach Deutschland verkaufen, statt in Länder, in denen es wie in China nahezu keine Förderung gibt.

Anders als in Deutschland ist Solarstrom in Spanien (1800 kWh/(m² · a), 14,33 ct/kWh ohne Installationskosten) mittlerweile gegenüber Gaskraftwerken zur Deckung der Spitzenlast wirtschaftlich geworden. Bremsender Faktor sind nach wie vor fehlende Investitionen in Solarsilizium produzierende Anlagen. Die Siliziumpreise am Spotmarkt stiegen von ursprünglich 15 $/kg (Chipsilizium mit tausendmal höherer Reinheit) auf teils deutlich über 100 $/kg. Für die Produktion von 1 kW_p sind circa 7 bis 10 kg Silizium notwendig. Die Solarindustrie tritt diesen aus der eigenen Branche vorgenommenen Preissteigerungen unter anderem durch Langfristverträge gegenüber. Somit verschieben sich durch die hohen Siliziumpreise die Gewinnmargen innerhalb der Solarbranche. Die Siliziumindustrie ist Teil der Solarindustrie. Der Bundesverband der Verbraucherzentralen schrieb in einer Stellungnahme zur im Mai beschlossenen EEG-Novelle: „Denn auch beim Silizium gibt es kein Problem von zu hohen Herstellungskosten, sondern dass die Hersteller den Engpass ausnutzen und mit Gewinnmargen von bis zu 50 Prozent ihre Ware massiv überteuert verkaufen.“ Solarunternehmen, welche sich ihre Siliziummengen durch langfristige Verträge sichern, zahlen geringere Preise als am Spotmarkt. Durch große technische Fortschritte konnte die Solarindustrie ebenso die Menge des pro Modul benötigten Siliziums deutlich reduzieren. Eine im März 2006 vom Solarstrom-Magazin PHOTON veröffentlichte Berechnung zeigt, dass die gestiegenen Siliziumpreise kein belastbares Argument für die überhöhten Modulpreise sind.

Weltweit wurden 2006 erst 0,06 Prozent des Strombedarfs bzw. 0,01 Prozent des Primärenergiebedarfs mit Photovoltaik gedeckt. Somit errechnet sich bei einer jährlichen Wachstumsrate von 20 Prozent ein Solarstromanteil von 0,77 Prozent beim elektrischen Strom beziehungsweise 0,13 Prozent bei der Primärenergie im Jahre 2020.

Da die Herstellungskosten um 20 Prozent pro Verdopplung der produzierten Menge sinken (positiver Skaleneffekt), errechnet sich bei einer 1%-igen Versorgung, einem 25%-igen jährlichen Wachstum der Branche und einer Sonneneinstrahlung von 1300 kWh/(m² · a) (weltweiter Durchschnitt 1500 kWh/(m² · a)) ein an den Herstellungskosten gemessener Preis von 2,0 ct/kWh (660 €/kW_p im Jahre 2018) am Strombedarf beziehungsweise 1,1 ct/kWh (370 €/kW_p im Jahre 2026) am Primärenergiebedarf. Dabei ist allerdings noch nicht berücksichtigt, dass der weltweite Bedarf steigt und sich bis 2050 der Primärenergiebedarf und Strombedarf verdreifachen könnte. Auch sei hier betont: Wenn die Herstellungskosten sinken, sinken nicht gleichzeitig die Preise der Anlagen. In den vergangenen Jahren war es vielmehr oft der Fall, dass die Hersteller ihre Kosten gesenkt haben, ihre Preise aber gleichzeitig erhöhten. Ursache dafür waren die hohen Einspeisevergütungen und die unbegrenzte Förderung für Solarstrom in Deutschland. Wegen dieser hatte die Solarindustrie keine Notwendigkeit, die gefallenen Herstellungskosten an die Verbraucher weiterzugeben.

In diesem Jahr (2009) kündigt sich jedoch durch stark sinkende Preise für Solarzellen und Solarmodule ein Durchbruch auf dem Strommarkt an, so dass Photovoltaik in Kürze preislich konkurrenzfähig zu konventionellem Strom werden könnte. Als Gründe für den Preisverfall gab Spiegel Online unter anderem Überkapazitäten durch den nahezu vollständigen Ausfall des spanischen Marktes und gefallene Siliziumpreise an, da inzwischen die Kapazitätsengpässe bei der Reinsiliziumpruduktion beseitigt wurden. Außer acht gelassen wird ferner, dass um die Mittagszeit anfallender Solarstrom teuren Spitzenlaststrom ersetzen kann, dessen Wert nicht selten bei über 1 Euro/kWh liegt.

Förderprogramme

Neben der Einspeisevergütung, die in Deutschland durch das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) geregelt ist, 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)

Einspeisevergütung

Die Vergütung des Solarstroms in Deutschland ist im EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) geregelt und wird auf alle Stromverbraucher umgelegt. Sie ist abhängig von:

• Jahr des Betriebsbeginns (je früher, desto höher)
• Anlagengröße (je kleiner, desto höher)
• Art der Aufstellung: An bestehenden Bauwerken wird stärker gefördert als bei freistehenden Anlagen.

So wird eine 30-kW_p-Anlage im Dach, die 2004 erstmals Energie lieferte, mit 57,4 ct/kWh vergütet, eine Freiflächenanlage von 2009 mit 31,94 ct/kWh.

Siehe Hauptartikel: Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bzw. Solarstrom

Kosten der Solarförderung für den Endverbraucher in Deutschland

Das Rheinisch-Westfälische Institut für Wirtschaftsforschung (RWI) hatte im April 2007 berechnet, dass die Förderung von Solarstrom durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz für die bis Anfang 2007 auf Dächern installierten Anlagen sich auf insgesamt 14,3 Mrd. Euro summiert. Dieser Betrag ist von den Stromverbrauchern als Aufschlag auf ihre Stromrechnung zu zahlen. Wenn die derzeitigen Förderbedingungen für Solarstrom bis 2020 fortgesetzt werden, müssen die Stromverbraucher laut RWI-Studie insgesamt 63 Mrd. Euro zusätzlich bezahlen. Das Solarstrom-Magazin Photon prognostizierte auf Grund des aktuellen Marktwachstums Kosten von rund 150 Milliarden Euro. Diese Zahl bezog sich dabei auf alle Solarstromanlagen, welche bis zum Jahr 2010 in Deutschland installiert werden. Zieht man hiervon den Wert des Solarstroms ab und zinst den Betrag ab, ergeben sich reine reale Mehrkosten in Höhe von rund 77 Milliarden Euro. Für alle nach 2010 installierten Solarstromanlagen ergeben sich weitere Mehrkosten, welche die Gesamtsumme der Einspeisevergütung für alle bis zum Jahr 2020 installierten Solarstromanlagen auf knapp 600 Milliarden Euro ansteigen lassen könnten. Auf heutigen Geldwert abgezinst und vermindert um den Wert des Solarstroms ergeben sich vom Stromverbraucher zu zahlende Mehrkosten in Höhe von rund 260 Milliarden Euro für den Zeitraum von 2000 bis zum Jahre 2039 (bei einer angenommenen Steigerung der erzeugten Solarstrommenge um deutlich mehr als das zwanzigfache von 2008 bis 2020). Als Vergleich, Deutschland bezahlte für den Import von Erdgas und Erdöl 67.8 Milliarden Euro im Jahr 2006. Angenommen der Erdgas- und Erdölpreis bleibt bis ins Jahr 2039 auf 2006 Niveau, dann werden über den gleichen Zeitraum 2'648 Milliarden Euro für diese beiden fossilen Brennstoffe bezahlt, welche, da es sich um importierte Güter handelt, im Gegensatz zum Solarstrom keine direkte Wertschöpfung in Deutschland erzeugen.

Die von Photon berechneten Kosten von 77 Milliarden Euro für alle bis 2010 installierten Anlagen ergäben umgelegt auf 20 Jahre und 39 Millionen Haushalte in Deutschland eine mittlere Mehrbelastung von knapp 100 Euro pro Haushalt und Jahr. Ab 2013 wird allerdings mit dem Erreichen der Netzparität gerechnet. Durch jährliche Steigerungen des Strompreises und durch Verringerung der Kosten für Photovoltaik Anlagen, sowie der damit verbundenen geringeren Einspeisevergütung, wird es ab Erreichen der Netzparität keine weitere Förderung und damit keine weiteren Belastungen für den Verbraucher durch neue Anlagen geben. Vielmehr werden die dann neu installierten Photovoltaik Anlagen zu einer Stabilisierung und Verringerung des Strompreises für den Verbraucher beitragen. Die zitierten Mehrkosten ab 2010 von 260 Milliarden Euro werden deswegen wahrscheinlich nicht in voller Höhe eintreten. Entscheidend sind die Differenzkosten für den Verbraucher, die bei einer Parität der Erzeugungskosten mit den Kosten am Hauszähler für Neuanlagen gegen Null gehen werden. Die Altanlagen dagegen werden zu den Preisen vergütet, die vom Erneuerbaren Energien Gesetz vorgegeben werden (gegenwärtig im Durchschnitt etwa 50 Cent/kWh). Durch die jährliche Steigerung der Strompreise für Endverbraucher, die von 2000 bis 2009 bei jährlich durchschnittlich 6 % lag, reduzieren sich die Differenzkosten für den Verbraucher kontinuierlich und erreichen nach 16,6 Jahren den Wert Null (Annahme: die Strompreise steigen weiterhin mit 6 % pro Jahr auf 50 Cent/kWh). Erfahrungsgemäß gehen solche Rechnungen nicht immer so einfach auf, da im Wettbewerb um den Kunden die Energieversorgungsunternehmen nur die am Markt durchsetzbaren Preise fordern können, die entsprechend niedriger ausfallen.

Volkswirtschaftliche Kostenbetrachtung

Über die Kosten von Strom aus Photovaltaikanlagen im Vergleich zu den Kosten für Strom aus Kohle- und Kernkraftwerken oder anderen Quellen bestehen auch unter Fachleuten sehr unterschiedliche Ansichten. Je nachdem werden in die Berechnungen nur eher kurzfristige Aufwendungen der aktuellen Wirtschaftsjahre einbezogen oder auch langfristige Kosten wie die Kohlesubventionen der vergangenen Jahrzehnte, die Schäden an Natur und Umwelt, die Abhängigkeit von Importen wie auch die langfristige Handhabung der Abfälle aus Atomkraftwerken.

Manche Berechnungen fokussieren besonders die CO₂-Bilanz, die ebenfalls von unterschiedlichen Faktoren wie z.B. dem Emissionsrechtehandel beeinflusst wird. Dividiert man beispielsweise einen angenommenen finanziellen Mehraufwand durch die Menge der durch den Einsatz der Solaranlagen vermiedenen CO₂-Emissionen, so erhält man derzeit (2009) CO₂-Vermeidungskosten von 300 bis 741 Euro je vermiedener Tonne CO₂-Emissionen. So gerechnet ist diese Technologie ineffizienter als beispielsweise andere erneuerbare Energiequellen, die Modernisierung des konventionellen Kraftwerksparks oder der Gebäudeisolierung, welche Kosten von bis zu 65 Euro je Tonne CO₂ verursachen oder sogar Kostenersparnisse erwirtschaften. Allerdings muss dabei beachtet werden, dass andere durch die Subventionierung verfolgte Ziele wie langfristige Versorgungssicherheit, Forschungs- und Standortförderung in dieser Betrachtung ebenso unberücksichtigt sind wie das Gesamtpotenzial einer angewandten Technologie.

Laut dem Bundesverband Solarwirtschaft waren im Jahr 2008 die Steuereinnahmen aus der Photovoltaik-Industrie höher als die Solar-Förderung. Der volkswirtschaftliche Nutzen lag nach dieser Berechnung bei 135 Milliarden Euro.

Installationen und weltweit führende Hersteller

Im Jahr 2007 wurden in Deutschland Solarstromanlagen mit einer Leistung von mindestens 1.150 Megawatt installiert. Für 2008 liegen noch keine Zahlen vor. So wird der Zubau beispielsweise von dem Beratungsunternehmen Solarbuzz auf 1.860 MW geschätzt. Die gesamt installierte Leistung lag Ende 2007 bei etwa 3.950 MW, Ende 2008 wären es mit Einbeziehung der Solarbuzz-Schätzung somit rund 5.800 MW. Damit lassen sich etwa 0,9 % des deutschen Stromverbrauchs decken.

Das mit 1 GW derzeit größte angekündigte Photovoltaik-Kraftwerk soll allerdings in China errichtet werden und eine in Kalifornien geplante 500-Megawatt-Anlage noch übertreffen. Ob diese Planungen allerdings umgesetzt werden, ist noch unsicher.

Deutschland dürfte 2009 mit einem Zubau von 2000 bis 2500 MW wieder der weltgrößte Absatzmarkt für Photovoltaik-Anlagen werden. Auf dem zweiten Platz dürften die USA mit einem Zubau zwischen 340 und 1.500 MW folgen. Im Jahr 2008 dürfte nach vorläufigen Zahlen Spanien das Land mit dem größten Zubau gewesen sein. Die Installation dürfte 2.700 bis 3200 MW betragen haben. Da der spanischen Regierung die Förderung zu teuer wurde, hat sie ab 2009 nur noch einen geförderten Photovoltaik-Zubau von jährlich rund 500 MW zugelassen. So wird der bis 2008 in Spanien erfolgte Zubau an Photovoltaikanlagen Vergütungszahlungen in Höhe von rund 40 Milliarden Euro nach sich ziehen. Da in Spanien der Staat den Strompreis subventioniert, muss dieser Betrag innerhalb der nächsten 20 Jahre vom spanischen Staat aufgebracht werden.

In Deutschland wurden im Jahr 2008 Solarzellen mit einer Leistung von 1460 MW hergestellt. Damit kam Deutschland auf den zweiten Platz hinter China, wo Solarzellen mit einer Leistung von 2589 MW produziert wurden. Während Deutschland und Japan 2008 Weltmarktanteile in der Zellfertigung verloren, konnten insbesondere China, aber auch Taiwan und weitere asiatische Länder deutlich Weltmarktanteile gewinnen. Mittlerweile kommt rund jede dritte weltweit verkaufte Solarzelle aus China, aus Deutschland kommen rund 19 Prozent der Weltproduktion.

Zwar war die größte Herstellernation für Solarzellen im Jahr 2008 China, doch der weltgrößte Hersteller von Solarzellen war mit 582 MW die Q-Cells AG aus Deutschland – gefolgt von First Solar (USA 504 MW) und Suntech (China 498 MW). Für das Jahr 2009 rechnet Photon damit, dass die amerikanische First Solar den ersten Platz der weltgrößten Hersteller von Solarzellen einnehmen könnte.

Schreibweise

Der Begriff der Photovoltaik geht auf den griechischen Begriff phōtos (φωτός, Licht) zurück und wird üblicherweise mit PV abgekürzt. Unter der deutschen Rechtschreibreform (Stand 2006) ist die Schreibweise Fotovoltaik die neue Hauptform, Photovoltaik jedoch eine weiterhin zulässige Nebenform. Die Hauptform Fotovoltaik ist jedoch im Deutschen Sprachraum und auch unter Fachleuten die weitaus ungebräuchlichere Variante als Photovoltaik. Die Abkürzung FV ist noch ungebräuchlicher als PV. International sind Schreibweisen sowohl mit Ph- (englisch photovoltaics) als auch mit F- (spanisch fotovoltaica) anzutreffen. Auch im Spanischen ist PV eine verbreitete gebräuchliche Abkürzung für Photovoltaik.

Siehe auch

• Solarzelle
• Grätzel-Zelle, Füllfaktor (Solarzelle), Dember-Effekt
• Solarstrom, Solarbatterie, Solarfahrzeug, Solarflugzeug, Solarluftschiff, Solarleuchte
• Erneuerbare Energie, Erneuerbare-Energien-Gesetz
• Solarthermie, Thermische Solaranlage, Sonnenwärmekraftwerk

Literatur

• 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.
• Sylvio Dietrich: PVProfit 2.2 – Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Anlagen. 3. Auflage, Verlag Solare Zukunft, Erlangen 2006, ISBN 978-3-933634-23-8 (mit Berechnungsprogramm auf CD-ROM, Softwarestand: 2009).
• Adolf Goetzberger, Bernhard Voß, Joachim Knobloch: Sonnenenergie: Photovoltaik – Physik und Technologie der Solarzelle. 2. Auflage, Teubner-Verlag, Stuttgart 1997, ISBN 3-519-13214-1.
• Heinrich Häberlin: Photovoltaik – Strom aus Sonnenlicht für Verbundnetz und Inselanlagen. VDE Verlag GMBH, Berlin 2007, ISBN 978-3-8007-3003-2.
• Ingo B. Hagemann: Gebäudeintegrierte Photovoltaik. Architektonische Integration der Photovoltaik in die Gebäudehülle. Rudolf Müller Verlag, Köln 2002, ISBN 3-481-01776-6.
• Ralf Haselhuhn, Claudia Hemmerle: Photovoltaische Anlagen: Leitfaden für Elektriker, Dachdecker, Fachplaner, Architekten und Bauherren. Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e. V., 2005, ISBN 3-9805738-3-4.
• Ralf Haselhuhn: Photovoltaik – Gebäude liefern Strom. 5. Auflage, Solarpraxis Verlag, Berlin 2005, ISBN 3-8249-0854-9 (Ein BINE-Informationspaket).
• Björn Hemmann, Tatjana Abarzúa, Christian Dürschner, Michael Vogtmann, Helmut Dillinger: Handbuch Bürger-Solarstromanlagen: Das solid-Konzept. 2. Auflage. Solare Zukunft, Erlangen 2005, ISBN 3-933634-15-6. 
• Roger Kanzenbach, Achmed Ischiklar, Mario Quade: Die Spielregeln der Photovoltaik – Die Tricks für den großen Gewinn. 2008.
• Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. 6. Auflage, Hanser Verlag, München 2009, ISBN 978-3-446-42151-6.
• Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. 2. Auflage, Hanser Verlag, München 2009, ISBN 978-3-446-41961-2.
• Simon Roberts, Nicoló Guariento: Gebäudeintegrierte Photovoltaik. Ein Handbuch. Birkhäuser Verlag, Basel 2009, ISBN 978-3-7643-9949-8.
• Thomas Seltmann: Meine Solaranlage – Photovoltaik: Strom ohne Ende: Netzgekoppelte Solarstromanlagen optimal bauen und nutzen. 4.  Auflage Solarpraxis Verlag, Berlin 2009, ISBN 978-3-934595-89-7.
• Hans-Günther Wagemann, Heinz Eschrich: Grundlagen der photovoltaischen Energiewandlung – Solarstrahlung, Halbleitereigenschaften, Solarzellenkonzepte. Teubner-Verlag, Stuttgart 1994, ISBN 3-519-03218-X.
• Andreas Wagner: Photovoltaik Engineering – Handbuch für Planung, Entwicklung und Anwendung. 2. Auflage, Springer-Verlag, Berlin/Heidelberg 2006, ISBN 3-540-30732-X.

Weblinks

Wiktionary: Photovoltaik – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

Commons: Photovoltaik – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

• Photovoltaic Geographical Informationssystem der EU – Schätzung der tatsächlichen Leistung von Photovoltaik mit Hilfe der Watt peak-Angabe je nach Region
• Photovoltaik und Solarthermie – Energielieferanten der Zukunft – Artikel aus IHKS-Fachjournal (Ausgabe 2008)
• 3Sat hitech: Was kostet die Sonne
• Plusminus: Solarstrom, wie Milliardenkosten verschleiert wurden
• Photovoltaik Informations Projekt