Photovoltaik Montagen M.Jarosch

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. Inhaltsverzeichnis [Verbergen]
1 Geschichte der Photovoltaik
1.1 Schreibweise
2 Technische Grundlagen
2.1 Nennleistung und Ertrag
3 Weltweites Nutzungspotenzial
4 Absatzentwicklung
5 Photovoltaik in Deutschland
6 Wirkungsgrad
6.1 Performance Ratio
6.2 Verschmutzung und Reinigung
6.3 Energetische Amortisation
7 Einsatzfelder
8 Integration in das Stromnetz
8.1 Schwankung des Angebots
8.2 Übertragung
8.3 Energiespeicherung
8.3.1 Inselanlage
8.3.2 Verbundanlage
8.4 Versorgungssicherheit
9 Staatliche Behandlung
9.1 Deutschland
9.1.1 Andere Fördermaßnahmen
9.1.2 Steuerliche Behandlung
9.2 Japan
9.3 Rumänien
10 Volkswirtschaftliche Betrachtung
10.1 Dämpfender Effekt auf die Börsenstrompreise
10.2 Reduzierung externer Kosten
10.3 Wertschöpfung
10.4 Weitere Entwicklung
11 Wirtschaftlichkeit
11.1 Anschaffungskosten und Amortisationszeit
11.2 Stromgestehungskosten
11.3 Modulpreise
12 Umweltauswirkungen
12.1 Produktion
12.2 Betrieb
12.3 Kohlendioxidbilanz
12.4 Flächenverbrauch
12.5 Recycling von PV-Modulen
13 Siehe auch
14 Literatur
15 Weblinks
16 Einzelnachweise
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.[1][2] 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 verwendet. Seit der deutschen Rechtschreibreform (Stand 2006) ist die Schreibweise Fotovoltaik die neue Hauptform, Photovoltaik eine weiterhin zulässige Nebenform. Im Deutschen Sprachraum[3] ist die Nebenform Photovoltaik (im Vergleich zur Hauptform) die gebräuchlichere Variante, insbesondere unter Fachleuten. Die Abkürzung FV ist 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 Abkürzung für Photovoltaik. Technische Grundlagen [Bearbeiten]

Bei der 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 Einspeisung der Energie in Stromnetze, die mit Wechselspannung betrieben werden, ist die von den Solarzellen erzeugte Gleichspannung von einem Wechselrichter umzuwandeln. 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. Dies dient 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 Ertrag, 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 wird in Wattstunden (Wh) gemessen, eine übliche Angabe ist auch Kilowattstunden pro Jahr (kWh/a). Standort, Ausrichtung der Module und Verschattungen haben wesentlichen Einfluss auf den Ertrag. 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. Weltweites Nutzungspotenzial [Bearbeiten]



Strahlungsatlas
Die als Licht und Wärme auf die Erdatmosphäre auftreffende Menge an Sonnenenergie beträgt jährlich 1,5 × 1018 kWh; dies entspricht in etwa dem 15.000-fachen des gesamten Weltenergiebedarfs der Menschheit im Jahre 2006 (1,0 × 1014 kWh/Jahr) oder dem etwa 10.000-fachen des Primärenergieverbrauchs der Menschheit im Jahre 2010 (1,4 × 1014 kWh/Jahr). Der Lichtenergieeintrag durch die Sonne beträgt pro Jahr etwa 1,1 × 1018 kWh, allerdings wird die Energie durch Wasserdampf und andere Bestandteile in der Luft verringert.[4] Die auf die Erdoberfläche treffende Strahlungsenergie kann aufgefangen und teilweise in Elektrizität umgewandelt werden, ohne dass Nebenprodukte wie Abgase (beispielsweise Kohlendioxid) entstehen. Aufgrund der hohen Einstrahlungsdichte und den damit verbundenen deutlich höheren Energieertragswerten lassen sich in südlichen Gebieten bzw. nahe dem Äquator, wie beispielsweise Chile, Kalifornien, Australien oder Indien, potentiell niedrigere Stromgestehungskosten als in Mitteleuropa erzielen. Hinzu kommt, dass in vielen Entwicklungsländern kein Stromnetz existiert und somit die Photovoltaik langfristig eine preisgünstigere Möglichkeit bietet, elektrischen Strom zu erzeugen, als dies z. B. mit Dieselgeneratoren möglich ist. Ein Forschungsprojekt der EU beschäftigt sich mit der tatsächlichen Leistung von Photovoltaik je nach Region.[5] Inzwischen gibt es mehrere Internetseiten, auf der die tatsächliche Leistung von Photovoltaik für die meisten Gebiete der Erde ermittelt werden kann.[6][7]
Absatzentwicklung [Bearbeiten]



Solarstrahlungspotenzial in Europa
Weltweit wurden bis Ende 2012 Photovoltaikanlagen mit einer Peak-Leistung von ca. 101 GW installiert; der Zubau 2012 betrug dabei etwa 30 GW.[8] Hauptabsatzmarkt ist mit einer installierten Leistung von 24.875 MWp (Stand 2011) Deutschland, gefolgt von Italien und Spanien, die aufgrund ihrer begünstigten Lage im Süden stark vertreten sind. Japan fördert den Solarmarkt durch Subventionen von über 9 Mrd. US$ und will 2020 damit 28 GW 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 10.000 MWp im Land erwartet. Der chinesische Absatzmarkt spielt bisher eine relativ geringe Rolle, obwohl chinesische Hersteller bei der Produktion von PV-Modulen weltweit führend sind. Aufgrund günstiger Fertigung und Überkapazitäten in China können trotz der geringeren Vergütungssätze noch rentable Photovoltaik-Projekte umgesetzt werden. Dies führt jedoch zu einem starken Margenverfall bei Händlern und Solarfirmen (sogenannte EPC). Außerdem entwickeln die nun starken und an der Börse gelisteten chinesischen Firmen ihr Direktgeschäft in den wichtigen Absatzmärkten, was die Umsatzentwicklung der Solarfirmen nachteilig beeinflusst.[9][10][11][12]
Der Zubau neuer Anlagen hält aus mehreren Gründen an:
die Modulpreise sind deutlich gesunken
Kürzungen der Förderung sind in einigen Ländern geplant
die meisten Länder der Welt betreiben eine Niedrigzinspolitik (siehe Finanzkrise ab 2007); deshalb freuen sich Investoren über eine risikoarme Anlagemöglichkeit, die relativ hohe Renditen erwarten lässt. Die folgenden Tabellen geben einen Überblick über die Entwicklung der installierten Nennleistung der Photovoltaikanlagen in der Europäischen Union in den Jahren 2005 bis 2011 und die weltweit installierte PV-Leistung. Installierte PV-Nennleistung in der EU in MWp
Nr. Staaten 2012[13] 2011[14] 2010[14] 2009[15] 2008[16] 2007[17] 2006[18] 2005[19]
1 Deutschland 32509 24875 17370 9959 6019 3846 2743 1910
2 Italien 16987 12764 3484 1157 458 120 50 46,3
3 Spanien 4214 3859 3438 3421 734 175 57,6
4 Frankreich 3843 2831 1197 335 104 46,7 33,9 26,3
5 Tschechien 1959 1959 463 54,7 4,0 0,8 0,5
6 Belgien 1812 1037 374 70,9 21,5 4,2 2,1
7 Großbritannien 1831 1014 76,9 29,6 22,5 18,1 14,3 10,9
8 Griechenland 631 205 55,0 18,5 9,2 6,7 5,4
9 Slowakei 488 174 0,2 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1
10 Österreich 174 95,5 52,6 32,4 27,7 25,6 24,0
11 Portugal 144 131 102 68,0 17,9 3,4 3,0
12 Bulgarien 1066 133 32,3 5,7 1,4 0,1 0,1
13 Niederlande 118 88,0 67,5 57,2 53,3 52,7 50,8
14 Slowenien 90,4 45,5 9,0 2,0 1,0 0,4 0,2
15 Luxemburg 30,6 29,5 26,4 24,6 23,9 23,7 23,6
16 Schweden 18,7 11,4 8,8 7,9 6,2 4,9 4,2
17 Dänemark 16,7 7,1 4,7 3,3 3,1 2,9 2,7
18 Malta 11,5 3,8 1,5 0,2 0,1 0,1 < 0,1
19 Finnland 11,2 9,6 7,6 5,6 5,1 4,5 4,0
20 Zypern 10,1 6,2 3,3 2,2 1,3 1,0 0,5
21 Ungarn 4,1 1,8 0,7 0,5 0,4 0,3 0,2
22 Rumänien 2,9 1,9 0,6 0,5 0,3 0,2
23 Polen 1,8 1,8 1,4 1,0 0,6 0,4 0,3
24 Lettland 1,5 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1
25 Irland 0,7 0,7 0,6 0,4 0,4 0,4 0,3
26 Estland 0,2 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1
27 Litauen 0,1 0,1 0,1 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1
EU27 51.360 29.670 16.300 10.380 4.940 3.150 2.170
Daten für 2011 beruhen teilweise auf Schätzungen, tatsächliche Werte können abweichen. Weltweit installierte PV Leistung und Zubau 2010
Nr. Staaten Installierte Leistung
in Megawattpeak Anteil Zubau 2010
in MWp
1 Deutschland 17.193 43,5% 7.408
2 Spanien 3.784 9,6% 369
3 Japan 3.622 9,2% 990
4 Italien 3.494 8,8% 2.321
5 Tschechien 1.953 4,9% 1.490
6 USA 1.167 3,0% 878
7 Frankreich 1.025 2,6% 719
8 China 893 2,3% 520
Rest der Welt 6.398 16,2% 1.934
gesamt 39.529 100% 14.500
Quellen: EPIA, Sarasin, SPIEGEL Online, Internationale Energieagentur, 1bog.org, Photon
Photovoltaik in Deutschland [Bearbeiten]

→ Hauptartikel: Photovoltaik in Deutschland
Eine vollständige Elektrizitätsversorgung durch die Photovoltaik wird aufgrund der großen jahreszeitlichen Schwankungen und dem damit verbundenen hohen Speicherbedarf für Deutschland nicht als sinnvoll erachtet. Im Jahr 2010 lag der Leistungsbedarf für elektrischen Strom bei 71 GW. Die Unternehmensberatung Roland Berger und die Prognos AG halten bis 2020 eine Solarstromleistung in der gleichen Größenordnung für realistisch. Unter der Voraussetzung, dass die Energie verlustfrei gespeicht werden kann, wären bei einem durchschnittlichen Ertrag von 900 Volllaststunden (oder auch kWh/kWp) für eine Energieversorgung ausschließlich mit Photovoltaik insgesamt rund 690 GW zu installieren.[20] Ende 2011 waren nach Angaben der Bundesnetzagentur rund 25, Ende 2012 rund 30 GW elektrische Nettoleistung installiert. 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.[21] Eine Kombination von Solarzellen und thermischem Sonnenkollektor, die 2011 bereits im Handel ist, steigert daher nicht nur den Gesamtwirkungsgrad durch die zusätzliche thermische Nutzung, sondern verbessert auch den elektrischen Wirkungsgrad aufgrund der Kühlung der Solarzellen durch die thermischen Kollektoren. Die heutzutage mit Solarzellen erzielbaren Wirkungsgrade reichen von wenigen Prozent bis zu über 40 %. Dieser wird 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 %,[22] Dünnschichtmodule auf der Basis von Cadmiumtellurid ca. 13 %,[23] Solarzellen aus polykristallinem Silizium 13 bis 18 %,[24][25] Zellen aus monokristallinem Silizium zwischen 14 und 24 %.[26] Sogenannte Konzentratorzellen können in Laborsituationen über 40 % Wirkungsgrad erzielen.[27][28]
Zum Vergleich: Sonnenwärmekraftwerke kommen auf einen Wirkungsgrad von ca. 14–16 %. Konzentrator-Photovoltaikmodule weisen einen höheren Wirkungsgrad als konventionelle Photovoltaikmodule auf[29]. Der Wirkungsgrad steigt zudem bei höherer Lichtintensität[30]. Da Konzentrator-Photovoltaikmodule wegen der Lichtbündelung zwingend auf Nachführsysteme angewiesen sind, weisen sie gegenüber fest installierten Anlagen zusätzlich höhere Erträge auf. Sie können jedoch nur in Gebieten mit hoher direkter Sonneneinstrahlung effektiv eingesetzt werden. Heutige Solarmodule absorbieren einen Teil des Sonnenlichts nicht, sondern reflektieren es an ihrer Oberfläche. Schwarzes Silicium vermeidet diese Reflexionen fast vollständig.[31] Allerdings sind auch heutige Solarmodule in der Regel mit einer Antireflexionsschicht ausgestattet, die die Reflexion bereits stark vermindert. Performance Ratio [Bearbeiten]
Die Performance Ratio (PR) beschreibt das Verhältnis zwischen Nutzertrag und Sollertrag einer Anlage und wird häufig auch Qualitätsfaktor (Q) genannt. Der hier verwendete „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.[32] 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 nicht als Sollwert zu verstehen, sondern als theoretische Rechengröße unter STC.[33] Die Performance Ratio einer Photovoltaikanlage sollte im Allgemeinen einen Wert von mindestens 70 % erreichen.[34] 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 und im Teillastbereich morgens und abends. Durch Verbesserungen in der Technologie sowie durch den Zugewinn an Erfahrung bei den Installationsbetrieben kann man mit Werten zwischen 80 und 90 % für neue Anlagen rechnen. Da die PR als Ausdruck der Qualität von Planung und Ausführung einer Anlage auch die geplante Rentabilität einer Anlage beeinflusst, ist es normalerweise üblich, dass feste PR-Zusagen gegenüber Investoren bzw. Banken gegeben werden. Die PR wird dort zum Kriterium der Kreditvergabe bzw. der Investitionszusage. 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, Staub und organische Substanzen aus Stallablüftungen (aus der Landwirtschaft im Allgemeinen), 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. Durch Ablagerung von Schmutz auf der Photovoltaikanlage gelangt weniger Sonnenenergie in das Modul. Die Verschmutzung wirkt wie eine Verschattung und ein Ertragsverlust ist die Folge.[35] Dieser Ertragsverlust kann bei extremen Verschmutzungen über 30 % betragen. Im bundesdeutschen Durchschnitt wird von einem schmutzbedingten Ertragsverlust von 6–8 % ausgegangen.[36][37] 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. Deshalb ist es auch sehr wichtig, die Anlage regelmäßig zu reinigen. Energetische Amortisation [Bearbeiten]
→ Hauptartikel: Erntefaktor
Die Zeiten bis zur energetischen Amortisation betragen technologieabhängig von etwa drei Monaten bei in Drucktechnik hergestellten Dünnschichtmodulen über etwa 1 Jahr bei typischen Cadmiumtellurid-Dünnschichtmodulen bis zu deutlich über fünf Jahren bei monokristallinen Siliziummodulen. Der Energieaufwand der verschiedenen Herstellungsverfahren korreliert in etwa mit den Herstellungskosten, wodurch sich beim Kauf von Modulen aus weniger energieaufwändigen Verfahren typischerweise ein Preisvorteil bei den Anschaffungskosten ergibt. 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 Einstrahlungbedingungen bei mindestens 10, eine weitere Verbesserung ist wahrscheinlich.[38] 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 Einspeisung in das allgemeine Netz wird die Photovoltaik vor allem auch für mobile Anwendungen und Anwendungen ohne Verbindung zu einem größeren Stromnetz, so genannte Inselanlagen, eingesetzt. Hier kann der Gleichstrom direkt genutzt werden. Am häufigsten finden sich daher akkugepufferte Gleichstromnetze. Neben Extremanwendungen, wie beispielsweise bei Satelliten, die fast alle ihre Energie aus Solarzellen beziehen, Solarfahrzeugen oder Solarflugzeugen werden auch sehr viel alltäglichere Geräte, wie Wochenendhäuser, Solarleuchten, elektrische Weidezäune, Parkscheinautomaten oder solarbetriebene Taschenrechner von Photovoltaikzellen versorgt. Gleichstromanlagen sind über Inselwechselrichter auch in der Lage Wechselstromverbraucher zu versorgen. Integration in das Stromnetz [Bearbeiten]

Schwankung des Angebots [Bearbeiten]
Statistik der Erzeugung

Jahres- und Tagesgang der Stromerzeugung aus Photovoltaik



Jahresgang in Monatsdarstellung

Die Erzeugung von Solarstrom unterliegt einem typischen Tages- und Jahresgang. Diese Kurve wird überlagert durch die Wetterabhängigkeit der Sonneneinstrahlung. Diese lässt sich durch Wetterbeobachtung vorhersagen (siehe Meteorologie). Solarstrom kann insbesondere 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 kann Solarstrom in den nördlichen 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 aus vielen großflächig verteilten und kleinen 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[39], 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. Energiespeicherung [Bearbeiten]
→ Hauptartikel: Energiespeicher
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 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. Verbundanlage [Bearbeiten]
Bei im Verbundnetz betriebenen Anlagen kann zwar die lokale Energiespeicherung entfallen – der Ausgleich der unterschiedlichen Verbrauchs- und Angebotsleistungen erfolgt über das Verbundnetz. Eine Zwischenspeicherung ist jedoch theoretisch nur dann nicht notwendig, wenn das momentane Gesamtangebot aus Photovoltaik nicht über der momentanen Last im Stromnetz liegt. Währenddessen muss die Produktion in regelbaren Kraftwerken zurückgefahren werden, was jedoch höhere Betriebskosten der Kraftwerke und deren geringere Effizienz bewirkt. Bei kleineren Anlagen wird so viel elektrische Leistung von der Photovoltaikanlage mittels Wechselrichter in das Verbundnetz abgegeben, wie entsprechende Sonneneinstrahlung vorhanden ist. Fehlt sie, 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 dedizierten Speicherkraftwerken, wie es Pumpspeicherkraftwerke 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 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.[40] 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 etwa 24 Stunden vorher (auf Basis von Wettervorhersagen) prognostizierte Leistung aus Photovoltaik deutlich sicherer zur Verfügung als die eines einzigen Großkraftwerks. Ein unvermuteter Ausfall, auch ein geplanter Stillstand eines Großkraftwerks (beispielsweise für eine Revision) hat im Stromnetz eine stärkere Störwirkung als der Ausfall einer einzelnen Photovoltaikanlage. Bei einer breiten Streuung und hohen Anzahl von Photovoltaikanlagen ergibt sich eine im Vergleich zu einer einzelnen Großanlage extrem hohe Betriebssicherheit. Um einen Ausfall großer Stromerzeuger abzusichern, muss permanent Reserveleistung bereitgehalten werden. Dies ist für den Anteil Photovoltaikleistung nicht notwendig und spart somit Kosten, da es bei allen PV-Anlagen zusammen nie eine gleichzeitige Revision oder Reparatur geben kann. Bei einem hohen Anteil von dezentral erzeugtem Solarstrom aus Photovoltaik-Kleinanlagen muss 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 Strom ein. Aufgrund des winterbedingt hohen Stromverbrauchs musste Frankreich zugleich zirka 7–8 % seines Strombedarfs importieren, während Deutschland netto Stromexporteur blieb.[41]
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 beiden Ländern auf alle Stromverbraucher umgelegt und 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 bis 30 % (je nach Anlagentyp). Der Ausbaukorridor für die Jahre 2012 und 2013 soll zwischen 2,5 bis 3,5 Gigawatt 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 Cent pro kWh,[42] insgesamt ca. 7,77 Milliarden Euro.
→ siehe Abschnitt „Photovoltaik“ unter „Erneuerbare Energien Gesetz“
Andere Fördermaßnahmen [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).[43]
Ein lokales Förderprogram bietet die oberbayerische Stadt Burghausen mit 50,00 € je 100 Wp installierte Leistung bis max. 1.000,00 € pro Anlage und Wohngebäude[44]
Steuerliche Behandlung [Bearbeiten]
Bei einem Jahresumsatz bis 17.500 Euro 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 Euro 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 Euro).[45] Diese Vergütung wird 20 Jahre lang gezahlt. Kleinere Anlagen bis zehn Kilowatt werden nur zehn Jahre lang gefördert. Rumänien [Bearbeiten]
Der rumänische Staat vergibt aufgrund eines Gesetzes vom November 2011 grüne Zertifikate, und zwar gegenwärtig sechs Zertifikate je 1000 kWh bis zum 31.12.2013. Eine Reduzierung der Zahl der Zertifikate ist für das Jahre 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 Euro, so dass für 1 kWh 0,33 Euro gezahlt wurde. Allerdings kann der Preis auch auf rund die Hälfte sinken.[46]
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.[47] Weil Solarstrom die Großhandelspreise drückt, entgehen den Konzernen beträchtliche Einnahmen.[48]Die energieintensive Industrie profitiert: Sie kann ihren Strom günstiger einkaufen. Reduzierung externer Kosten [Bearbeiten]
Solarstrom verursacht geringere Umweltschäden als Energie aus fossilen Energieträgern[49] oder Kernkraft und senkt somit die externen Kosten der Energieerzeugung. Im Jahre 2009 beliefen sich die Kosten der Solaranlagen zur Vermeidung von CO2-Emissionen auf 300[50] bis 741 Euro[51] je vermiedener Tonne CO2 und waren damit teurer als bei anderen erneuerbaren Energiequellen, der Modernisierung des konventionellen Kraftwerksparks oder Maßnahmen zur Energieeinsparung (Gebäudeisolierung), welche Kosten von bis zu 65 Euro je Tonne CO2 verursachen oder sogar Kostenersparnisse erwirtschaften. Ende 2011 sah der US-Wirtschaftsnobelpreisträgers Paul Krugman die Photovoltaik aufgrund sinkender Modulkosten kurz vor ihrer Wettbewerbsfähigkeit, insbesondere wenn die externen Kosten fossiler Energieträger in den Preisen mit berücksichtigt würden.[52] Im Februar 2012 dokumentierte das Fraunhofer ISE, dass die kontinuierlich sinkenden Stromgestehungskosten für kleine Photovoltaikanlagen (