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Fakten zur PV.docx 10.01.14 1 (89)

Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland Fassung vom 10.01.2014 Aktuelle Fassung abrufbar unter www.pv-fakten.de Zusammengestellt von Dr. Harry Wirth Bereichsleiter Photovoltaische Module, Systeme und Zuverlässigkeit Fraunhofer ISE Kontakt: Karin Schneider Presse und Public Relations Telefon: +49 (0) 7 61 / 45 88-51 47 Fax: +49 (0) 7 61 / 45 88-91 47 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Heidenhofstraße 2 79110 Freiburg [email protected]


Inhalt

1. Wozu dieser Leitfaden? ..................................................................................... 5

2. Liefert PV relevante Beiträge zur Stromversorgung? ...................................... 5

3. Ist PV-Strom zu teuer? ....................................................................................... 6

3.1 Stromgestehungskosten ......................................................................................... 7

3.2 Einspeisevergütung ................................................................................................ 8

3.3 Vergütungssumme ................................................................................................ 11

3.4 Preisbildung an der Strombörse und der Merit Order Effekt ............................ 11

3.5 Ermittlung der Differenzkosten ........................................................................... 15

3.6 EEG-Umlage ........................................................................................................... 16

3.7 Wird PV-Strom subventioniert? ........................................................................... 20

3.8 Wird die fossil-nukleare Energieerzeugung subventioniert? ............................ 21

4. Verteuert PV-Stromerzeugung den Strom für Privathaushalte? .................. 23

4.1 Preiseinfluss der großen Stromproduzenten ...................................................... 23

4.2 Preiseinfluss der EVUs........................................................................................... 24

4.3 Preiseinfluss der Politik......................................................................................... 24

4.4 Subventionieren Mieter gut situierte Hauseigentümer? ................................... 26

5. Verteuert PV-Stromerzeugung den Strom für die stromintensive Industrie? 27

6. Exportieren wir massiv PV-Strom ins europäische Ausland? ....................... 28

7. Bringt eine PV-Anlage vernünftige Renditen? .............................................. 29

8. Erzeugt PV-Installation nur Arbeitsplätze in Asien? ..................................... 30

9. Lehnen die großen Kraftwerksbetreiber PV-Installationen ab? ................... 32

10. Verschlingt die PV-Forschung hohe Fördermittel? ..................................... 34

11. Überlastet PV-Strom unser heutiges Energiesystem? ............................... 35

11.1 Übertragung und Verteilung ................................................................................ 35

11.2 Volatilität ............................................................................................................... 36 11.2.1 Solarstrom-Produktion ist planbar ................................................................................. 36 11.2.2 Spitzenproduktion deutlich kleiner als installierte Leistung ............................................ 37 11.2.3 Sonnen- und Windstrom ergänzen sich ......................................................................... 37


11.3 Regelbarkeit .......................................................................................................... 39

11.4 Konflikte mit trägen fossil-nuklearen Kraftwerken ........................................... 39

11.5 Muss der PV-Ausbau auf Speicher warten? ........................................................ 40

12. Verschlingt die Produktion von PV-Modulen viel Energie? ...................... 41

13. Konkurriert der PV-Zubau mit der Nahrungsmittelproduktion?............... 41

14. Sind PV-Anlagen in Deutschland effizient? ................................................ 42

14.1 Degradieren PV-Anlagen? .................................................................................... 43

14.2 Verschmutzen PV-Module? .................................................................................. 44

14.3 Arbeiten PV-Anlagen selten unter Volllast? ....................................................... 44

15. Liefert PV relevante Beiträge zum Klimaschutz? ....................................... 47

15.1 Gefährdet der anthropogene CO2-Ausstoß das globale Klima? ........................ 47

15.2 Liefert PV relevante Beiträge zur Senkung des CO2-Ausstoßes? ....................... 48

15.3 Entstehen bei der Produktion von PV neben CO2 weitere klimaschädliche Gase? 50

16. Ersetzen PV-Anlagen fossil-nukleare Kraftwerke? .................................... 50

17. Können wir einen wesentlichen Teil unseres Energiebedarfs durch PV-Strom decken? ......................................................................................................... 51

17.1 Energieszenarien ................................................................................................... 53

17.2 Energiebedarf und Energieangebot .................................................................... 56

17.3 Ausgleichsmaßnahmen ......................................................................................... 63 17.3.1 Verstetigung der PV-Stromerzeugung ........................................................................... 63 17.3.2 Komplementärbetrieb regelbarer Kraftwerke ................................................................ 64 17.3.3 Steigerung der Energieeffizienz ..................................................................................... 65 17.3.4 Anpassung von Verbrauchsprofilen und Steigerung des Eigenverbrauchs ...................... 65 17.3.5 Ausgewogener Zubau von PV- und Windkraftkapazitäten ............................................ 66 17.3.6 Netzausbau ................................................................................................................... 67 17.3.7 Umstellung speicherfähiger Verbraucher auf elektrischen Betrieb .................................. 68 17.3.8 Energiespeicherung ....................................................................................................... 69

18. Enthalten PV-Module giftige Substanzen? ................................................ 71

18.1 Waferbasierte Module .......................................................................................... 71

18.2 Dünnschicht-Module ............................................................................................. 71

18.3 Rücknahme und Recycling .................................................................................... 71

19. Sind Rohstoffe zur PV-Produktion ausreichend verfügbar? ..................... 72

19.1 Waferbasierte Module .......................................................................................... 72

19.2 Dünnschicht-Module ............................................................................................. 72

20. Erhöhen PV-Anlagen das Brandrisiko? ....................................................... 72


20.1 Können defekte PV-Anlagen einen Brand auslösen? ......................................... 72

20.2 Gefährden PV-Anlagen die Feuerwehrleute? ..................................................... 73

20.3 Behindern PV-Module den direkten Löschangriff über das Dach? ................... 74

20.4 Entstehen beim Brand von PV-Modulen giftige Immissionen? ......................... 74

21. Anhang: Fachbegriffe .................................................................................. 75

21.1 EEG-Umlage ........................................................................................................... 75

21.2 Modulwirkungsgrad ............................................................................................. 76

21.3 Nennleistung eines PV-Kraftwerks ...................................................................... 76

21.4 Spezifischer Ertrag ................................................................................................ 76

21.5 Systemwirkungsgrad ............................................................................................ 76

21.6 Performance Ratio................................................................................................. 77

21.7 Grundlast, Mittellast, Spitzenlast, Netzlast und Residuallast ............................ 77

21.8 Netto- und Brutto-Stromverbrauch ..................................................................... 77

21.9 Externe Kosten [DLR] ............................................................................................ 78

22. Anhang: Umrechnungstabellen [EEBW] ..................................................... 79

23. Anhang: Abkürzungen ................................................................................. 80

24. Anhang: Quellen .......................................................................................... 80

25. Anhang: Abbildungen .................................................................................. 86

Fakten zur PV.

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Insbesondere der hohen Dynamik des PV-Zubaus ist es zu verdanken, dass die Mindest-ziele der Bundesregierung [BMWi3] bezogen auf die Stromversorgung aus EE für 2020 erreichbar bleiben (Abbildung 2). Die PV liefert damit nicht nur relevante Beiträge zur Stromversorgung, sie stützt auch die Energiewende. Der Zubau von Offshore-Windrädern, deren Anbindung an das Festland und der Ausbau der Stromtrassen sind hingegen im Verzug, das Offshore-Ausbauziel der Bundesregierung von 10 GW bis zum Jahr 2020 erscheint mittlerweile nur noch schwer erreichbar (Handelsblatt, 16.5.2013).

Abbildung 2: Anteil der EE am Brutto-Inlandsstromverbrauch und Mindestziele der Bundesregie-rung [BDEW4]

3. Ist PV-Strom zu teuer? Das hängt vom Blickwinkel ab. Derzeit wird PV-Strom in Deutschland zu höheren Kosten erzeugt als Strom aus dem konventionellen Kraftwerkspark. Als wichtiger Teil der Energiewende wird die PV-Stromproduktion deshalb durch das Instrument des EEG unterstützt. So kann der Anla-genbetreiber einen wirtschaftlichen Betrieb erreichen und es werden Investitionen gene-riert. Die Mehrkosten werden auf Basis von Börsenstrompreisen berechnet und auf die Strompreise umgelegt, unter Besserstellung stromintensiver Verbraucher (s. Abschnitt 4.3). Ziel des EEG ist weiterhin, die Stromgestehungskosten kontinuierlich zu reduzieren (s. Abschnitt 3.1). Ein wichtiger Baustein zur nachhaltigen und emissionsfreien Stromer-zeugung wird aber auch die reale Einpreisung der externen Kosten konventioneller Energie darstellen (vgl. Abschnitt 21.9, [DLR], [FÖS1], [FÖS2]), wie es bspw. der Emissi-onshandel erreichen soll. Dieses Instrument bewirkt aber derzeit noch keine wesentliche

Fakten zur PV.

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Der Eigenstrom-Nutzer kann keinesfalls die volle Differenz zwischen seinem Brutto-Strompreis (für Bezug aus dem Netz) und der EEG-Vergütung (als Schätzgröße für seine Stromgestehungskosten) als „Gewinn“ betrachten. Zum einen steigert der Eigenver-brauch die Fixkosten pro extern bezogener Kilowattstunde. Wenn die gleichen An-schlusskosten auf eine geringere Strombezugsmenge verteilt werden, verteuert sich der Strombezug (ct/kWh). Auch ist zu beachten, dass bei Stromentnahme aus einer PV-Anlage für den Eigenverbrauch nicht unerhebliche Steuern anfallen können, abhängig von der steuerlichen Einordnung der Anlage [SFV]. Unter der Annahme kontinuierlicher Entwicklungen von Stromkosten und Vergütung wurde „Grid Parity“ im Jahr 2013 auch für viele industrielle Stromkunden erreicht. Ein wichtiges Grid-Parity-Datum war auch der 1. Juli 2013. An diesem Tag erreicht in Deutschland die Vergütung für Strom aus neuen Freiflächenanlagen die geschätzten Vollkosten für fossil-nuklearen Strom [IFNE]. Die durchschnittliche EEG-Vergütung für PV-Strom liegt im Jahr 2013 bei ca. 29 ct/kWh, hier wirkt sich der ältere Anlagenbestand mit seinen höheren Vergütungen aus. Diese durchschnittliche Vergütung gibt bestehende Zahlungsverpflichtungen wie-der, sie ist jedoch irrelevant für die Beurteilung des künftigen PV-Zubaus, für den allein die jeweils aktuellen Vergütungssätze für Neuinstallation zählen. Ab dem Jahr 2020 werden die jeweils ältesten Anlagen nach und nach aus der EEG-Vergütung ausscheiden, weil die 20-jährige Bindungsfrist ausläuft. Sie werden aber noch weiter Strom liefern, dessen Gestehungskosten alle anderen fossilen oder erneuerbaren Quellen unterbietet. Der alte Anlagenbestand, der heute die durchschnittliche Vergü-tung anhebt, wird ab 2020 voraussichtlich kostensenkend wirken. Durch die extreme Absenkung der Vergütung in den letzten beiden Jahren kam es im Jahr 2013 zu einem Einbruch um 55% bei den Neuinstallationen in Deutschland. Im gleichen Jahr stiegen die PV-Neuinstallationen weltweit um fast 20%. Bei einer zu schnellen Absenkung der Vergütung besteht die Gefahr, dass kleine wie große Investoren in Deutschland keine Renditechancen mehr sehen. In den Jahren 2012-2013 mussten viele, auch asiatische Hersteller ihre PV-Module in Deutschland unter Pro-duktionskosten verkaufen. Die Absenkung der Vergütung erfolgte bis April 2012 in großen, unregelmäßigen Sprüngen, was zu einem ebenfalls sprunghaften und schwer prognostizierbarem Zubau führte. Dieses Problem wurde mit dem Übergang auf monatliche Anpassungen besei-tigt. Wichtiges in Kürze: für die Wirtschaftlichkeit des weiteren PV-Ausbaus ist allein der jeweils aktuelle Ver-

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Abbildung 12: Entwicklung des Börsenwerts des Stroms und der Differenzkosten [BDEW4] Die problematischen Aspekte der Berechnungsmethode in Kürze: die Einspeisung von PV-Strom senkt die Börsenpreise über den Merit Order Effekt

und erhöht damit paradoxerweise die rechnerischen Differenzkosten; je mehr PV in-stalliert wird, umso teurer erscheint nach dieser Methode die kWh PV-Strom

der Preisverfall von Kohle und von CO2-Zertifikaten senkt die Börsenstrompreise und erhöht damit die rechnerischen Differenzkosten

3.6 EEG-Umlage Die Differenz zwischen Vergütungszahlungen und Einnahmen für EE-Strom, ergänzt um weitere Positionen, werden über die EEG-Umlage ausgeglichen (Abbildung 13). Die Umlage tragen jene Stromverbraucher, die sich nicht von ihr befreien lassen. Für das Jahr 2013 wurde die EEG-Umlage auf 5,27 ct/kWh festgelegt (Abbildung 14). Die rei-nen Förderkosten für EE machen davon mit 2,29 ct/kWh weniger als die Hälfte aus (Abbildung 15).


Abbildung 13: Übersicht zu Einflussfaktoren und Berechnung der EEG-Umlage [ÖKO]

Abbildung 14: Berechnungsgrundlage für die EEG-Umlage 2013 [BDEW4]


Abbildung 15: Struktur der EEG-Umlage 2012 und 2013 [BEE1] Der prognostizierte Anteil der EEG-Umlage ohne Fremdkosten, der auf PV-Stromerzeugung entfällt, beläuft sich im Jahr 2013 mit 1,38 ct/kWh auf rund 60% (Abbildung 16). Da die PV im selben Jahr voraussichtlich nur ca. 26% des gesamten EEG-Stroms beitragen wird [ÜNB], erfährt sie eine bevorzugte Förderung. Das ist weder überraschend noch ungewollt. Die überproportionale Förderung der PV ist direkte Folge der Tatsache, dass ihre Stromgestehungskosten und Einspeisevergütung in den Anfangs-jahren des EEG um ein Vielfaches höher lagen als bei anderen EE, bspw. ca. Faktor 7 im Vergleich zum Wind. Die Bevorzugung war auch gewollt, weil man der PV das höchste Kostensenkungspotential zugeschrieben hat. Im Rückblick wurden diese Erwartungen weit übertroffen: Strom aus neu installierten PV-Anlagen wird heute schon deutlich ge-ringer vergütet als Windstrom aus neuen Offshore-Anlagen (Anfangsvergütung inkl. Boni).

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Die EEG-Umlage wird aufgrund ihrer Festlegung von folgenden Faktoren erhöht: 1. sinkende Börsenstrompreise

Je billiger der Strom an der Strombörse verkauft wird, umso mehr steigt die EEG-Umlage und umso teurer wird der Strombezug für Privathaushalte und Kleinverbrau-cher

2. steigende privilegierte Strommengen Im Jahr 2012 entfielen ca. 18% des Stromverbrauchs auf stromintensive Industrie, die von der Umlage praktisch befreit ist. Die dadurch entstehenden Mehrkosten von 2,5 Mrd. € tragen die kleineren Verbraucher, also Haushalte sowie industrielle und ge-werbliche Kleinverbraucher [BNA]

3. steigende Produktion von Strom aus EE, soweit kein Eigenverbrauch Der an sich erwünschte Ausbau der EE-Stromerzeugung erhöht zumindest kurzfristig die Umlage, sowohl direkt, weil mehr Einspeisevergütung ausgezahlt wird, als auch indirekt über den Preisverfall von Emissionszertifikaten, der zu einem billigeren Stromangeboten fossiler Kraftwerke führt.

4. der Merit Order Effekt Die Einspeisung von PV-Strom zu Tageszeiten mit ehemals hohen Börsenstrompreisen senkt effektiv den Strompreis, erhöht aber gleichzeitig die Differenz zwischen Einspei-severgütung und Börsenpreis, der die Grundlage für die Berechnung der Umlage dar-stellt.

5. sinkender Stromverbrauch Stromsparmaßnahmen senken die verbleibenden Strommengen im Netz und erhöhen damit die Umlage pro kWh

6. die Management-Prämie als Teil der Marktprämie Das aktuelle Marktprämien-Modell verursacht Mehrkosten in dreistelliger Millionen-höhe.

3.7 Wird PV-Strom subventioniert? Nein, die Förderung erfolgt über eine Umlage. Die Investitionsanreize für die PV-Stromerzeugung kommen nicht aus öffentlichen Mit-teln. Zwar werden in verkürzten Darstellungen oft Summen über die vergangene und künftige Einspeisevergütung für PV-Strom in dreistelliger Milliardenhöhe gebildet und als „Subvention“ deklariert. Eine Subvention ist aber definiert als eine Leistung aus öffentli-chen Mitteln, während das EEG eine Umlage vorsieht: Energieverbraucher zahlen eine Zwangsabgabe für die Transformation des Energiesystems. Diese Sichtweise wurde auch von der EU-Kommission bestätigt. Die Höhe der Umlage entspricht auch nicht der ge-samten Vergütung, sondern den Differenzkosten (3.5). Auf der Kostenseite beträgt die kumulierte Einspeisevergütung für PV-Strom bis einschließlich 2012 ca. 32 Mrd. €. Der Nutzen von PV-Strom wird - für die Berechnung der EEG-Umlage - über den Börsen-strompreis bemessen. Nach dieser Methode wird sein Nutzwert systematisch unter-schätzt: zum einen beeinflusst der PV-Strom den Börsenpreis längst in die gewollte Rich-tung, nämlich nach unten (vgl. Kap. 3.4). Zum anderen blendet der Börsenpreis gewich-tige externe Kosten der fossil-nuklearen Stromerzeugung aus (Abschnitt 3.8). Bezogen


auf die Vollkosten der fossil-nuklearen Stromerzeugung von ca. 10 ct/kWh schrumpfen die Mehrkosten der PV-Einspeisevergütung so schnell, dass es bereits im Jahr 2013 einen ersten Schnittpunkt gibt (Abbildung 5). Neue PV-Anlagen – nur sie sind Gegenstand zukünftiger Entscheidungen – müssen dann im Freiland günstigeren Strom produzieren als der bestehende fossil-nukleare Kraftwerkspark, nach Vollkosten gerechnet. Die Diffe-renzkosten schrumpfen gegen Null und werden danach negativ. Damit sichert uns der EE-Ausbau langfristig eine Energieversorgung zu vertretbaren Kos-ten, da abzusehen ist, dass wir uns fossil-nukleare Energie nicht mehr lange leisten kön-nen. Unsere Industrie braucht eine Versorgungsperspektive, ebenso die Privathaushalte. Die Strompolitik kann hier aus den bitteren Erfahrungen des Wohnungsbaus lernen. Weil dort eine umfassende Sanierung des Bestandes bisher nicht angestoßen wurde, müssen heute viele einkommensschwache Haushalte Heizkostenzuschüsse aus der Sozi-alkasse beziehen, die dann teilweise an ausländische Öl- und Gaslieferanten abfließen. Was sind die Kosten einer unterlassenen Energiewende? Ohne diese Zahl zu kennen, fällt es schwer, die Kosten der Wende zu bewerten.

3.8 Wird die fossil-nukleare Energieerzeugung subventioniert? Ja. In einer Studie des Forums Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft [FÖS2] heißt es dazu: „(Die) konventionellen Energieträger Atomenergie, Steinkohle und Braunkohle profitie-ren seit Jahrzehnten in erheblichem Umfang von staatlichen Förderungen in Form von Finanzhilfen, Steuervergünstigungen und weiteren begünstigenden Rahmenbedingun-gen. Im Unterschied zu den Erneuerbaren wird ein Großteil dieser Kosten nicht transpa-rent über den Strompreis ausgewiesen und bezahlt, sondern geht zulasten des Staats-haushalts. Würde man diese Kosten auch als eine „Konventionelle Energien-Umlage“ auf den Strompreis umlegen, wäre diese heute mit 10,2 Ct/kWh fast dreimal so hoch wie die EEG-Umlage (des Jahres 2012). Während Erneuerbare Energie bis heute mit 54 Milliarden Euro gefördert wurden, lag die Förderung von Steinkohle von 1970 bis 2012 bei 177 Milliarden Euro, von Braun-kohle bei 65 Milliarden Euro und von Atomenergie bei 187 Milliarden Euro.“


Abbildung 18: Abschätzung einer „Konventionellen Energien-Umlage“ auf Basis von Zusatzkos-ten konventioneller Energieträger 2012 [FÖS2] Fossile Stromgewinnung wird entgegen früherer Planung derzeit kaum durch Kosten für CO2-Zertifikate belastet, bei Zertifikatspreisen unter 5 €/t CO2. Verglichen mit geschätz-ten, realistischen Preisen von 70 €/t [DLR] ergibt sich rechnerisch eine Subvention von über 20 Mrd. Euro pro Jahr für fossile Kraftwerke. Die tatsächlichen Kosten und Risiken der fossil-nuklearen Stromgewinnung sind derzeit nicht überschaubar. Sie entstehen größtenteils in der Zukunft (CO2-induzierte Klimaka-tastrophe, Nuklearunfälle, Endlagerung von Atommüll, Nuklearterrorismus, Ewigkeitslas-ten), ein Vergleich ist deshalb schwierig. Die Risiken der Atomkraft werden von Fachleu-ten allerdings so hoch eingeschätzt, dass keine Versicherung oder Rückversicherung der Welt sich zutraut, Policen anzubieten. Eine Studie der Versicherungsforen Leipzig bezif-fert die Deckungssumme für das Risiko „Super-GAU“ auf 6 Billionen Euro, welche ab-hängig von der Aufbauperiode dieser Deckungssumme die Kilowattstunde in einer Spanne von rund 0,14 Euro bis 67,30 Euro verteuern würde [VFL]. In Folge „versichert“ im Wesentlichen der Steuerzahler die Atomindustrie. Dies erfolgt zwangsweise, denn die Deutschen sind seit vielen Jahren mehrheitlich gegen die Kernenergie, und in unbe-stimmter Höhe, weil es keine Festlegung für eine Schadensregulierung gibt. Damit kann hier von einer Subvention gesprochen werden, deren Zukunftslast nicht abzusehen ist. Nach einer Schätzung der IEA wurden fossile Energien im Jahr 2012 weltweit mit 544 Mrd. Dollar subventioniert [IEA4].

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4.2 Preiseinfluss der EVUs Energieversorgungsunternehmen (EVUs) begründeten Strompreiserhöhungen für Haus-halte gerne mit der Erhöhung der EEG-Umlage (Erneuerbare-Energien-Gesetz, Ab-schlagszahlung lt. vorläufiger Festlegung, vgl. Abschnitt 21.1). Der Brutto-Strompreis für Privathaushalte ist in den Jahren 2000 bis 2013 um ca. 14 ct/kWh angestiegen, die EEG-Umlage aber nur um 5,3 ct/kWh netto (Abbildung 21), d.h. 6,3 ct/kWh brutto. Der Großteil der Preissteigerungen kann somit nicht mit der EEG-Umlage begründet werden. Die Kosten, die EVUs für den Strombezug aufbringen müssen, werden größtenteils über langfristige Lieferverträge, zu einem kleineren Teil durch die Spotmarkt-Preise an der Leipziger Strombörse bestimmt. An der Strombörse profitieren die EVUs über den Merit Order Effekt (Abschnitt 3.4) von der preissenkenden PV-Stromeinspeisung. Bei der aktuell installierten PV-Leistung in Deutschland (über 35 GW) deckt der Solar-strom an sonnigen Tagen im Frühjahr und Sommer bereits einen großen Teil der Tages-spitzenlast (vgl. Abbildung 52). Im Jahr 2011 kam es erstmals vor, dass der Tagstrom-preis am Spotmarkt der Strombörse EEX dadurch zeitweise auf das Preisniveau von Nachtstrom (2,5 ct/kWh) fiel. PV-Strom verdrängt teure Kraftwerke in der Merit Order, vgl. Abschnitt 3.4. Bei einem weiteren Ausbau der Photovoltaik erwarten Fachleute, dass die Börsenpreise in den Sommermonaten tagsüber immer häufiger und für immer längere Zeiträume unter das Nachtstromniveau fallen. Dieser Photovoltaik-Effekt wird derzeit noch nicht adäquat in den Kosten- und Umlagekalkulationen abgebildet. Viele EVUs geben preissenkende Effekte der PV-Einspeisung bisher nicht an ihre Endkunden weiter.

4.3 Preiseinfluss der Politik Die Politik definiert, wer den Umstieg auf erneuerbare Energien finanziert. Sie hat ent-schieden, energieintensive Industriebetriebe mit einem hohen Stromkostenanteil weit-gehend von der EEG-Umlage zu befreien und plant, diese Freistellungen in Zukunft aus-zuweiten. Im Jahr 2013 wird geschätzt über die Hälfte der von der Industrie verbrauch-ten Strommenge weitgehend von der Umlage befreit (Abbildung 20), die Befreiung summiert sich auf 6,7 Mrd. Euro. Dies erhöht die Belastung für andere Stromkunden, insbesondere für Privathaushalte, auf die knapp 30% des gesamten Stromverbrauchs entfällt.


Abbildung 20: EEG-Umlage nach Strommengen (nur Industrie, [BDEW4]) Diese Selektion hat dazu geführt, dass die Strompreise für die energieintensive Industrie in den letzten Jahren sogar gesunken sind, während auf der anderen Seite der Anstieg der EEG-Umlage pro kWh verstärkt wurde (Abbildung 21). Dabei profitiert die energiein-tensive Industrie nachweislich von der preissenkenden Wirkung des PV-Stroms an der Börse zu Spitzenlastzeiten. Damit fließt ein Teil der PV-Umlage indirekt der energieinten-siven Industrie zu: „Energieintensive Unternehmen, die größtenteils von der EEG-Umlage befreit sind bzw. nur einen ermäßigten Satz von 0,05 ct/kWh zahlen, profitieren vom Merit Order Effekt am stärksten. Bei ihnen überkompensiert die preissenkende Wirkung durch den Merit Order Effekt die Kosten für die EEG-Umlage bei weitem.“ [IZES] Die stromintensive Industrie profitiert von der Energiewende, ohne sich nennenswert an ih-ren Kosten zu beteiligen. Die Politik definiert die Differenz zwischen Börsenstrompreis und EEG-Vergütung als Grundlage für die Berechnung der EEG-Umlage. Wenn PV wertvollen Strom zu Zeiten der Mittagsspitzenlast liefert, senkt sie den Börsenpreis, zu Gunsten der Großverbrau-cher, aber erhöht paradoxerweise die EEG-Umlage, zu Lasten der Haushalte. Die Politik beeinflusst die Strompreise aus fossil-nuklearen Kraftwerken. Politische Ent-scheidungen definieren den Preis von CO2-Zertifikaten, die Auflagen zur Filterung von Rauch, ggf. Auflagen zur Endlagerung von CO2 (CCS), die Besteuerung von Atomstrom oder die Versicherungs- und Sicherheitsauflagen für AKWs. Bspw. wird der Preis für CO2-Emissionsrechte von derzeit unter 10 €/t politisch so niedrig gehalten, dass er prak-tisch keine Auswirkung auf die Stromgestehungskosten fossiler Kraftwerke hat. Eine Studie aus dem Jahr 2006 empfiehlt als „besten Schätzwert“ Schadenskosten von 70 €/t [DLR]. Die Politik legt damit fest, inwieweit Stromverbraucher bereits heute die schwer fassba-ren Risiken und Lasten fossil-nuklearer Stromerzeugung tragen. Bei einer immer konse-quenteren Einpreisung dieser Kosten wird es voraussichtlich dazu kommen, dass die PV-

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Zur groben Abschätzung der abgezinsten (diskontierten), nicht-inflationsbereinigten Stromgestehungskosten (Abbildung 25) wurden folgende Annahmen getroffen:

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Die Jahressumme der mittleren, global-horizontalen Einstrahlung liegt in Deutschland bei 1055 kWh/m2/a [DWD]. Die Abschätzung der Stromgestehungskosten (LCOE – Levelized Costs of Electricity) er-folgt auf Basis der Kapitalwertmethode. Dabei werden die laufenden Ausgaben und die LCOE über den angegebenen Zinssatz auf den Zeitpunkt der Inbetriebnahme abgezinst (diskontiert). Die laufenden Ausgaben bspw. für Versicherung und Wartung werden inflationsbereinigt. Die Angabe der LCOE erfolgt nicht inflationsbereinigt, um den Ver-gleich mit der nominal konstanten, aber real sinkenden Einspeisevergütung zu erleich-tern. Solange der Strom durch die Einspeisevergütung oder durch Eigenverbrauch einen Wert erzielt, der über den Stromgestehungskosten liegt, kann bspw. bei 100%-igem Eigen-kapitaleinsatz eine mittlere Rendite erwirtschaftet werden, die mindestens dem kalkula-torischen Zinssatz entspricht. Bei vollständiger Finanzierung durch Eigenkapital ent-spricht der kalkulatorische Zinssatz der erzielbaren Rendite. Zum Vergleich: die Bundes-netzagentur hat die Eigenkapitalrenditen für Investitionen in die Strom- und Gasnetze für Neu- bzw. Erweiterungsinvestitionen auf 9,05 Prozent vor Körperschaftsteuer festge-legt [BNA2]. Die Verwertung des Stroms ab dem 21. Betriebsjahr ist heute nicht kalkulierbar. Voraus-sichtlich werden viele Anlagen noch erhebliche Strommengen bei geringen laufenden Kosten produzieren, aber für die Kalkulation spielt die zukünftige Eigenverbrauchsfähig-keit ebenso wie die zukünftige Preis- bzw. Vergütungsgestaltung der EVUs eine Rolle. Die Rendite einer PV-Anlage ist auch während der EEG-Vergütungsdauer nicht risikofrei. Weder Herstellergarantien noch Anlagen-Versicherungen senken das Investorenrisiko auf Null.

8. Erzeugt PV-Installation nur Arbeitsplätze in Asien? Nein, aber Deutschland hat in den letzten Jahren viele Arbeitsplätze in der PV-Branche verloren. Die PV-Branche beschäftigte im Jahr 2012 ca. 88.000 Menschen in Deutschland [BMU2] und erreichte eine Exportquote von ca. 60% [BSW]. Zur deutschen PV-Branche zählen Betriebe aus den Bereichen


1. Materialherstellung (Silicium, Wafer, Metallpasten, Kunststofffolien, Solarglas) 2. Herstellung von Zwischen- und Endprodukten: Zell-, Modul-, Wechselrichter-, Ge-

stell- und Kabelhersteller, Glasbeschichtung 3. Produktionsanlagenbau 4. Installation (v. a. Handwerk)

Der Weltmarktanteil der gesamten deutschen PV-Zulieferer (Hersteller von Komponen-ten, Maschinen und Anlagen) erreichte im Jahr 2011 46%, bei einer Exportquote von 87% [VDMA]. Bei Solarzellen und Modulen war Deutschland 2012 mit einem Produktionsvolumen um 2 GW Netto-Importeur (Photon 2013-01). In anderen PV-Bereichen ist Deutschland kla-rer Netto-Exporteur, zum Teil als internationaler Marktführer (z.B. Wechselrichter mit ca. 12 GW, Produktionsanlagen). In den letzten beiden Jahren sind in Deutschland viele Ar-beitsplätze durch Firmenschließungen und Insolvenzen verloren gegangen, betroffen ist neben den Zell- und Modulproduzenten auch der Maschinenbau. Die Hoffnung, dass die Kombination aus EEG, Investitionsbeihilfen in den neuen Bundesländern und For-schungsförderung ausreichen, um Deutschland als einen weltweit führenden Produkti-onsstandort für PV-Zellen und Module zu etablieren, schien sich noch im Jahr 2007 zu erfüllen, als eine deutsche Firma die internationale Rangliste nach Produktionsvolumen anführte. Seither haben die deutschen Hersteller dramatisch an Marktanteilen verloren, als Folge der entschiedenen Industriepolitik im asiatischen Raum und der dort generier-ten massiven Investitionen in Produktionskapazitäten. Die Lohnkosten spielen in dieser Entwicklung eine untergeordnete Rolle, da die PV-Produktion einen sehr hohen Auto-matisierungsgrad erreicht hat. Ein wichtiger Aspekt ist hingegen die geringe Komplexität der Produktion, verglichen etwa mit der Automobil- oder Mikroelektronikindustrie. Schlüsselfertige Produktionslinien, die sehr gute PV-Module liefern, kann man seit eini-gen Jahren „von der Stange“ kaufen, was einen schnellen Technologietransfer ermög-licht. Effektive Gesetze zur Einspeisevergütung haben in Deutschland und Europa massive Investitionen in PV-Kraftwerke ausgelöst, allein in Deutschland bis einschließlich 2012 in der geschätzten Größenordnung von 70 Mrd. Euro. Hier fehlte aber die wirtschaftspoli-tische Flankierung, um auch bei Produktionskapazitäten Investitionen in einem wettbe-werbsfähigen Format (heute: GW) zu generieren. Dafür ist es China und anderen asiati-schen Staaten durch Schaffung attraktiver Investitions- und Kreditbedingungen gelun-gen, viele Milliarden inländisches und ausländisches Eigenkapital für den Aufbau von großskaligen Produktionslinien zu mobilisieren. Pressemeldungen der vergangenen Mo-nate zufolge erhielten in der aktuellen Krise auch hoch verschuldete, große PV-Hersteller noch neue Kredite. Die EU-Kommission verhängte im Juni 2013 vorläufige Strafzölle auf PV-Module aus China. Trotz der hohen Importquote bei PV Modulen bleibt ein großer Teil der mit einem PV-Kraftwerk verbundenen Wertschöpfung im Land. Wenn man annimmt, dass 80% der hier installierten PV-Module aus Asien kommen, diese Module ca. 60% der Kosten eines PV-Kraftwerks ausmachen (Rest v.a. Wechselrichter und Installation) und die Kraft-werkskosten ca. 60% der Stromgestehungskosten ausmachen (Rest: Kapitalkosten), dann fließen über die Modulimporte knapp 30% der Einspeisevergütung nach Asien.


Dabei ist zusätzlich zu berücksichtigen, dass ca. die Hälfte der asiatischen PV-Produktion auf Anlagen aus Deutschland gefertigt wurde. Langfristig werden sinkende Herstellkosten von PV-Modulen auf der einen, steigende Frachtkosten und lange Frachtzeiten auf der anderen Seite die Wettbewerbsposition für die Modulherstellung in Deutschland zunehmend verbessern.

9. Lehnen die großen Kraftwerksbetreiber PV-Installationen ab? Bisher haben sie wenig Interesse an PV-Stromproduktion in Deutschland gezeigt. Die in Deutschland betriebene PV-Leistung befand sich noch 2010 überwiegend im Ei-gentum von Privatpersonen und Landwirten, der Rest verteilte sich auf Gewerbe, Projek-tierer und Fonds. Die Kraftwerksbetreiber EnBW, Eon, RWE und Vattenfall (die „Großen 4“ in Abbildung 26) hielten zusammen gerade einmal 0,2%. Woher kommt diese Ab-neigung? Wenn PV-Kraftwerke Strom liefern, liefern sie tagsüber, zu Zeiten höchster Nachfrage (Abbildung 52). Teure Spitzenlast-Kraftwerke werden seltener und in geringerem Um-fang benötigt. Das senkt den Strompreis an der Börse, der sich nach den Börsenregeln auf alle momentan produzierenden Kraftwerke überträgt (Abschnitt 3.4). Früher konn-ten die vier großen Kraftwerksbetreiber billigen Grundlaststrom zur Mittagszeit deshalb sehr lukrativ verkaufen. Bereits 2011 führte aber die PV zu Preissenkungen an der Börse und damit zu massiven Gewinneinbrüchen. Die Preissenkungen werden sich zukünftig auch auf langfristige Lieferverträge auswirken, nicht nur auf den Börsenpreis. Hinzu kommt, dass die zunehmende Abdeckung der Tagesspitzenlast durch Photovoltaik im Frühjahr und Sommer die Auslastung der fossilen Kraftwerke verschlechtert und damit ihre Kosten steigen. Der billige Strom aus abgeschriebenen Kohlekraftwerken wird im Frühjahr und Sommer mit dem Ausbau der PV und des Lastmanagements immer weni-ger gebraucht. Während große Kraftwerksbetreiber bisher wenig Interesse an PV-Installationen gezeigt haben, passen große Windprojekte, vor allem im Offshore-Bereich, viel besser in ihr Geschäftsmodell. EU-Kommissar Günther Oettinger meint dazu in einem Interview der FAZ (2.4.2013): „Wir müssen den ausufernden Zubau von Photovoltaikanlagen in Deutschland begren-zen. Überhaupt brauchen wir eine Geschwindigkeitsbegrenzung für den Ausbau erneu-erbarer Energien, bis wir ausreichende Speicherkapazitäten und Energienetze haben, die den Strom intelligent verteilen können. (…) Tatsächlich aber ist es langfristig viel sinnvol-ler, Windparks auf hoher See zu bauen, schon weil es dort viel mehr Windstunden im Jahr gibt. Die brauchen eine Anschubfinanzierung, die das EEG garantieren kann, weil die Einspeisevergütungen für jede Energiequelle gezielt festgelegt wird - nicht aber Quo-tenmodelle.“

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10. Verschlingt die PV-Forschung hohe Fördermittel? Ein Blick in die historischen Zahlen (Abbildung 28) zeigt, dass erneuerbare Energien und Energieeffizienz nur langsam in den Fokus der Energieforschung rücken. Nachfolgende Abbildung 29 zeigt die vom BMU bewilligten Fördermittel für die PV-Forschung.

Abbildung 28: Ausgaben des Bundes für Energieforschung [BMWi1]

Abbildung 29: Neubewilligungsvolumen für PV-Forschungsförderung, im Jahr 2011 inkl. Mittel für Förderprogramm „Innovationsallianz“ [BMU3]

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11.3 Regelbarkeit Mit steigender Leistung wird PV zunehmend als stabilisierende Regelgröße in die Pflicht genommen. Die EEG-Novellierung zum 1.1.2012 fordert auch für Anlagen am Nieder-spannungsnetz eine Teilnahme am Einspeisemanagement über Fernsteuerung durch den Netzbetreiber oder über automatische Abregelung bei 70% der Wirkleistung. Gemäß der Niederspannungsrichtlinie VDE AR-N-4105, seit dem 1.1.2012 in Kraft, müssen Wechselrichter netzstützende Funktionen bereitstellen. „…eine überwiegend dezentrale und verbrauchsnahe PV-Einspeisung in die Verteilnetze reduziert Kosten für den Netzbetrieb, insbesondere im Hinblick auf das Übertragungs-netz. Ein weiterer Vorteil der PV-Einspeisung ist, dass PV-Anlagen zusätzlich zur Einspei-sung von Wirkleistung prinzipiell weitere Netzdienstleistungen (z.B. lokale Spannungsre-gelung) kostengünstig bereitstellen können. Sie eignen sich hervorragend zur Integrati-on in übergeordnete Netzmanagement-Systeme und können einen Beitrag zur Verbes-serung der Netzstabilität und Netzqualität leisten.“ [ISET2]

11.4 Konflikte mit trägen fossil-nuklearen Kraftwerken Das Erzeugungsprofil von PV-Strom passt so gut zu dem Lastprofil des Stromnetzes, dass der gesamte Strombedarf im Band von 40-80 GW auch bei weiterem Ausbau der PV in den nächsten Jahren jederzeit über dem PV-Stromangebot liegen wird. Allerdings neh-men die Konflikte mit trägen Kraftwerken (vor allem Kernkraft und alte Braunkohle) zu, die einer schwankenden Residuallast aus technischen und wirtschaftlichen Gründen nur sehr eingeschränkt folgen können. Grundsätzlich müssen jedoch die volatilen Erzeuger mit ihren vernachlässigbar kleinen Grenzkosten Vorfahrt erhalten. Diese ungelösten Konflikte können kurzzeitig zu deutlicher Überproduktion und hohem Stromexport bei geringen bis negativen Börsenstrompreise führen, wie das Beispiel in Abbildung 34 zeigt. Während Hitzeperioden war es in der Vergangenheit durch fossil-nukleare Kraftwerke zu einer kritischen Erwärmung der als Kühlreservoir genutzten Flüsse gekommen. Die in Deutschland installierte Photovoltaik hat dieses Problem beseitigt und kann solche Situa-tionen auch in Nachbarländern wie Frankreich entspannen, weil sie die Auslastung der fossil-nuklearen Kraftwerke besonders an Sommertagen grundsätzlich reduziert.


Abbildung 34: Beispiel für den Verlauf von Börsenstrompreisen, konventioneller und regenera-tiver Stromerzeugung der 12. Kalenderwoche im März 2013 [ISE8]

11.5 Muss der PV-Ausbau auf Speicher warten? Nein. Zwar meinte EU-Kommissar Günther Oettinger in einem Interview der FAZ (2.4.2013): „Wir müssen den ausufernden Zubau von Photovoltaikanlagen in Deutschland begren-zen. Überhaupt brauchen wir eine Geschwindigkeitsbegrenzung für den Ausbau erneu-erbarer Energien, bis wir ausreichende Speicherkapazitäten und Energienetze haben, die den Strom intelligent verteilen können.“ Tatsächlich ist es umgekehrt: Investitionen in Speicher lohnen sich erst, wenn häufig große Preisdifferenzen für Strombezug auftreten, sei es an der Strombörse oder bei Endabnehmern. Derzeit werden Investitionen in Speicher, konkret Pumpspeicher, sogar zurückgestellt, weil kein wirtschaftlicher Betrieb möglich ist. Erst ein weiterer Ausbau von PV und Windkraft wird die EEX-Preise häufiger und massi-ver senken. Auf der anderen Seite wird eine ausstiegsbedingte Verknappung des Atom-stroms und eine Verteuerung des Kohlestroms durch CO2-Zertifikate oder -Steuern die EEX-Preise zu anderen Zeiten anheben. Diese Preisspreizung schafft die Grundlage für


einen rentablen Speicherbetrieb. Wird die Spreizung über Tarifgestaltung an den End-abnehmer weitergereicht, werden Speicher auch für ihn interessant. Eine Studie des DIW kommt zu dem Schluss, dass Überschüsse aus EE ein lösbares Prob-lem seien [DIW]. Durch eine Flexibilisierung des Stromsystems, insbesondere durch Ab-schaffung des Must-Run-Sockels konventioneller Kraftwerke von derzeit ca. 20 GW und durch eine flexible Biomasseverstromung könne der Stromüberschuss aus Wind- und Solarenergie im Jahr 2032 auf unter 2% reduziert werden. Das DIW legt das Ausbaus-zenario des Netzentwicklungsplans 2013 zugrunde [NEP] mit einer installierten PV-Leistung von 65 GW, 66 GW onshore-Wind und 25 GW offshore-Wind.

12. Verschlingt die Produktion von PV-Modulen viel Energie? Die Energierücklaufzeit für Solaranlagen hängt von Technologie und Anlagenstandort ab. Sie beträgt bei 1055 kWh/m2 globaler horizontaler Jahreseinstrahlung (mittlerer Wert für Deutschland) ca. 2 Jahre [EPIA]. Die Lebensdauer von Solarmodulen liegt im Bereich von 20-30 Jahren. Das heißt, dass eine heute hergestellte Solaranlage während ihrer Lebensdauer mindestens 10-mal mehr Energie erzeugt als zu ihrer Herstellung be-nötigt wurde. Dieser Wert wird sich in der Zukunft durch energieoptimierte Herstel-lungsverfahren noch verbessern. Windkraftanlagen weisen noch kürzere Energierück-laufzeiten auf, sie liegen gewöhnlich bei 2-7 Monaten.

13. Konkurriert der PV-Zubau mit der Nahrungsmittelproduktion? Nein. Die großflächige PV-Installation auf Ackerflächen wird seit Juli 2010 nicht mehr über das EEG gefördert und kam damit zum Erliegen. Ein Ausbau im Freiland erfolgt derzeit nur noch auf bestimmten Konversionsflächen oder in unmittelbarer Nähe zu Autobahnen und Schienenwegen. Es gibt kein Ausbauszenario, das eine nennenswerte Belegung von Ackerflächen durch PV vorsieht. Die öffentliche Diskussion zu diesem Thema erscheint noch merkwürdiger im Kontext aktueller Pläne der EU, 7% der Ackerflächen stillzulegen, das wären in Deutschland 600.000 Hektar. Unter dem Stichwort „Agro-PV“ werden verschiedene Ansätze untersucht, um die landwirtschaftliche und photovoltaische Nutzung von Flächen zu kombinieren [Beck]. Eine Reihe von Nutzpflanzen zeigen keine Ertragseinbußen unter reduzierter Einstrah-lung, andere profitieren sogar.


14. Sind PV-Anlagen in Deutschland effizient? Der nominelle Wirkungsgrad (s. Abschnitt 21.2) von kommerziellen waferbasierten PV-Modulen (d.h. Module mit Solarzellen auf Basis von Siliciumscheiben) stieg in den letz-ten Jahren um ca. 0,3%-Punkte pro Jahr auf Mittelwerte um 15% (Photon Internatio-nal 2-2013) und Spitzenwerte von 20%. Pro Quadratmeter Modul erbringen sie damit eine Nennleistung von 140-150 W, Spitzenmodule bis 200 W. Der nominelle Wirkungs-grad von Dünnschicht-Modulen liegt um 6-11%, mit Spitzenwerten von 12-13%. PV-Anlagen arbeiten nicht mit dem nominellen Modulwirkungsgrad, weil im Betrieb zusätzliche Verluste auftreten. Diese Effekte werden in der sog. Performance Ratio (PR) zusammengefasst. Eine heute installierte PV-Anlage erreicht als Ganzes über das Jahr PR-Werte von 80-90%, inkl. aller Verluste durch die tatsächliche Betriebstemperatur, die variablen Einstrahlungsbedingungen, Verschmutzung und Leitungswiderständen sowie Wandlungsverlusten des Wechselrichters. Der von den Modulen gelieferte Gleichstrom wird von Wechselrichtern für die Netzeinspeisung angepasst. Der Wirkungsgrad neuer PV-Wechselrichter liegt, unabhängig von der eingesetzten Modultechnologie, aktuell um 98%. In Deutschland werden je nach Einstrahlung und PR spezifische Erträge um 900, in son-nigen Gegenden über 1000 kWh/kWp erzielt. Pro Quadratmeter Modul entspricht dies ca. 130 kWh, bei Spitzenmodulen ca. 180 kWh. Ein durchschnittlicher 4-Personen-Haushalt verbraucht pro Jahr ca. 4400 kWh Strom, dies entspricht dem Jahresertrag von 34 m2 gewöhnlichen Modulen. Die Dachfläche eines Einfamilien-Hauses reicht somit aus, um den Jahresstrombedarf einer Familie in Summe über eine PV-Anlage zu erzeu-gen. Auf flachen Dächern und im Freiland werden Module aufgeständert, um ihren Er-trag zu erhöhen. Bei Südausrichtung und entsprechender Beabstandung belegen sie ungefähr das 2,5fache ihrer eigenen Fläche. Zum Vergleich: Bei Verstromung von Energiepflanzen liegt der auf die Einstrahlung be-zogene Wirkungsgrad deutlich unter 1%. Dieser Wert sinkt weiter, wenn fossile organi-sche Materie als Kohle, Öl oder Erdgas verstromt wird. Entsprechende Verbrennungs-Kraftwerke beziehen ihre Wirkungsgradangabe aber normalerweise auf die Konversion der bereits vorhandenen chemischen Energie im fossilen Energieträger. Für Kohlekraft-werke in Deutschland wird dann bspw. ein mittlerer Wirkungsgrad um 38% angegeben. Bei der Verbrennung von Biokraftstoffen in Fahrzeugen erreicht man auch nur beschei-dene Effizienzen bezogen auf die eingestrahlte Energie und die Flächennutzung. Abbil-dung 35 vergleicht die Gesamtreichweiten von Fahrzeugen, die verschiedene Biokraft-stoffe verbrennen, mit der Gesamtreichweite eines Elektrofahrzeugs (Plug-In-Hybridantrieb), dessen elektrische Antriebsenergie durch ein PV-Feld gleicher Größe be-reitgestellt wird. Betrachtet man die Reichweite pro Tank- bzw. Akkuladung, dann kommen die Fahrzeu-ge im elektrischen Betrieb weniger weit als mit Verbrennungsmotoren. Plug-In-Hybrid Serienfahrzeuge können rein elektrisch mit einer Akkuladung ca. 20-50 km zurücklegen. Reine Elektrofahrzeuge bieten Reichweiten bis ca. 200 km (bspw. 199 km Normreich-

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Bei einer Performance Ratio (PR, siehe Abschnitt 21.6) von 85% und idealer Ausrichtung wären damit im geografischen Mittel über Deutschland 1030 Volllaststunden zu errei-chen. Weil nicht alle Anlagen ideal ausgerichtet sind und noch viele Anlagen mit kleine-ren PR arbeiten, liegt die tatsächliche mittlere Volllaststundenzahl etwas niedriger. Nach-führung erhöht die Volllaststundenzahl von PV-Modulen deutlich (Abschnitt 17.3.1). Technische Verbesserungen der Module und der Installation können die PR, den Ertrag und damit die Zahl der Volllaststunden einer PV-Anlage anheben. Dazu zählen die Ver-ringerung des Temperaturkoeffizienten der Solarzellen, die Verringerung der Betriebs-temperatur der Module, die Verbesserung des Schwachlicht- und des Schräglichtverhal-tens der Module oder die Verringerung von Verlusten durch Schneeabdeckung oder Verschmutzung. Bei Windkraftwerken steigt die Anzahl der Volllaststunden mit der Nabenhöhe. Nuklear-, Kohle- und Gaskraftwerke können im Bedarfsfall fast durchgängig (1 Jahr = 8760 h) mit ihrer Nennleistung produzieren. Tatsächlich erreichten lt. [BDEW1] bspw. Braunkoh-lekraftwerke 6640 und Steinkohle-KW 3550 Volllaststunden im Jahr 2007.


Abbildung 37: Horizontale jährliche Globalstrahlungssumme in Deutschland, gemittelt über den Zeitraum 1981-2010 [DWD]

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Abbildung 40: Primärenergieaufwand zur Stromerzeugung für verschiedene Energieträger [EEBW] Für PV-Strom beträgt der Vermeidungsfaktor 700 g CO2-Äq./kWh [BMU1]. Der Vermei-dungsfaktor ist der Quotient aus vermiedenen Emissionen und der Strombereitstellung. Er beinhaltet neben Treibhausgasen auch andere Luftschadstoffe. Im Jahr 2012 wurden somit durch die Nutzung von 28 TWh PV-Strom 19,7 Mio. t CO2-Äquivalente an Treib-hausgasen vermieden. Ein Steinkohle-Kraftwerk emittiert ca. 949 g CO2/kWh elektrisch, ein Braunkohle-Kraftwerk ca. 1153 g CO2/kWh elektrisch. Die deutsche Energiepolitik hat zudem eine hohe internationale Relevanz. Zwar entfielen im Jahr 2008 nur ca. 3% des weltweiten Stromverbr

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