Photovoltaik

Solarmodul-Fassade

Dem Sonnenstand nachgeführte Photovoltaikanlage in Berlin-Adlershof

In ein Glasdach integrierte Photovoltaikanlage auf der SchücoArena

Verkauf von Solaranlagen in Ouagadougou, Burkina Faso

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

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

Geschichte der Photovoltaik

→ 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 Siliziumzellen mit Wirkungsgraden von über 4 %, zu produzieren. Die erste technische Anwendung wurde 1955 bei der Stromversorgung von Telefonverstärkern gefunden. 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 entscheidenden Fortschritten in der Entwicklung von Photovoltaikzellen.

Ausgelöst durch die Energiekrisen in den 1970er Jahren 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. Zu nennen sind dabei das 70.000-Dächer-Programm in Japan (1994), welches im Jahr 2002 bereits 144.000 Dächer erreicht hatte, und das 1.000.000-Dächer-Programm in den USA (1997); in Deutschland gab es das 1000-Dächer-Programm (1990), das 100.000-Dächer-Programm (2003 wurden ca. 65.000 Dächer erreicht), das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) trat 2000 in Kraft. Im Jahr 2005 erreichte die gesamte Nennleistung der in Deutschland installierten Photovoltaikanlagen ein Gigawatt, im Jahr 2010 wurde die Grenze von zehn Gigawatt überschritten und im Jahre 2012 wurden 25 Gigawatt erreicht.

Schreibweise

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 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

Der Wellenlängenbereich der auf der Erdoberfläche 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 photovoltaische Energiewandlung findet mit Hilfe von Solarzellen, die zu so genannten Solarmodulen verbunden werden, in Photovoltaikanlagen statt. 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.

Nennleistung und Ertrag

Die Nennleistung von Photovoltaikanlagen wird häufig in der Schreibweise W_p (Watt Peak) oder kW_p 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 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 jedoch 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/W_p bzw. kWh/kW_p) pro Zeitabschnitt definiert und erlaubt den einfachen Vergleich von Anlagen unterschiedlicher Größe.

Weltweites Nutzungspotenzial

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. Die 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 Chile (2400 kWh/kW_p/Jahr), Kalifornien (2150 kWh/kW_p/Jahr), Australien (2300 kWh/kW_p/Jahr) oder Indien (2200 kWh/kW_p/Jahr) deutlich günstigere Stromgestehungskosten 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.

Das Konzept Desertec wurde 2003 ins Leben gerufen, um künftig Energie in Wüstenregionen (vor allem als Solarstrom) zu erzeugen und über Hochspannungsgleichstromübertragung in die Verbraucherregionen zu bringen. Vor allem ist dabei die Stromübertragung von Nordafrika nach Europa im Fokus.

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 der Nennleistung, die tatsächliche Leistung von Photovoltaik für alle größeren Städte in Europa und Afrika schätzen lassen kann.

Absatzmärkte

Solarstrahlungspotenzial in Europa

Hauptabsatzmarkt ist mit einer installierten Leistung von 17.193 MWp und einem jährlichen Zubau von 7.408 MWp (2010) 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. Der chinesische Absatzmarkt spielt bisher eine relativ geringe Rolle, obwohl chinesische Hersteller bei der Produktion von PV-Modulen weltweit führend sind.

Installierte Leistung

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 MW_p

Nr.	Staaten	2011	2010	2009	2008	2007	2006	2005
1	Deutschland	24875	17370	9959	6019	3846	2743	1910
2	Italien	12764	3484	1157	458	120	50.0	46,3
3	Spanien	4214	3859	3438	3421	734	175	57,6
4	Frankreich	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	Vereinigtes Königreich	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	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	Vereinigte Staaten	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

Solarstrahlung in Deutschland (auf eine horizontale Fläche)

Flächenabschätzungen

In Deutschland betrug im Jahr 2010 die erzeugte Strommenge 621 TWh/Jahr (entspricht einem mittleren Leistungsbedarf 71 GW). Unter der Voraussetzung, die Energie sowohl tageszeitlich als auch unterjährig verlustfrei speichern zu können, wären bei einem durchschnittlichen Ertrag von 900 Volllaststunden (oder auch kWh/kW_p) für eine Energieversorgung ausschließlich mit Photovoltaik insgesamt 690 GW_p zu installieren. Die hierfür nötige Fläche hängt von der Installation ab: Auf nach Süden ausgerichteten schrägen Dächern ist bei Verwendung leistungsstarker Module je kW_p lediglich eine Fläche von unter 8 Quadratmetern je kW_p (125 Wattpeak/m²) notwendig, wogegen bei Verwendung von Dünnschichtzellen auf Freiflächen der Platzbedarf bei etwa 10–12 Quadratmetern je kW_p (100 Wattpeak/m²) liegt. Hieraus ergibt sich eine benötigte Gesamtfläche zwischen 5.500 und 20.700 km². Dies entspricht 1,5 bis 5,7 % der Gesamtfläche Deutschlands. Zum Vergleich:

• 2007 belegte die Siedlungs- und Verkehrsfläche 46.789 km² oder 13,4 % der Landfläche Deutschlands.

• Im Jahr 2011 wurden Energiepflanzen in Deutschland auf einer Fläche von 22.800 km² (entspricht 6,5% der Landfläche Deutschlands) angebaut.

• Laut Ecofys eignen sich mehr als 2.300 km² Dach- und Fassadenfläche (0,66 % der Landfläche Deutschlands) für die Nutzung durch PV-Anlagen.

Eine vollständige Elektrizitätsversorgung durch die Photovoltaik wird aufgrund der großen jahreszeitlichen Schwankungen und dem damit verbundenen hohen Speicherbedarf für Deutschland nicht als sinnvoll erachtet. Ein anstrebenswerter Beitrag zu einer vollständig regenerativen Elektrizitätsversorgung könnte in der Größenordnung von 200 GW_p liegen. Damit ließen sich knapp 30 % des deutschen Elektrizitätsbedarfs decken. Hierfür wäre dann weniger als 1 % der Gesamtfläche Deutschlands erforderlich. Bei einem Zubau von etwa 8 GW_p pro Jahr (im Vergleich Installation 2010: 7,4 GW_p und 2011: 7,5 GW_p) ließe sich dieser Anteil bis 2035 realisieren.

Entwicklung, Zubau und tatsächliche Einspeisung in Deutschland

Von 2000 bis 2011 stieg die mit Photovoltaik erzeugte Energie von 0,064 TWh auf ca. 19 TWh und damit auf das rund Dreihundertfache.

Die rechnerischen Volllaststunden in der folgenden Tabelle zeigen, wie die Nutzung der Sonnenenergie witterungsbedingt schwanken kann, und stehen in engem Zusammenhang mit der Sonnenscheindauer, d.h. mit der Zahl der Sonnenstunden eines Jahres. Die mittlere Sonnenscheindauer beträgt in Deutschland 1550 Stunden pro Jahr. Hierbei muss allerdings berücksichtigt werden, dass die Volllaststunden nicht der Einschaltdauer entsprechen, sondern einen rechnerischen Wert darstellen, der sich aus dem Quotient zwischen Regelarbeitsvermögen und Peak-Leistung der Photovoltaikanlage ergibt. Die tatsächliche Einschaltdauer, in der die Anlage Strom erzeugt, entspricht näherungsweise etwa einem halben Jahr, also rund 4400 Stunden.

Der Zubau neuer Anlagen hält durch die gesunkenen Modulpreise und die geplante Kürzung der Förderung an. So wurden von Februar bis Mai 2012 ca. 2500 MW_peak neu installiert, was rechnerisch über 2500 Anlagen/Tag mit 10 KW_peak entspricht.

Die Unternehmensberatung Roland Berger und das Wirtschaftsinstitut Prognos halten bis 2020 eine Solarstromleistung von bis zu 70 GW_p für realistisch – Ende 2011 waren es rund 25 GW_p. Damit könnten sie knapp zehn Prozent des deutschen Strombedarfs liefern. Allein auf Dachflächen gibt es ein Potenzial für 161 GW_p Solarstrom, wie die TU München und Siemens kürzlich ausgerechnet haben.

Entwicklung der Stromerzeugung bei Photovoltaik in Deutschland

Jahr	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011
Globalstrahlung in Deutschland in Watt/m²	119	121	119	139	123	125	127	125	124	126	123	126
Erzeugung in TWh/Jahr	0,064	0,12	0,19	0,31	0,56	1,28	2,22	3,08	4,00	6,20	12,00	18,00
installierte Leistung in GWpeak	0,10	0,18	0,26	0,41	1,02	1,88	2,71	3,81	5,31	9,80	16,91	24,4
Rechnerische Volllaststunden (wenn der halbe Zubau wirksam ist) pro Jahr	640	857	864	925	783	883	967	945	877	821	899	871

Entsprechend der Sonnenstrahlungsintensität erreicht die Photovoltaik in der Mittagszeit ihren Leistungspeak, in den Morgen- und Abendstunden ist die eingespeiste Strommenge deutlich geringer. In Deutschland wird der meiste Strom zwischen 8.00 Uhr morgens und 19.00 Uhr abends benötigt. Durch die natürliche Überdeckung des Lastprofils des Stromverbrauchs mit der zeitlichen Verteilung der Photovoltaikeinspeisung verringert sich die Notwendigkeit, Spitzenlastkraftwerke anzufahren.

Im Internet finden sich auf der EEX-Transparenzplattform die tagesaktuelle Berechnung des Leistungsprofils und die Produktionsdaten für elektrische Energie für Deutschland und Österreich aufgeschlüsselt nach Erzeugungsart und Regelzonen. Für Deutschland werden die gemessenen Photovoltaikdaten aus den vier Regelzonen gemeldet und sind seit dem Beginn der Meldungen am 19. Juli 2010 auch abzurufen. Auch eine Berechnung des aktuellen Leistungsprofils der in Deutschland installierten Photovoltaik mit Visualisierung nach Postleitzahlgebieten ist bei einem Wechselrichterhersteller abrufbar. Die vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland setzen seit 2010/2011 für die Planung der Regelleistung unter anderem die Berechnungen großer Betreiber von Datenportalen zu Photovoltaikanlagen ein. Deren Berechnungen basieren jeweils auf Ertrags- und Leistungsdaten von etwa 10 % der installierten Anlagenleistung in Deutschland.

Stromerzeugung in Deutschland am 25. und 26. Mai 2012

Am 25. Mai 2012 um 12:45 Uhr wurde deutschlandweit eine Leistung von 22,4 Gigawatt erreicht, wodurch zur Spitzenlastzeit rund ein Drittel der gesamten Stromproduktion auf die Photovoltaik entfiel. Dies entspricht in etwa der Leistung von 15 großen Kernkraftwerken. Seit Februar 2012 deckt die Einspeiseleistung relativ zuverlässig einen großen Teil der täglichen Mittel- und Spitzenlast ab. Konventionelle Kraftwerke müssen ihre Leistung fast nur noch in den Dämmerungsphasen erhöhen. Dies macht sich auch durch deutlich gesunkene Strompreise an der Strombörse bemerkbar. Es ist absehbar, dass bei weiterem Zubau neuer Anlagen die konventionellen Kraftwerke ihre Leistung um die Mittagszeit verstärkt drosseln müssen, was vor allem bei trägen Kraftwerken, insbesondere Kernkraftwerken problematisch ist. Außerdem sinkt die Ausnutzung von Spitzenlastkraftwerken, was deren wirtschaftlichen Betrieb in Frage stellen kann. Im Mai 2012 wurden laut BDEW mehr als 4 Mrd. kWh Solarstrom erzeugt, womit etwa 10 % des Stromverbrauchs dieses Monats durch Solarstrom gedeckt wurde.

Wirkungsgrad

Thermografie an einer Photovoltaik-Anlage / Nachweis fehlerhafte Zelle

Der Wirkungsgrad ist das Verhältnis von entnommener elektrischer Energie und eingestrahlter Lichtenergie. Je höher er ist, desto geringer kann die Fläche für die Anlage gehalten werden. Der Wirkungsgrad kann für unterschiedliche Systemgesamtheiten betrachtet werden:

• die nackte Solarzelle
• das Solarpanel bzw. -modul
• die gesamte Anlage inklusive Wechselrichter bzw. Laderegler und Akkus.

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 %, Dünnschichtmodule auf der Basis von Cadmiumtellurid ca. 13 %, Solarzellen aus polykristallinem Silizium 13 bis 18 %, Zellen aus monokristallinem Silizium zwischen 14 und 24 %. Sogenannte Konzentratorzellen können in Laborsituationen über 40 % Wirkungsgrad erzielen.

Zum Vergleich: Sonnenwärmekraftwerke kommen auf einen Wirkungsgrad von ca. 14–16 %.

Konzentrator-Photovoltaikmodule weisen einen höheren Wirkungsgrad als konventionelle Photovoltaikmodule auf. Der Wirkungsgrad steigt zudem bei höherer Lichtintensität. Da Konzentrator-Photovoltaikmodule wegen der Lichtbündelung zwingend auf Nachführsysteme angewiesen sind, weisen sie gegenüber fest installierten Anlgagen 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. Allerdings sind auch heutige Solarmodule in der Regel mit einer Antireflexionsschicht ausgestattet, die die Reflexion bereits stark vermindert.

Performance Ratio und Systemwirkungsgrad

Der Systemwirkungsgrad beschreibt den Wirkungsgrad der gesamten Photovoltaikanlage 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. 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. 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. Die Performance Ratio einer Photovoltaikanlage sollte im Allgemeinen einen Wert von mindestens 70 % erreichen. 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

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. Dieser Ertragsverlust kann bei extremen Verschmutzungen über 30 % betragen. Im bundesdeutschen Durchschnitt wird von einem schmutzbedingten Ertragsverlust von 6–8 % ausgegangen. Um gleich bleibende Erträge zu sichern, müssten 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

→ Hauptartikel: Erntefaktor

Die Zeiten bis zur energetischen Amortisation betragen technologieabhängig zwischen etwa drei Monaten bei in Drucktechnik hergestellten Dünnschichtmodulen sowie 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 zwei bis sieben Jahren wieder hergestellt. Der Erntefaktor liegt zwischen 1,5 und 38. Die Lebensdauer wird auf 30 bis 40 Jahre geschätzt. Seitens der Hersteller werden für die Module Garantien für 20–25 Jahre gegeben. Der energieintensive Teil der Solarzelle kann 4- bis 5-mal wiederverwertet werden.

Einsatzfelder

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 ihe 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

Schwankung des Angebots

• Statistik der Erzeugung
• 
  Jahres- und Tagesgang der Stromerzeugung aus Photovoltaik
• 
  Häufigkeitsdichte der erzeugten Leistung aus der Photovoltaik

• Statistik der Erzeugung
• 
  Jahresgang einer einzelnen Anlage in Tagesdarstellung
• 
  Jahresgang in Monatsdarstellung

Die Erzeugung von Solarstrom ist statistisch sehr gut vorhersagbar (Log-Normalverteilung der Häufigkeitsdichte der erzeugten Leistung). 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.

Die Log-Normal-Verteilung der Häufigkeitsdichte der erzeugten Leistung hat zur Folge, dass hohe Einspeiseleistungen nur relativ selten auftreten. Das ist auf die Tages-, Wetter- und Jahresabhängigkeit der Erzeugung zurückzuführen. Der daraus resultierende Netzausbau wird deswegen nur selten genutzt und hat damit Effizienzprobleme. Deswegen sollte für den Strom aus Photovoltaik (und Windkraft, da dort derselbe Verteilungstyp festzustellen ist) zur Verbesserung der Grundlastfähigkeit

• Speichermöglichkeiten und
• schaltbare Lasten zur Verbrauchsanpassung (smart switching in Verbindung mit smart metering) vorhanden sein.

(Hinweis: Auch die erzeugte Leistung aus der Windenergie lässt sich mit der Log-Normalverteilung beschreiben.)

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 Spitzenlastkraftwerke bereitgestellt werden. Durch die geringe Leistung in höheren Breiten im Winter, aber auch bei Wolkenbedeckung, müssen dort andere Erzeugungssysteme in der Lage sein, die Gesamtenergie in Tagesspitzenzeiten zu erzeugen. Speichertechnologien können kurzzeitige Tagesschwankungen leichter kompensieren als jahreszeitliche Schwankungen. In den auf geringen Breiten liegenden Wüstengebieten der Erde ist das Problem weniger vorhanden.

Probleme bereitet beim weiteren Ausbau der Photovoltaik die zunehmende Differenz zwischen maximaler und minimaler eingespeister Leistung. Während die Politik in Deutschland 2012 versucht, den Zubau an Photovoltaikanlagen zu verringern, fordern Unterstützer wie der Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV) eine Begrenzung der Einspeiseleistung und eine Koppelung mit Speichertechnologien, um den Solarstrom zu verstetigen und Leistungsspitzen zu glätten. Durch PV-Anlagen mit integriertem Stromspeicher kann nicht nur ein Abregeln von Photovoltaikanlagen bei Maximaleinspeisung vermieden werden, sondern auch eine Einspeisung von Photovoltaikstrom in in den Abend /die Nacht verschoben werden. Das Speichern von Elektroenergie in Akkumulatoren ist derzeit jedoch etwa ebeso teuer wie deren Erzeugung in konventionellen Kraftwerken. Solarthermische Kraftwerke können dagegen sogar während der Nacht arbeiten, indem sie thermische Energie speichern.

Übertragung

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, 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

→ 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

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

Bei im Verbundnetz betriebenen Anlagen kann zwar die teure lokale Energiespeicherung in einem Akkumulator 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 soviel 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. Auch das dezentrale Zwischenspeichern in Fahrzeugakkumulatoren ist aufgrund der hohen Kosten und der geringen Lebensdauer der derzeitigen Akkumulatoren teurer als die Erzeugung in konventionellen Kraftwerken.

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. Brennstoffzellen sind derzeit noch teuer und kurzlebig.

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

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.

Bei der langfristigen Planung von Kraftwerksbauten als auch bei der täglichen Planung der Produktion kann nur der prognostizierte Teil der PV-Leistung berücksichtigt werden. Dies führt zu deutlich höheren Zusatzkosten (Netzausbau, Energiespeicher, teure Spitzenlastkraftwerke) pro kW als bei der Energieerzeugung mit thermischen Großkraftwerken. Auch solarthermische Kraftwerke können nach Bedarf/in der Nacht produzieren, wenn sie eine thermische Zwischenspeicherung besitzen.

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.

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.

Staatliche Behandlung

Staatliche Förderung

Einspeisevergütung

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

So wird beispielsweise in Deutschland eine 30-kW_p-Anlage auf einem Dach, die 2004 erstmals Energie lieferte, mit 57,4 ct/kWh vergütet. 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. Aufgrund des unerwartet starken 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.

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

Andere Fördermaßnahmen

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).

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

Steuerliche Behandlung

Betreiber von Photovoltaikanlagen, die Energie ins Netz einspeisen, sind steuerpflichtig, soweit die Anlage Gewinn bringt oder mit einer Gewinnerzielungsabsicht betrieben wird.

Umsatzsteuer

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.

Einkommensteuer

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.

Gewerbesteuer

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.

Volkswirtschaftliche Betrachtung

Dämpfender Effekt auf die Börsenstrompreise

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. Weil Solarstrom die Großhandelspreise drückt, entgehen den Konzernen beträchtliche Einnahmen.Die energieintensive Industrie profitiert: Sie kann ihren Strom günstiger einkaufen.

Reduzierung externer Kosten

Solarstrom verursacht geringere Umweltschäden als Energie aus Öl, Kohle, Gas oder Atomkraft. Photovoltaik senkt daher die externen Kosten der Energieerzeugung.

Im Jahre 2009 beliefen sich die Kosten der Solaranlagen zur Vermeidung von CO₂-Emissionen auf 300 bis 741 Euro 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.

Nach Aussagen des US-Wirtschaftsnobelpreisträgers Paul Krugman steht Photovoltaik aufgrund sinkender Modulkosten kurz vor ihrer Wettbewerbsfähigkeit. Dies gelte umso mehr, wenn die externen Kosten der fossilen Energieträger in den Preisen berücksichtigt würden.

Wertschöpfung

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

Eingesparte Brennstoffimporte summieren sich bis zum Jahr 2030 auf 100 Milliarden Euro, vermiedene Umweltfolgekosten auf 35 Milliarden Euro.

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

Weitere Entwicklung

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

Wirtschaftlichkeit

Anschaffungskosten und Amortisationszeit

Eine Photovoltaik-Dachanlage benötigt ca. 8–9 m² Fläche pro Kilowatt Leistung. Die Kosten sind u. a. abhängig von Art und Qualität der Komponenten. Der durchschnittliche Endkundenpreis lag im Juni 2012 bei 1740 Euro netto je kW_p. PV-Großkraftwerke sind ab 1000 Euro je Kilowatt möglich. Diese Preise enthalten neben den Modulen auch Wechselrichter, Montage und Netzanschluss. Eine in Deutschland installierte Anlage liefert je nach Lage einen Jahresertrag von etwa 700 bis 1100 kWh pro kW_p.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) garantiert in Deutschland den Betreibern von Photovoltaik-Anlagen gesetzlich festgelegte Mindestvergütungen für den ins Netz eingespeisten Strom (ab Juli 2012: 13,10 bis 18,92 Cent pro kWh über 20 Jahre). Der Betrieb von Photovoltaik-Anlagen kann dadurch betriebswirtschaftlich lohnend sein. Die Amortisation ist abhängig vom Jahr der Inbetriebnahme (aufgrund sinkender gesetzlicher Vergütungen), der Sonneneinstrahlung, der Ausrichtung und Neigung der Anlage, sowie dem Anteil der Fremdfinanzierung.

Stromgestehungskosten

Die Netzparität wurde in Deutschland im Jahr 2012 erreicht. Im Jahr 2012 unterbietet Solarstrom aus großen Photovoltaik-Anlagen erstmals das Förderniveau von Windkraftanlagen auf dem Meer (Offshore). Laut Bundesverband Solarwirtschaft könnten schon 2017 neue Solarstromanlagen auf Gebäuden ohne finanzielle Förderung rentabel betrieben werden. Australien erreichte bereits 2011 erstmals die Netzparität bei der Photovoltaik. Der Erzeugungspreis für Photovoltaik lag das erste Mal in einigen Gebieten Australiens unter dem Endverbraucherpreis von Netzstrom. Das bedeutet, dass die Erzeugungskosten (+ 8 % Gewinn) pro Kilowattstunde einer Photovoltaikanlage in Australien damit kleiner sind, als der Endverbraucherpreis für den Bezug von fossil produziertem Strom. Damit reiht sich Australien neben Italien, Teilen der USA (Kalifornien und Hawaii), Japan und Spanien in die Reihe von Ländern ein, die Netzparität im Bereich der Solarenergie erreicht haben. In Südspanien können laut VDI nachrichten Photovoltaikanlagen bereits 2012 für 7–9 ct/kWh Strom produzieren. Damit wären Photovoltaikanlagen in Südspanien unter guten Bedingungen bereits jetzt ohne Subventionen wettbewerbsfähig, und werden auch schon geplant (Stand Juni 2012).

Nach Volker Quaschning wird die Photovoltaik bei einer weiteren Halbierung der Stromgestehungskosten (Preisniveau März 2012) ohne Förderung voll konkurrenzfähig mit der herkömmlichen Energieerzeugung sein. Dies könnte je nach Wachstum des Solarmarktes und den daraus resultierenden Lernkurveneffekten in 5 bis maximal 10 Jahren der Fall sein. Zugleich wäre damit für Privatkunden auch die Ölparität erreicht, das heißt, das Heizen mit Solarstrom wäre für den Endverbraucher theoretisch billiger als das Einkaufen von Heizöl. Die Ölparität wird für Deutschland für 2015 und 2016 erwartet.

Die folgende Tabelle bildet die Stromgestehungskosten in Cent je Kilowattstunde ab. Der zugrunde gelegte Kapitalkostensatz beträgt 4 %, die jährlichen Betriebskosten 1 % der Investitionssumme und die jährliche Minderung des Ertrags 0,5 %. Weiterhin wird von einer Nutzungsdauer von 25 Jahren ausgegangen. Da Photovoltaikanlagen keine beweglichen Teile enthalten sind sie sehr langlebig; es ist durchaus denkbar, dass sie auch über diesen Zeitraum hinaus nutzbar bleiben. Für die Berechnung der durchschnittlichen Kosten je Kilowattstunde sind sowohl Kosten als auch Ertrag mit dem Kapitalkostensatz von 4 % abdiskontiert.

Zur Veranschaulichung sind die für Deutschland möglichen Werte in der Tabelle farbig hinterlegt. Grüne Kästchen stehen hierbei für Kosten, die unter dem Börsenstrompreis von circa 5,8 Cent pro Kilowattstunde liegen, gelbe Kästchen für Kosten, die zwischen dem Börsenpreis und dem Strompreis für Industriekunden von 11,9 Cent pro Kilowattstunde. Rot hinterlegt sind jene Kästchen, deren Wert zwischen Industriekundenpreis und dem Privatkundenpreis von 25,3 Cent je Kilowattstunde liegt. In Deutschland liegen die Erträge bei fest installierten (also nicht nachführbaren) Anlagen zwischen 800 und 1100 Kilowattstunden Ertrag je Jahr und kW_p. Die Werte für den durchschnittlichen Ertrag sind in der Tabelle fett hervorgehoben.

Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen in Cent pro Kilowattstunde

Investition/Ertrag	700 kWh	800 kWh	900 kWh	1000 kWh	1100 kWh	1500 kWh	2000 kWh	2500 kWh
200 €/kWp	2,2	1,9	1,7	1,6	1,4	1,0	0,8	0,6
400 €/kWp	4,4	3,9	3,5	3,1	2,8	2,1	1,6	1,2
600 €/kWp	6,7	5,8	5,2	4,7	4,2	3,1	2,3	1,9
800 €/kWp	8,9	7,8	6,9	6,2	5,7	4,1	3,1	2,5
1000 €/kWp	11,1	9,7	8,6	7,8	7,1	5,2	3,9	3,1
1200 €/kWp	13,3	11,7	10,4	9,3	8,5	6,2	4,7	3,7
1400 €/kWp	15,6	13,6	12,1	10,9	9,9	7,3	5,4	4,4
1600 €/kWp	17,8	15,6	13,8	12,4	11,3	8,3	6,2	5,0
1800 €/kWp	20,0	17,5	15,6	14,0	12,7	9,3	7,0	5,6
2000 €/kWp	22,2	19,4	17,3	15,6	14,1	10,4	7,8	6,2

Modulpreise

Entwicklung der Modulpreise in €/Wp

Modultyp	Kristallin			Dünnschicht
Herkunft/Typ	Deutschland	China	Japan	CdS/CdTE	a-Si	µ-Si
Juli 2007	~ 3,25	~ 3,00	~ 3,22	~ 2.35	~ 2.35	–
Januar 2009	3,19	2,95	3,16	2,10	–	2,21
Januar 2010	2,03	1,55	1,91	1,61	–	1,38
Januar 2011	1,71	1,47	1,63	1,25	1,08	1,26
Januar 2012	1,07	0,79	1,05	0,68	0,60	0,76
Juni 2012	0,93	0,66	0,94	0,60	0,53	0,62
Preisverfall Jan. 2011 – Jan. 2012	37,3 %	46,3 %	35,6 %	45,5 %	44,2 %	39,8 %
Preisverfall Jan. 2009 – Feb. 2011	67,7 %	73,9 %	67,7 %	70,0 %	–	67,4 %

Die Modulpreise sind in den letzten Jahren stark gesunken, getrieben durch Skaleneffekte, technologische Entwicklungen, Normalisierung des Solarsiliziumpreises und durch den Aufbau von Überkapazitäten und Konkurrenzdruck bei den Herstellern. Die durchschnittliche Preisentwicklung seit Januar 2009 nach Art und Herkunft ist in der nebenstehenden Tabelle dargestellt. Die weitere Preisentwicklung hängt von der Entwicklung der Nachfrage sowie von den technischen Entwicklungen ab. Die niedrigen Preise für Dünnschichtanlagen relativieren sich teilweise für die fertige Anlage durch den aufgrund des geringeren Wirkungsgrades höheren Installationsaufwand für Anlagen gleicher Leistung. Die angegebenen Preise sind keine Endkundenpreise. Für eine durchschnittliche schlüsselfertige Solaranlage muss der Wert in Deutschland für Kristalline Module ca. mit 1,5–1,9 und für Dünnschicht mit 1,9–2,4 multipliziert werden.

Multikristalline Module chinesischer Hersteller sind seit April 2009 für rund 2 Euro pro Watt erhältlich, europäische Module unterschritten diese Grenze im Februar 2010. Im April 2011 lagen die Großhandelspreise für a-Si-Dünnschichtmodule erstmals unter 1 Euro pro W_p. Exakt 1 Jahr später im April 2012 sind alle Module unter diese Schwelle gerutscht.

Umweltschutz

Fertigungstechnologie

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

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

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

Kohlendioxidbilanz

Auch wenn es im Betrieb selbst keine CO₂-Emissionen gibt, so lassen sich Photovoltaikanlagen nicht CO₂-frei herstellen, transportieren und montieren. Vor allem die Siliziumgewinnung und die Wafer-Herstellung benötigen viel Energie.

Nach einem ganzheitlichen Vergleich der Ruhr-Universität Bochum von 2007 liegt der CO₂-Ausstoß bei der Photovoltaik bei 50–100 g/kWh und hängt vor allem von den Modulen und dem Standort ab. Im Vergleich dazu liegt er bei Kohlekraftwerken bei 750–1200 g/kWh, bei GuD-Gaskraftwerke bei 400–550 g/kWh, bei Windenergie und Wasserkraft bei 10–40 g/kWh, bei der Kernenergie bei 10–30 g/kWh (ohne Endlagerung), und bei Solarthermie in Afrika bei 10–14 g/kWh.

Flächenverbrauch

PV-Anlagen werden überwiegend auf bestehenden Dach- und über Verkehrsflächen errichtet was zu keinem zusätzlichen Flächenbedarf führt. Bei Freilandanlagen wird teilweise Bodenfläche der landwirtschaftlichen Nutzung oder der Natur entzogen aber nicht im klassischen Sinne versiegelt. Der Flächenverbrauch als externer Effekt geht nicht nur als Verlust landwirtschaftlicher Fläche für den Nahrungsmittelanbau ein, sondern auch als Verlust der Biodiversität im Falle von Natur- oder Retentionsflächen. So benötigt beispielsweise der Energiepark Waldpolenz 100 m² Grundfläche, um die Elektroenergie für einen Haushalt (4 MWh/a) zu erzeugen. Mit den mittels Wärmespeichern bedarfsgerecht produzierenden, effizienteren solarthermischen Kraftwerken ließe sie sich weiter reduzieren. Elektroenergie aus Biogas (Maisanbau) würde dagegen 2000 m² pro Haushalt erfordern , könnte allerdings ebenfalls bedarfsgerecht produzieren und zusätzlich Heizleistung erzeugen. Das gleiche gilt für Energiewald, der 2000–4000 m² erfordern würde (Zahlen nach bei einem thermisch-elektrischen Wirkungsgrad von 30 %). Die Windparkfläche beträgt zum Vergleich 236 m² pro Haushalt (nach ), da Windkraftturbinen einen großen Abstand zueinander haben müssen. Windkraftanlagen haben jedoch real so gut wie überhaupt keinen Flächenbedarf.

Recycling von PV-Modulen

Bisher läuft die einzige Recyclinganlage (spezialisierte Pilotanlage) für kristalline Photovoltaikmodule in Europa im sächsischen Freiberg. Die Firma Sunicon GmbH (früher Solar Material), ein Tochterunternehmen der SolarWorld, erzielte dort eine massenbezogene Recyclingquote bei Modulen von durchschnittlich 75 %. Die Pilotanlage Freiberg besitzt eine Kapazität von ca. 200 Tonnen pro Jahr. Die Abfallmenge von PV-Moudulen in der EU lag bereits 2008 bei 3.500 Tonnen/Jahr.

Zum Aufbau eines freiwilligen, EU-weiten, flächendeckenden Systems zur Wiederverwertung gründete die Solarindustrie als gemeinsame Initiative im Jahr 2007 den Verband PV CYCLE. Jedoch trat SolarWorld als einer der größten Modulhersteller Anfang Juli 2011 aus dem Konsortium aus, obwohl die Sunicon GmbH als Tochter der SolarWold AG die einzige bisher funktionierende Pilotanlage vorweisen kann. Grund sei mangelndes Vertrauen in das Recyclingkonzept der Initiative.

Zwar wollte PV CYCLE den drohenden Umweltauflagen der EU mit einem eigenständigen Wiederverwertungskonzept begegnen, jedoch kam man über das Sammeln von Modulschrott nicht weit hinaus. Es werden in der EU bis 2030 ansteigend ca. 130.000 t ausgediente Module pro Jahr erwartet. Als Reaktion auf die insgesamt unbefriedigende Entwicklung fallen seit 24. Januar 2012 auch Solarmodule unter eine Novellierung der Elektroschrott-Richtlinie. Für die PV-Branche sieht die Novelle vor, dass 85 Prozent der verkauften Solarmodule gesammelt und zu 80 Prozent recycelt werden müssen. Bis 2014 müssen alle EU-27-Mitgliedsländer die Verordnung in nationales Recht umsetzen. Man will dadurch die Hersteller in die Pflicht nehmen, Strukturen für die Wiederverwertung bereitzustellen. Die Trennung der Module von anderen Elektrogeräten wird dabei bevorzugt und bereits existierende Sammel- und Recyclingstrukturen sollen ausgebaut werden.

Siehe auch

• Füllfaktor (Solarzelle)
• Dember-Effekt
• Strahlungshaushalt der Erde

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 3-933634-23-7 (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, Berlin 2010, ISBN 978-3-8007-3205-0.
• Ingo B. Hagemann: Gebäudeintegrierte Photovoltaik. Architektonische Integration der Photovoltaik in die Gebäudehülle. Rudolf Müller Verlag, Köln 2002, ISBN 3-481-01776-6.
• Jascha Schmitz, Benjamin Volkmann: Ihr Photovoltaik-Ratgeber. 1. Auflage. (PDF 6,5 MB)
• Ralf Haselhuhn: Leitfaden Photovoltaische Anlagen. 4. Auflage. Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e. V., 2010, ISBN 978-3-00-030330-2. (3. Auflage: mit Claudia Hemmerle)
• 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. 
• Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. 7. Auflage. Hanser Verlag, München 2011, ISBN 978-3-446-42732-7.
• 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: Photovoltaik – Solarstrom vom Dach. 2. Auflage. Stiftung Warentest, Berlin 2011, ISBN 978-3-86851-037-9. (Ratgeber)
• Thomas Seltmann: Meine Solaranlage – Photovoltaik: Strom ohne Ende: Netzgekoppelte Solarstromanlagen optimal bauen und nutzen. 4. Auflage. Solarpraxis Verlag / Beuth Verlag, Berlin 2009, ISBN 978-3-410-20033-8.
• 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.
• Daniel Pohl, Patrick Jonas: Solarenergie – CleanTech Treiber im Fokus. Deutsches CleanTech Institut (DCTI), Bonn 2009. (PDF 10,3 MB)
• Stefan Hausmann, Daniel Pohl, Patrick Jonas: CleanTech Spezial: Photovoltaik. Deutsches CleanTech Institut (DCTI), Bonn 2010. (PDF 11,1 MB)
• Hans-Günther Wagemann, Heinz Eschrich: Photovoltaik – Solarstrahlung und Halbleitereigenschaften, Solarzellenkonzepte und Aufgaben. 2. Auflage. Teubner-Verlag, Stuttgart 2010, ISBN 978-3-8348-0637-6.
• Claudia Lühling (Hg.): Energizing Architecture - Design und Photovoltaics, JOVIS Verlag, Berlin 2012, ISBN 978-3-939633-71-6.

Weblinks

Wiktionary: Photovoltaik – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

Commons: Photovoltaik – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

• Portal „Sonnenenergie“ bei der Agentur für Erneuerbare Energie
• Bundesverband Solarwirtschaft
• Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland Fraunhofer ISE, Stand Februar 2012.
• Städte mit Solarkataster im Portal für energieffizentes Bauen und Sanieren
• Photovoltaic Geographical Informationssystem der EU (PVGIS) – Schätzung der tatsächlichen Leistung von Photovoltaik mit Hilfe der Watt peak-Angabe je nach Region
• Photovoltaik auf den Seiten vom Forschungsverbund Erneuerbare Energien
• Erträge von Photovoltaik Anlagen in Deutschland täglich aktualisiert
• Bundesnetzagentur: Monatliche Neuinstallationen
• "Phil" - kostenfreie webbasierte Software zur Planung und Berechnung von Photovoltaikanlagen
• Photovoltaik – Innovationen Themeninfo von BINE Informationsdienst – Energieforschung für die Praxis gefördert vom BMWi
• Calyxo, Cadmiumtellurid CdTe, neuer Rekord für Wirkungsgrad von Dünnschichtmodulen