Photovoltaik

Solarmodul-Fassade

Photovoltaikanlage in Berlin-Adlershof

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

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

Geschichte der Photovoltaik

→ Hauptartikel: Geschichte der Photovoltaik

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

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

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

Technische Beschreibung

Parkscheinautomat als photovoltaisches Inselsystem

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

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

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

Organische Photovoltaik

Farbstoffsolarmodule in verschiedenen Designs

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

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

Solarzellen aus organischen Materialien sind – wie jede andere Solarzelle – beim Betrieb ultravioletter Strahlung (Spektralbereich von ca. 3,3–1000 eV bzw. 375–1,24 nm) ausgesetzt. Photonen aus diesem Energiebereich sind in der Lage, die meisten organischen Verbindungen zu schädigen oder zu zerstören; dieser Vorgang macht beispielsweise Kunststofffolien porös. Bei Solarzellen aus dünnen Schichten organischen Materials führt dies zu einer beschleunigten Alterung des Materials und somit zu einer beschleunigten Abnahme des Wirkungsgrads. Hier widersprechen sich also die physikalischen Bedingungen für den Einsatz von organischen Materialien unter intensiver Sonnenstrahlung und dem Wunsch nach billig zu produzierenden, großflächigen Solarzellen fundamental.

Leistung

Nennleistung

Installierte PV-Nennleistung in der EU in MW_p

Nr.	Staaten	2007	2006	2005
1	Deutschland	3 846	2 743	1 910
2	Spanien	515,8	175,0	57,6
3	Italien	100,2	50,0	46,3
4	Niederlande	55,0	52,7	50,8
5	Frankreich	46,7	33,9	26,3
6	Österreich	28,6	25,6	24,0
7	Luxemburg	23,8	23,7	23,6
8	Portugal	17,9	3,4	3,0
9	UK	17,7	14,2	10,9
10	Griechenland	9,2	6,7	5,4
11	Belgien	6,2	4,2	2,1
12	Schweden	6,2	4,9	4,2
13	Finnland	5,0	4,5	4,0
14	Tschechien	4,0	0,8	0,5
15	Dänemark	3,1	2,9	2,7
16	Zypern	1,7	1,0	0,5
17	Polen	0,6	0,4	0,3
18	Slowenien	0,6	0,4	0,2
19	Irland	0,4	0,4	0,3
20	Ungarn	0,3	0,3	0,2
21	Rumänien	0,3	0,2
22	Bulgarien	0,1	0,1
23	Malta	0,1	0,1
24	Slowakei	< 0,1	< 0,1	< 0,1
25	Litauen	< 0,1	< 0,1	< 0,1
26	Estland	< 0,1	< 0,1	< 0,1
27	Lettland	< 0,1	< 0,1	< 0,1
EU27 GWp		4,69	3,15	2,17

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

Die zu erwartende mittlere Produktion an elektrischer Energie einer jeweils neu errichteten netzgekoppelten Photovoltaik-Anlage in Deutschland steigt seit Jahren mit Verbesserung der Technik kontinuierlich an und liegt derzeit bei sinnvoller Auslegung der Anlage bei Werten zwischen 700 und 1000 kWh pro kW_p und Jahr, bei den durchschnittlich älteren Anlagen im Bestand liegen die Werte zwischen 550 und 820 kWh pro kW_p und Jahr (siehe folgendes Bild). Für eine Nennleistung von 1 kW werden Solarzellen mit einer Fläche von etwa 8–10 m² benötigt. Daraus ergibt sich für eine neue Anlage ein tatsächlicher Energieertrag von etwa 70–125 kWh pro Quadratmeter und Jahr (entspricht einer mittleren Leistungsabgabe von 8 bis 14,3 W).

Tatsächlich erzeugte elektrische Energiemenge

Entwicklung der Stromerzeugung bei Photovoltaik

Jahr	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Erzeugung in GWh	64	116	188	313	557	1282	2220	3500
installierten Leistung in MWpeak	100	178	258	408	1018	1881	2711	3811
Mittlere Einschaltdauer in h	640	652	729	767	547	682	819	919

Im Jahr 2007 errechnet sich für Deutschland aus der installierten Leistung von 3,81 GWp und der erzeugten Energie von 3500 GWh eine mittlere Einschaltdauer von 919 h. Gemessen an den 8760 Stunden pro Jahr ergibt sich eine mittlere Nutzung von 10,5 %. Das übertrifft den Jahresdurchschnitt 2006 von 819 Stunden (8,2 %). Der Anteil an der deutschen Stromerzeugung liegt dabei bei 0,5 % (siehe Stromerzeugung).

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

Wirkungsgrad

Die mit Solarzellen in der Photovoltaik erzielten Wirkungsgrade reichen von wenigen Prozent – die Wirkungsgrade marktüblicher Solarmodule liegen zwischen 6 Prozent (Dünnschichtmodule auf Siliziumbasis) und 18,5 Prozent (monokristalline Module) – bis hin zu über 35 Prozent (Konzentrator-Mehrschicht-Laborexemplar) oder über 40 Prozent (invertierte „triple-junction“-Solarzelle aus Gallium-Indium-Phosphid und Gallium-Indium-Arsenid). Allerdings benötigen Konzentratorzellen aufgrund ihrer Bauweise eine erheblich größere Fläche, da der Konzentrator die Solarstrahlung von einer großen Eingangsfläche auf die relativ kleine, dafür aber effektivere Solarzelle bündelt. Die benötigte Fläche von Konzentratorzellen nimmt gegenüber monokristallinen Zellen stärker zu, als der Wirkungsgrad zunimmt.

Der Systemwirkungsgrad im Jahresverlauf ergibt sich dann aus der Multiplikation mit der Performance Ratio (PR). In diese fließen die Verluste des Wechselrichters ebenso mit ein wie Abschattungen und Verluste durch hohe Temperaturen. Die PR liegt im Bereich von 0,7 bis 0,85.

Obwohl die insgesamt zur Verfügung stehende Sonneneinstrahlung immens hoch erscheint, ist die Photovoltaik aufgrund des bisher niedrigen Wirkungsgrades sehr flächenintensiv. So erzeugt eine Windkraftanlage mit 5 MW Leistung etwa genauso viel Energie wie eine 500 m × 500 m (0,25 km²) große Solarstromanlage. Dennoch ist auch heute schon die Leistungsdichte der Photovoltaik höher, da Windkraftanlagen dieser Größe in mehr als 500 Meter Abstand voneinander aufgestellt werden müssen. Allerdings steht die Fläche unter und um Windkraftanlagen weiterhin zur Energiegewinnung durch Photovoltaik oder Biomasse (solarer Wirkungsgrad 0,1 bis 0,24 %) zur Verfügung.

Von Kritikern der Solarstromtechnologie wird der – im Vergleich mit einer konventionellen Umwandlung fossiler Energieträger – vergleichsweise geringe Wirkungsgrad als Argument gegen die generelle Tauglichkeit der Photovoltaik angeführt. Bei der Betrachtung des Energie-Wirkungsgrades eines Systems sind aufzuwendende Kosten für die Primärenergie, sowie die Übertragungs- und Umwandlungsverluste zu berücksichtigen. Anders als bei klassischer Energieerzeugung steht hier die Sonneneinstrahlung als Primärenergieträger kostenlos zur Verfügung und ein geringer Wirkungsgrad hat – außer im Flächenverbrauch – keine Auswirkung auf die Umweltbelastung. Gerade die preiswerteren, polykristallinen Module, mit vergleichsweise geringem Wirkungsgrad, können z. B. auf Industrie-Flachdächern ohne Landschaftsverbrauch vergleichsweise einfach mit integrierten Dachabdeckungssystemen verlegt werden. Im Vergleich zu aufgeständerten Anlagen, mit hochwertigen monokristallinen Systemen, entsteht so kein „Landschaftsverbrauch“. Auch ist der Energieaufwand zur Herstellung hochwertiger Photovoltaikmodule höher als bei Dünnschichttechnologien mit geringerem Wirkungsgrad.

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

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

In Zukunft könnte der Wirkungsgrad durch das neu entwickelte schwarze Silicium eventuell verdoppelt werden. Bisher existieren allerdings erst Proben im Labormaßstab.

Das Abtragen von Ionen aus der Oberfläche mit Hilfe physikalischer Verfahren erfordert allerdings einen erheblichen Energieaufwand, der den Erntefaktor von monokristallinem Silizium erheblich senkt.

Flächenabschätzungen für die Bundesrepublik Deutschland

Solarstrahlungspotenzial in Europa

Die Abschätzungen erfolgen mit Annahmen für heute (2009) vorhandene, praxisreife Technologien.

Bei Erhöhung des Wirkungsgrades würde die notwendige Fläche entsprechend sinken.

Flächenabschätzung bei Erzeugung des gesamten Primärenergiebedarfs durch PV

Für eine Erzeugung der gesamten Primärenergie durch Photovoltaik ergibt sich nach Pfennig bei einem derzeitigen Energieverbrauch pro Bundesbürger von 48.649 kWh pro Jahr für einen angenommenen Gesamtwirkungsgrad der Photovoltaikanlagen von 8 % ein Flächenbedarf von 578 m², bei 82,2 Mio. Deutschen also 47.512 km² (13 % der Gesamtfläche Deutschlands von 357.104,07 km² = 47.512 km² = 217,9 km × 217,9 km, ohne Versorgungswege für die erforderliche Infrastruktur).

Zum Vergleich: bei Verwendung von Biomasse wären insgesamt rund 1.000.000 km² (280 % der Fläche Deutschlands) notwendig. Photovoltaikanlagen haben, sofern der Strom zum Autofahren verwendet wird, eine weit höhere Effizienz als der Anbau von Pflanzen für die Biospritherstellung.

Photovoltaik wird aufgrund seines Flächenbedarfs immer nur einen kleinen Teil des gesamten Primärenergiebedarfs abdecken können, naturgemäß einen Teil des Strombedarfs.

Flächenabschätzung bei Erzeugung des Stromanteils am Gesamtprimärenergiebedarf durch PV

Für die Erzeugung der heute benötigten Jahresmenge an elektrischer Energie mit Hilfe derzeitig verfügbarer Solartechnik werden theoretisch etwa 2 % der Gesamtfläche Deutschlands benötigt (2 % der Gesamtfläche Deutschlands von 357.104,07 km² = 7142 km² = 84,5 km × 84,5 km). Die Zahl von 2 % ergibt sich bei einer installierten Leistung von 1 kW_p pro 10 m² Fläche, einem jährlichen Energieertrag von zirka 750 kWh pro kW_p und einem angenommenen Strombedarf Deutschlands von 550 Milliarden kWh und der Gesamtfläche Deutschlands. Nach Ecofys eignen sich mehr als 2300 km² Dach- und Fassadenfläche (0,65 % der Gesamtfläche Deutschlands) für die Nutzung durch PV-Anlagen.

In Osnabrück wurde Anfang 2008 eine Studie vorgestellt, die zu dem Ergebnis kam, dass 70 % des Strombedarfs der Stadt durch Photovoltaik gedeckt werden kann, wenn alle sehr gut geeigneten Dachflächen mit photovoltaischen Zellen bestückt werden. Sehr gut geeignet sind etwa 20 % der gesamten Dachfläche von Osnabrück. Dabei wurde die Anzahl der Sonnenstunden in Abhängigkeit von der Jahreszeit berücksichtigt. Bei der detaillierten Beurteilung der Dächer wurden außerdem Form, Neigung, Ausrichtung und Verschattung jeder Dachfläche berücksichtigt.

Während Strom aus konventionellen Energiequellen im Jahresmittel etwa 6 Cent pro Kilowattstunde kostet, wird Solarstrom gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz mit – je nach Art und Größe der Anlage – 32 bis 43 Cent pro Kilowattstunde (2009) vergütet. Hierbei handelt es sich um die Preise für den Solarstrom. Diese per Gesetz festgelegten Werte liegen deutlich über den Produktionskosten des Solarstroms. Die reinen Herstellungskosten von Solarstrom bei vollintegrierten Solarkonzernen lagen bereits im Jahr 2006 bei 24 Cent pro kWh. Es erscheint somit als wichtig, stets zwischen dem Preis von Solarstrom (vom Staat festgelegt) und den reinen Herstellungskosten von Solarstrom (durch den Stand der Technik sich ergebend) zu unterscheiden. Angesichts weltweit steigender Energiepreise und der sinkenden Produktionskosten für Solarzellen aufgrund größerer Produktionskapazitäten (Skaleneffekt) und neuer, billigerer Technologien wird langfristig mit einer weiteren Reduzierung der Herstellungskosten gerechnet.

Im Jahr 2005 wurden laut Verband der Netzbetreiber 0,25 Prozent der deutschen Stromerzeugung aus Solarenergie gewonnen, für 2008 werden laut derselben Quelle 0,83 Prozent erwartet.

Datei:Solarstromerzeugung deutschland 1990 bis 2006.png

Entwicklung der Solarstromerzeugung in Deutschland

Im Jahre 2020 sollen gemäß der Leitstudie 2008 des Bundesumweltministeriums 2,65 Prozent des deutschen Stromverbrauchs aus Photovoltaikanlagen gewonnen werden. Das Bundesumweltministerim geht in seinen statistischen Planungen davon aus, dass von 2009 bis 2020 jährlich immer weniger Solarstromanlagen hierzulande installiert werden. Die Erfahrung der Vergangenheit zeigte allerdings meist das Gegenteil. Der Wert von 2,65 Prozent für das Jahr 2020 dient dem Bundesumweltministerium unter anderem als Grundlage dafür, die zukünftigen Kosten der Solarförderung zu prognostizieren. In der Solarbranche wird der Wert als weit zu niedrig angesehen. So prognostiziert der europäische Solarinstrieverband EPIA einen Solarstrom-Anteil in Europa von 12 Prozent für das Jahr 2020.

Speichertechnologien zur Zwischenspeicherung überschüssiger Energie

Akkumulatoren in Elektroautos

Überschüssiger Strom könnte auch durch im Fahrzeug integrierte Akkumulatoren und Wechselrichter gespeichert und verbraucht werden, unter Verzicht auf konventionelle Antriebstechnik und dem dadurch bedingten Verlust von großen Teilen des Wirkungsgrads.

Allerdings kann jeder Akku nur eine begrenzte Zahl von Ladezyklen vollführen. Dann ist der Akku erschöpft und muss erneuert werden. Jeder Fahrzeugbesitzer, der seinen Akku zur Speicherung von regenerativer Energie zur Verfügung stellt, muss dies beim Anschluss an ein solches Speichernetz berücksichtigen. Die Nutzung seines Akkus muss von den Betreibern eines solchen Speichernetzes entsprechend bezahlt werden.

Außerdem ist das Gewicht heutiger Akkumulatoren ein weiterer Hindernisgrund. Denn ein schwerer Akku verbraucht in etwa seinen prozentualen Gewichtsanteil am Gesamtgewicht als Anteil an der Vortriebsenergie. Es wird im Moment intensiv an der Erhöhung der Leistungsdichte heutiger Akkus geforscht.

Speicherung mittels Wasserstoff

Überschüsse aus erneuerbaren Energien können mittels HGU (englisch: hydrogen gas generating unit) in Wasserstoff und nach Zwischenspeicherung mit Hilfe von Brennstoffzellen mobil wie stationär, bedarfsgerecht in Wärme und Strom gewandelt werden. Beim Wasserstoffmolekül handelt es sich um eines der kleinsten Moleküle. Diese können durch die meisten Materialien – insbesondere Kunststoffe und Gummi – hindurchdiffundieren. Wasserstoff kann nur in massiven Metallgefäßen gespeichert werden, deren Anschlussflansche und Ventile aufwändig gasdicht gemacht werden müssen. Ein Transport unter hohem Druck über weite Strecken in Metallpipelines – wie beim Erdgas – ist technisch zwar mit Hilfe doppelwandiger Metallpipelines realisierbar, würde aber zu hohen Gasverlusten durch Diffusion führen. Deshalb muss die Speicherung von Wasserstoff relativ nah am Ort der Entstehung erfolgen. Eine solche Wasserstoffspeicherung müsste unter Druck als Druckgas oder unter Kühlung als Flüssiggas erfolgen, ein weiteres Verfahren wäre die Speicherung in Metallhydrid. Bei Druckgas kommt es aufgrund der notwendigen Energie zur Kompression zu hohen Verlusten (circa 12 % der erzeugten Energie) und beim Flüssiggas zu noch höheren Verlusten durch die Kühlung (etwa 20 % des Energieinhaltes des Wasserstoffs). Weitere Verluste entstehen durch den Transport des Gases in schweren Metallbehältern zum Verbraucher. Wird der Wasserstoff für das Autofahren verwendet, ergeben sich zusätzliche Verluste durch das Mittransportieren der schweren Metalltanks.

Bei der Rückumwandlung in Strom werden Brennstoffzellen verwendet. Diese haben im Moment (Stand: 5/2009) eine Lebensdauer von einigen tausend Betriebsstunden bei mobiler Verwendung bis zu 40.000 Betriebsstunden bei stationärer Verwendung (40.000 Betriebsstunden entsprechen 1.666 Dauerbetriebstagen oder 4,6 Dauerbetriebsjahren). Dies macht die Brennstoffzelltechnik im Moment noch zu einer sehr teueren Technik, die noch nicht für den Einsatz in der breiten Praxis ausgereift ist. An verbesserter Technologie wird intensiv geforscht.

Weltweites Potenzial

Strahlungsatlas

Entwicklung des weltweiten Energiemixes bis 2100

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

Standortfragen

Eine aus europäischer Sicht interessante Option wäre die Erzeugung von Solarstrom in Nordafrika und dessen Transport via Hochspannungsgleichstromübertragung nach Europa. Allerdings sind bei solchen Modellen die notwendigen Investitionen zum Aufbau der gesamten technischen Infrastruktur und die Übertragungsverluste angesichts der Entfernung zu berücksichtigen. Berücksichtig werden müsste außerdem die politische Instabilität in dieser Region. Momentan verfügt keiner, der regierenden Herrscher über eine wirklich, frei gewählte demokratische Legitimation. Außerdem müsste zuerst der Strombedarf dieser Länder selbst gedeckt werden, um sich nicht dem Vorwurf des Neokolonialismus auszusetzen.

Aufgrund der hohen Einspeisevergütung durch das EEG in Deutschland wird die weltweite Nachfrage nach Solarzellen jedoch von deutschen Abnehmern dominiert. Dies führte in den vergangenen Jahren zu Engpässen bei der Herstellung und entsprechend hohen Preisen für Solarzellen, weshalb deren Installation in sonnenreicheren Ländern ohne Einspeisevergütung nicht mehr wirtschaftlich ist. Der aus Sicht des globalen Umweltschutzes uneffizienter Einsatz der Ressourcen führte 2007 zu Diskussionen über eine stärkere Absenkung des Vergütungssatzes im EEG, welche jedoch nicht beschlossen wurde.

Netzparität

Netzparität, im englischen auch als Grid Parity bezeichnet, wird dann erreicht, wenn elektrische Energie aus einer Photovoltaikanlage zum gleichen Preis wie der Endverbraucherpreis aus anderen Energiequellen angeboten werden kann. Liegen die Energiekosten einer Photovoltaikanlage unter den Kosten anderer Energiequellen kann es für den einzelnen Anlagenbetreiber sinnvoller sein, seinen Solarstrom selber zu verbrauchen, statt ihn in das öffentliche Netz einzuspeisen. Nicht zu verwechseln ist „Grid Parity“ mit einer Wettbewerbsfähigkeit von Solarstrom.

Integration in das Stromnetz

Schwankung des Angebots

Jahresgang in Tagesdarstellung

Jahresgang in Monatsdarstellung

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

Konformität zum Verbrauch

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

Übertragung

Bei einer dezentralen Stromversorgung aus vielen großflächig verteilten und kleinen Photovoltaikanlagen im Leistungsbereich einiger 10 kVA werden Leitungsverluste aufgrund der geringen Entfernungen zwischen Quelle und Verbraucher verringert. Die erzeugte Leistung verlässt den Niederspannungsbereich praktisch nicht, sondern wird lokal verbraucht. Es speist der Betreiber einer häuslichen Photovoltaikanlage jene Mehrleistung die er nicht selbst verbraucht in den lokalen Strang des Niederspannungsnetzes ein: Diese Mehrleistung wird durch unmittelbar benachbarte Niederspannungsverbraucher aufgebraucht. Im Rahmen von Kleinanlagen ist ein Ausbau der Hochspannungsnetze daher nicht notwendig. Erst bei einem weiteren erheblichen Ausbau der Photovoltaik entstünden regional Überschüsse, die dann überregional ausgeglichen werden müssten.

Speicherung

Zur Frage der Speicherung der elektrischen Energie aus Photovoltaik muss zwischen Inselanlagen und Anlagen, welche in einem Verbundnetz betrieben werden, unterschieden werden, wobei die Verbundanlage den deutlich häufigeren Einsatzbereich darstellt.

Verbundanlage

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

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

Inselanlage

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

Anwendung finden Inselanlagen beispielsweise in entlegenen Gebirgsregionen, für die sich ein direkter Anschluss an das öffentliche Netz aufgrund der langen Leitungslängen nicht rechnet. Darüber hinaus ermöglichen autonome photovoltaische Systeme auch die Elektrifizierung einzelner Gebäude (wie Schulen o.Ä.) oder Siedlungen in „Entwicklungsländern“, in denen kein flächendeckendes öffentliches Stromversorgungsnetz vorhanden ist.

Versorgungssicherheit

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

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

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

Investitionskosten

Eine photovoltaische Anlage hat sich etwa nach zehn Jahren amortisiert.

Aufgrund eines massiven Überangebots sind die Preise für Solarstrom-Anlagen im Jahr 2009 deutlich gefallen. Ein kW_p schlüsselfertig installierte Leistung einer netzgekoppelten Photovoltaikanlage war gemäß der Photon-Marktübersicht im April 2009 für teilweise 3.150 Euro erhältlich. Den Preis den man maximal bezahlten sollte, taxierte die Branchenzeitschrift Photon für 2009 auf 3.450 Euro/kWp. Dieser Preis umfasst sämtliche Kosten, d. h. inkl. Module, Zubehör, Material, Montage und Netzanschluss. Nicht inbegriffen ist die Umsatzsteuer.

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

Für alle bei netzgekoppelten Photovoltaikanlagen entstehenden Kosten (Module, Wechselrichter, Installation, Wartung, Versicherung) sind generell nur die Nettopreise (ohne Mehrwertsteuer) zu betrachten, da der Betreiber einer solchen Anlage vom Finanzamt als Unternehmer betrachtet wird. Auch die im EEG genannten Einspeisevergütungen sind Nettovergütungen. Der Stromnetzbetreiber zahlt also zusätzlich die Mehrwertsteuer (in Deutschland 2009: 19 %) aus und machte diese in der eigenen Steuererklärung steuermindernd als Vorsteuer geltend. Der Solaranlageneigentümer führt die erhaltene Mehrwertsteuer an das Finanzamt ab.

Zu den Investitionskosten zählt auch die Belastung der CO₂-Bilanz durch die Herstellung. In Deutschland ergibt sich eine CO₂-Last von 2 Tonnen CO₂ pro Kilowatt installierter Leistung. Laut Berechnungen der Technischen Universität Berlin dauert es damit zwischen 25 und 57 Monaten, bis sich diese Investition in die Umweltbilanz amortisiert.

Stromgestehungskosten

Allgemeines

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

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

Aus der installierten Leistung von 2,58 GWp und der erzeugten Energie von 2000 GWh errechnet sich für 2006 eine mittlere Einschaltdauer von 775 h. Gemessen an den 8760 Stunden pro Jahr ergibt sich eine mittlere Nutzung von 8,8 %. In den Vorjahren war dieser Wert noch geringer, im Jahr 2005 betrug die Einschaltdauer 532 h, 2004 etwas mehr.

Vergleich mit konventioneller Erzeugung über den Einsatzzeitraum

Photovoltaik konkurriert durch ihr Angebotsverhalten direkt mit der konventionellen Mittellast, also überwiegend mit elektrischer Energie aus Steinkohlekraftwerken, andererseits aber auch mit der Windenergie, der derzeit anteilsstärksten erneuerbaren Energieform zur Stromerzeugung.

	Photovoltaik	Steinkohle	Kernkraft	Wind (onshore)	Wind (offshore)
spez. Investitionskosten (in €/kWpeak)	5000	800	3000	< 1000	1500
spez. Investitionen in €/kWmittel	63300	1200	3000	6200
jährliche Volllaststunden in h/a	550-820	4000	8000	1500	3300
Ausnutzung der Arbeitsfähigkeit in Prozent (jährliche Volllaststunden / 8760 h pro Jahr)	7,9 %	46 %	91 %	17 %	38 %
jährliche Betriebskosten (fix) (bez. Inv.)	0,5 %	4 %	2 %	2 %	2 %
Brennstoffkosten + dynamische Betriebskosten in ct/kWh	–	3	2	–	–

Mit ihren deutlich höheren Investitionskosten und der markant niedrigeren Volllaststundenzahl zeigt die Tabelle die gegenwärtig deutlich höheren Kosten der Photovoltaik gegenüber der konventionellen Stromerzeugung. Der Vorteil der fehlenden Brennstoffkosten und dynamischen Betriebskosten kann über diese Darstellung nicht erkannt werden. Dazu ist eine Analyse der Stromgestehungskosten über den gesamten Einsatzzeitraum nötig. Durch die absolute Emissionsfreiheit im Betrieb weist die Photovoltaik extrem niedrige externe Kosten auf. Liegen diese bei Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle bei ca. 6 bis 8 ct/kWh, betragen sie bei Photovoltaik nur ca. 1 ct/kWh. Zu diesem Ergebnis kommt ein aktuelles Gutachten, welches vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt und dem Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung erstellt wurde. Negative Effekte fossiler Stromerzeugung wie die Kosten für CO₂-Zertifikate und die Steinkohlesubventionen sind bei dieser Betrachtung ausgenommen.

Vergleich über Finanzierungskosten und Einstrahlung

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

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

Kilowattstunden, die eine Anlage mit 1 kW_p pro Jahr liefert

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

Modulpreise

Module chinesischer Markenhersteller wie Trina, Suntech oder Yingli waren gemäß April-Heft (Jahr=?) des Solarstrom-Magazins Photon zu diesem Zeitpunkt für rund zwei Euro pro Watt erhältlich (Einkauspreis für Handwerker). Deutsche Module waren meist teurer.

2006 waren in Japan kristalline Sharp-Solarmodule ab 3150 €/kW_p erhältlich. Sharp-Markenmodule kosten in Deutschland etwa 3300 €/kW_p netto.

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

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

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

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

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

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

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

Aktuelle Situation der Preisentwicklung

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

Im August 2006 gab es weltweit 35 Länder (u.a. Deutschland, Österreich, Japan, Frankreich, Spanien, Belgien, Kalifornien(USA), Südkorea, Italien, Griechenland und China) mit Einspeisevergütungen. Allerdings unterscheiden sich viele davon in einem wesentlichen Detail deutlich von den deutschen Regelungen. So wird in nahezu allen für die Solarbranche wichtigen Absatzländern der maximal geförderte Zubau von Solarstromanlagen durch bürokratische Hemmnisse bzw. gesetzliche Regelungen begrenzt. In Deutschland hingegen gibt es keine Höchstgrenze für den geförderten Zubau, wodurch im Jahr 2006 rund 830 MW_p zugebaut wurden. Wegen der unbegrenzten Förderung sind nach Angaben der europäischen Solarindustrieverbandes EPIA auch im Jahr 2007 rund die Hälfte der weltweit hergestellten Solarmodule nach Deutschland verkauft worden. Dies entsprach laut EPIA einem Zubau von 1.150 MW in Deutschland. In einer vorläufigen – und daher noch mit deutlichen Unsicherheiten behafteten - Erhebung kommt das Solarstrommagazin Photon für 2007 sogar auf einen etwas höheren Zubau für Deutschland von rund 1.350 MW. Verlässliche Zubauzahlen für 2007 werden für Ende 2008 erwartet. Zu diesem Zeitpunkt dürften die Daten aller rund 900 Netzbetreiber vorliegen und sich somit die Gesamtsumme ergeben. In ganz China wurden gemäß Angaben des Bankhauses Sarasin im Jahr 2007 hingegen nur 26 MW zugebaut. Ursache ist auch hier, dass die weltweiten Hersteller ihre Waren lieber zu hohen Preisen nach Deutschland verkaufen, statt in Länder, in denen es wie in China nahezu keine Förderung gibt.

Anders als in Deutschland ist Solarstrom in Spanien (1800 kWh/m²/a, 14,33 ct/kWh ohne Installationskosten) mittlerweile gegenüber Gaskraftwerken zur Deckung der Spitzenlast wirtschaftlich geworden. Bremsender Faktor sind nach wie vor fehlende Investitionen in Solarsilizium produzierende Anlagen. Die Siliziumpreise am Spotmarkt stiegen von ursprünglich 15 $/kg (Chipsilizium mit 1000x höherer Reinheit) auf teils deutlich über 100 $/kg. Für die Produktion von 1 kW_p sind ca. 7 bis 10 kg Silizium notwendig. Die Solarindustrie tritt diesen aus der eigenen Branche vorgenommenen Preissteigerungen unter anderem durch Langfristverträge gegenüber. Somit verschieben sich durch die hohen Siliziumpreise die Gewinnmargen innerhalb der Solarbranche. Die Siliziumindustrie ist Teil der Solarindustrie. Der Bundesverband der Verbraucherzentralen schrieb in einer Stellungnahme zur im Mai beschlossenen EEG-Novelle: „Denn auch beim Silizium gibt es kein Problem von zu hohen Herstellungskosten, sondern dass die Hersteller den Engpass ausnutzen und mit Gewinnmargen von bis zu 50 Prozent ihre Ware massiv überteuert verkaufen.“ Solarunternehmen, welche sich ihre Siliziummengen durch langfristige Verträge sichern, zahlen geringere Preise als am Spotmarkt. Durch große technische Fortschritte konnte die Solarindustrie ebenso die Menge des pro Modul benötigten Siliziums deutlich reduzieren. Eine im März 2006 vom Solarstrom-Magazin PHOTON veröffentlichte Berechnung zeigt, dass die gestiegenen Siliziumpreise kein belastbares Argument für die überhöhten Modulpreise sind.

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

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

Förderprogramme

Neben der Einspeisevergütung, die in Deutschland durch das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) geregelt ist, gibt es zwölf weitere Programme, die die Anschaffung einer Photovoltaikanlage fördern sollen.

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

Daneben stellt die KfW-Förderbank folgende Programme zur Verfügung:

• KfW - Erneuerbare Energien - Standard
• KfW – Kommunalkredit
• BMU – Demonstrationsprogramm
• KfW – Kommunal investieren

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

Des Weiteren haben folgende Bundesländer eigene Solarfördergesetze erlassen:

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

Einspeisevergütung

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

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

So wird eine 20-kWp-Anlage im Dach, die 2004 erstmals Energie lieferte, mit 57,4 ct/kWh vergütet, eine Freiflächenanlage von 2008 mit 35,49 ct/kWh.

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

Kosten der Solarförderung für den Endverbraucher in Deutschland

Das Rheinisch-Westfälische Institut für Wirtschaftsforschung (RWI) hatte im April 2007 berechnet, dass die Förderung von Solarstrom durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz für die bis Anfang 2007 auf Dächern installierten Anlagen sich auf insgesamt 14,3 Mrd. Euro summiert. Dieser Betrag ist von den Stromverbrauchern als Aufschlag auf ihre Stromrechnung zu zahlen. Wenn die derzeitigen Förderbedingungen für Solarstrom bis 2020 fortgesetzt werden, müssen die Stromverbraucher laut RWI-Studie insgesamt 63 Mrd. Euro zusätzlich bezahlen. Das Solarstrom-Magazin Photon prognostizierte auf Grund des aktuellen Marktwachstums Kosten von rund 150 Milliarden Euro. Diese Zahl bezog sich dabei auf alle Solarstromanlagen, welche bis zum Jahr 2010 in Deutschland installiert werden. Zieht man hiervon den Wert des Solarstroms ab und zinst den Betrag ab, ergeben sich reine reale Mehrkosten in Höhe von rund 77 Milliarden Euro. Für alle nach 2010 installierten Solarstromanlagen ergeben sich weitere Mehrkosten, welche die Gesamtsumme der Einspeisevergütung für alle bis zum Jahr 2020 installierten Solarstromanlagen auf knapp 600 Milliarden Euro ansteigen lassen könnten. Auf heutigen Geldwert abgezinst und vermindert um den Wert des Solarstroms ergeben sich reale vom Stromverbraucher zu zahlende Mehrkosten in Höhe von rund 260 Milliarden Euro.

Installationen und weltweit führende Hersteller

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

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

Deutschland dürfte 2009 mit einem Zubau von 2.000 bis 2.500 MW wieder der weltgrößte Absatzmarkt für Photovoltaik-Anlagen werden. Auf dem zweiten Platz dürften die USA mit einem Zubau zwischen 340 und 1.500 MW folgen . Im Jahr 2008 dürfte nach vorläufigen Zahlen Spanien das Land mit dem größten Zubau gewesen sein. Die Installation dürfte 2.700 bis 3.200 MW betragen haben . Da der spanischen Regierung die Förderung zu teuer wurde, hat sie ab 2009 nur noch einen geförderten Photovoltaik-Zubau von jährlich rund 500 MW zugelassen . So wird der bis 2008 in Spanien erfolgte Zubau an Photovoltaikanlagen Vergütungszahlungen in Höhe von rund 40 Milliarden Euro nach sich ziehen. Da in Spanien der Staat den Strompreis subventioniert, muss dieser Betrag innerhalb der nächsten 20 Jahre vom spanischen Staat aufgebracht werden.

In Deutschland wurden im Jahr 2008 Solarzellen mit einer Leistung von 1.460 MW hergestellt. Damit kam Deutschland auf den zweiten Platz hinter China, wo Solarzellen mit einer Leistung von 2.589 MW produziert wurden. Während Deutschland und Japan 2008 Weltmarktanteile in der Zellfertigung verloren, konnten insbesondere China, aber auch Taiwan und weitere asiatische Länder deutlich Weltmarktanteile gewinnen. Mittlerweile kommt rund jede dritte weltweit verkaufte Solarzelle aus China, aus Deutschland kommen rund 19 Prozent der Weltproduktion.

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

Schreibweise

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

Siehe auch

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

Literatur

• Falk Antony, Christian Dürschner, Karl-Heinz Remmers: Photovoltaik für Profis – Verkauf, Planung und Montage von Solarstromanlagen. 2.  Auflage, Verlag Solare Zukunft, Erlangen 2009, ISBN 978-3-933634-24-5.
• Sylvio Dietrich: PVProfit 2.2 – Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Anlagen. 3. Auflage, Verlag Solare Zukunft, Erlangen 2006, ISBN 978-3-933634-23-8 (mit Berechnungsprogramm auf CD-ROM, Softwarestand: 2009).
• Adolf Goetzberger, Bernhard Voß, Joachim Knobloch: Sonnenenergie: Photovoltaik – Physik und Technologie der Solarzelle. 2. Auflage, Teubner-Verlag, Stuttgart 1997, ISBN 3-519-13214-1.
• Heinrich Häberlin: Photovoltaik – Strom aus Sonnenlicht für Verbundnetz und Inselanlagen. VDE Verlag GMBH, Berlin 2007, ISBN 978-3-8007-3003-2.
• Ingo B. Hagemann: Gebäudeintegrierte Photovoltaik. Architektonische Integration der Photovoltaik in die Gebäudehülle. Rudolf Müller Verlag, Köln 2002, ISBN 3-481-01776-6.
• Ralf Haselhuhn, Claudia Hemmerle: Photovoltaische Anlagen: Leitfaden für Elektriker, Dachdecker, Fachplaner, Architekten und Bauherren. Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V., 2005, ISBN 3-9805738-3-4.
• Ralf Haselhuhn: Photovoltaik – Gebäude liefern Strom. 5. Auflage, Solarpraxis Verlag, Berlin 2005, ISBN 3-8249-0854-9 (Ein BINE-Informationspaket).
• Björn Hemmann, Tatjana Abarzúa, Christian Dürschner, Michael Vogtmann, Helmut Dillinger: Handbuch Bürger-Solarstromanlagen: Das solid-Konzept. 2. Auflage. Solare Zukunft, Erlangen 2005, ISBN 3-933634-15-6. 
• Roger Kanzenbach, Achmed Ischiklar, Mario Quade: Die Spielregeln der Photovoltaik – Die Tricks für den großen Gewinn. 2008.
• Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. 5. Auflage, Hanser Verlag, München 2007, ISBN 3-446-40973-4
• Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. Hanser Verlag, München 2008, ISBN 978-3-446-41444-0
• Simon Roberts, Nicoló Guariento: Gebäudeintegrierte Photovoltaik. Ein Handbuch. Birkhäuser Verlag, Basel 2009, ISBN 978-3-7643-9949-8.
• Thomas Seltmann: Peine Solaranlage - Photovoltaik: Strom ohne Ende: Netzgekoppelte Solarstromanlagen optimal bauen und nutzen. 4.  Auflage Solarpraxis Verlag, Berlin 2009, ISBN 978-3-934595-89-7.
• Hans-Günther Wagemann, Heinz Eschrich: Grundlagen der photovoltaischen Energiewandlung – Solarstrahlung, Halbleitereigenschaften, Solarzellenkonzepte. Teubner-Verlag, Stuttgart 1994, ISBN 3-519-03218-X.
• Andreas Wagner: Photovoltaik Engineering – Handbuch für Planung, Entwicklung und Anwendung. 2. Auflage, Springer-Verlag, Berlin/Heidelberg 2006, ISBN 3-540-30732-X.

Weblinks

Wiktionary: Photovoltaik – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

Commons: Photovoltaik – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

• Photovoltaic Geographical Informationssystem der EU - Schätzung der tatsächlichen Leistung von Photovoltaik mit Hilfe der Watt peak-Angabe je nach Region
• Photovoltaik und Solarthermie – Energielieferanten der Zukunft – Artikel aus IHKS-Fachjournal (Ausgabe 2008)
• Aktuelle Statistik der Solarengergie-Zeitschrift Photon zur installierten Photovoltaik-Leistung und Solareinspeisung in Deutschland, aufgeschlüsselt nach Bundesländern, wird jährlich aktualisiert, bezieht sich immer auf das Vor-Vorjahr, da im laufenden Jahr immer eine Erhebung für das Vorjahr unter allen rund 900 deutschen Netzbetreibern durchgeführt wird, Daten liegen dann meist im Dezember bzw. Januar vor
• 3Sat hitech 'Was kostet die Sonne'
• Report München: Subventionssumpf Solarstrom