Trina Solar hat 2019 beim weltweiten Absatz von PV-Modulen mit 10 GW einen neuen Höchstwert erzielt. Damit belegte das Unternehmen laut der Modulabsatz-Rangliste für 2019 von PV InfoLink einen der drei Spitzenplätze.

2019 stellte Trina Solar nach eigenen Angaben beim Wirkungsgrad von monokristallinen n-Typ sowie n-Typ Mono-Cast i-TOPCon Solarzellen neue Rekorde auf. Gleichzeitig hat das Unternehmen fortschrittliche Modultechnologien wie Multi-Busbar, Doppelglas- und bifaziale Module vorangetrieben. Seit August entwickelt das Unternehmen Module auf Basis der 210-mm-Silizium-Wafer („210-Module“) und verfolgt damit einen Branchentrend. Auf Basis jahrzehntelanger Entwicklungs- und Produktionserfahrung schuf das Unternehmen ein neues Multi-Busbar-Design mit Drittelzellen für großformatige Module. Der erste Prototyp des 210-Moduls lief Anfang 2020 vom Band. Damit beschleunigt sich die Marktreife großformatiger Module deutlich.

Solarpark-Lösung gefragt

Das Geschäft mit der integrierten Lösung TrinaPro verzeichnete 2019 ein rasantes Wachstum. TrinaPro umfasst verschiedene hocheffiziente Module von Trina Solar, gepaart mit einem intelligenten Nachführalgorithmus für bifaziale Module und einem intelligenten 1500-V-Wechselrichter. Diese Kombination kann die Effizienz des Gesamtsystems deutlich verbessern und die Stromgestehungskosten senken. In den ersten drei Quartalen des Jahres 2019 hat sich das Absatzvolumen der TrinaPro-Lösung im Vergleich zum Gesamtjahr 2018 mehr als verfünffacht. Mehrere PV-Großanlagen, die 2019 den Betrieb aufnahmen, wurden mit TrinaPro ausgestattet, darunter der Qinghai Golmud Solar Park und eine PV-Anlage in Marchihue (Chile).

2019 investierte das Photovoltaik-Unternehmen in den Bau von Produktionsanlagen für hocheffiziente Solarzellen und -module im Gigawatt-Maßstab in Yiwu, Zhejiang und Suqian (Jiangsu) in China. Das Unternehmen schloss Rahmenverträge für die zweite Phase der Projekte, die mit Fertigstellung 2020 die Fertigungskapazität weiter deutlich erhöhen werden.

Yin Rongfang, stellvertretender Geschäftsführer und Executive Vice President von Trina Solar, sagt: „Wir freuen uns sehr, dass Trina Solar beim Modul- und Lösungsgeschäft wieder so ausgezeichnete Absatzzahlen vorlegt und bei Kunden in aller Welt so viel Anerkennung findet. 2020 wird Trina Solar sein Modul- und Trackergeschäft weiter ausbauen. Gleichzeitig werden wir das Portfolio an smarten Energielösungen und die Anzahl selbst entwickelter Großprojekte erweitern. Die Kombination aus PV und Energiespeicherung bietet nach unserer Einschätzung großes Zukunftspotenzial, und wir investieren bereits in Forschung und Entwicklung, um der erwarteten Nachfrage gerecht zu werden.“

26.02.2020 | Quelle: Trina Solar | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Lesen Sie im Beitrag von Andreas Witt, wie es vor 20 Jahren zum EEG kam, ohne das der unerwartet steile Anstieg der erneuerbaren Energien nicht denkbar gewesen wäre. Unser Info-Dienst Solarthemen greift das Thema EEG in Kürze wieder auf. Denn heute stellt sich mehr denn je die Frage, wie ein EEG 2.0 aussehen könnte, das die vor 20 Jahren begonnene Energiewende erfolgreich weiterführen kann und letztendlich zum Ziel einer vollständig auf erneuerbaren Energien basierten Energieversorgung führt.

Die Power to X Allianz, ein Bündnis aus Unternehmen und Verbänden aus der Automobil- und Ölindustrie sowie der Energiewirtschaft, begrüßt die Nationale Wasserstoffstrategie der deutschen Bundesregierung. Sie stelle einen wichtigen Schritt auf dem Weg zu einer sektorenübergreifenden Energiewende dar. Grüner Wasserstoff und seine Folgeprodukte können demnach einen entscheidenden Beitrag zur Erreichung der Pariser Klimaschutzziele leisten. Um zeitnah einen Markthochlauf von klimafreundlichen Technologien „Made in Germany“ zu initiieren, hat die Power to X Allianz nun zehn Punkte formuliert, die in der aktuellen Fassung der Nationalen Wasserstoffstrategie noch nicht enthalten sind, aber unbedingt Berücksichtigung finden sollten.

Das Institut für Wärme und Oeltechnik (IWO) unterstützt als Mitglied der Power to X Allianz die Thesen des Zehn-Punkte-Plans zur Nationalen Wasserstoffstrategie. „Wie die PtX Allianz begrüßen wir diesen Vorstoß der Bundesregierung und sehen zugleich noch Verbesserungspotenzial“, sagt IWO-Geschäftsführer Adrian Willig. „Insbesondere weist die PtX Allianz zurecht darauf hin, dass die Nutzung von Wasserstoff anwendungsoffen für alle Sektoren ermöglicht werden sollte. Es wäre falsch, sich hier allein auf bestimmte Anwendungsbereiche zu fokussieren.“

Markthochlauf erfordert vielfältigen Einsatz

Laut Willig unterbinde eine solche Beschränkung nicht nur Innovationen: „Auch die Aktivierung von Skalierungseffekten droht dadurch hinter dem zurückzubleiben, was möglich und notwendig wäre. Das jedoch würde einen erfolgreichen Markthochlauf von grünem Wasserstoff und seinen Folgeprodukten wie PtX unnötig gefährden.“

Wichtig sei es darum, einen möglichst vielfältigen Einsatz der innovativen Energieträger zu ermöglichen. „Völlig zurecht sieht die PtX Allianz daher auch im Gebäudesektor wichtige Anwendungsmöglichkeiten – zum Beispiel für Power-to-Liquid und Power-to-Gas“, so Willig weiter. „Insofern sollte der künftige Einsatz von PtX-Produkten, neben der Verwendung von Biobrennstoffen, auch im neuen Gebäudeenergiegesetz Anerkennung finden. Das ist derzeit noch nicht in ausreichendem Maße der Fall.“ Ein erster Schritt für die verstärkte Nutzung von grünem Wasserstoff könnte der Einsatz in Raffinerien sein, so Willig.

25.02.2020 | Quelle: IWO | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Das Branchennetzwerk Erneuerbare Energien Hamburg (EEHH) wird 2020 zum neunten Mal den German Renewables Award vergeben. Dabei verleiht eine Jury mit Vertretern aus Wirtschaft, Wissenschaft und Forschung, Preise in den Kategorien Lebenswerk, Produktinnovation des Jahres, Projekt des Jahres und Studentenarbeit des Jahres (Bachelor, Diplom, Master). In der Kategorie Lebenswerk bittet das EEHH-Cluster darum, eine Person vorzuschlagen. Hinzu kommt in einem gesonderten Verfahren ein Journalistenpreis, den das Branchennetzwerk zum dritten Mal vergibt.

Alle Preisträger erhalten eine Trophäe und ein Jahr lang kostenlosen Eintritt zu allen Veranstaltungen des EEHH-Clusters. Außerdem dürfen sich die Preisträger im EEHH-Blog per Interview äußern. Für die ausgezeichnete Forschung zu den Grundlagen der erneuerbaren Energien wird der Verfasser oder die Verfasserin einer Studierendenarbeit mit einem Preisgeld von 1.000 Euro gewürdigt.

Zweistufiges Auswahlverfahren

Zur Bewertung der Bewerbungen werden diese auf der EEHH-Website automatisch in eine elektronische Longlist aufgenommen. Daraus bestimmt EEHH eine Shortlist. Das Auswahlverfahren der Jury ist zweistufig. Anschließend wird durch Punktevergabe für alle Bewerbungen der Shortlist die drei besten Bewerbungen in jeder Preiskategorie (bzw. besten Vorschläge bei Lebenswerk) nominiert.

Danach erfolgt in einer finalen Abstimmungssitzung in Hamburg durch erneute Punktevergabe für die drei Nominierten die Auswahl des Preisträgers in jeder Preiskategorie. Dann findet die Verleihung des German Renewables Award 2020 am 22. September 2020 im Opernloft im Alten Fährterminal Altona in Hamburg als Side-Event im Rahmen der WindEnergy Hamburg statt.

Interessierte Bewerber können in der Zeit vom 28. Februar bis zum 15. Mai 2020 ihre Projektvorschläge oder Nominierungen für den German Renewables Award 2020 in elektronischer Form über die EEHH-Website einreichen.

25.02.2020 | Quelle: EEHH | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

„Für die Elektrifizierung und damit Flexibilisierung energieintensiver Technologien, wie die Elektromobilität, brauchen wir neue Energiespeicher. Das gilt auch für die Sicherung der Netzstabilität, um das zeitlich fluktuierende Angebot des zunehmenden Anteils erneuerbarer Energien sinnvoll zu steuern“, erklärt Dirk C. Meyer. Der Direktor des Instituts für Experimentelle Physik (IEP) der TU Bergakademie Freiberg koordiniert das Verbundvorhaben ProBaSol, bei dem es um die Entwicklung einer Aluminium-Batterie geht.

Umfangreiche Vorarbeiten schon geleistet

Bei ihrem Vorhaben können die Freiberger Wissenschaftler auf die Ergebnisse aus den vom Bundesministerium für Bildung und Forschung geförderten Projekten „CryphysConcept“ und „R2R-Battery“ zurückgreifen. Als Transfer in industrielle Anwendungen sollen diese Projekte nun fortgesetzt werden. Ziel der Verbundpartner ist es, eine neuartige Technologie zur Fertigung elektrochemischer Energiespeicher als Alternative zu lithiumbasierten Batteriesystemen einzuführen – die Aluminium-Batterie. Einen Prototyp der Aluminium-Batterie möchten die Forscher als Ergebnis des nun gestarteten Verbundvorhabens präsentieren. Dieser Prototyp soll auf Anlagen im Industriemaßstab produziert und im Einsatz getestet werden. „Wesentliche Vorteile sind die erzielbaren Energiedichten, die hohe Sicherheit, die umfassende Verfügbarkeit der Materialien sowie die Recycling-Fähigkeit der Systeme“, erläutert Hartmut Stöcker, Manager des Verbundes.

Die Freiberger Professur für Industriebetriebslehre, Produktionswirtschaft, Logistik begleitet die technischen Neuentwicklungen: „Damit gewährleisten wir die für den Markteintritt erforderlichen Technologiefolgeneinschätzungen zu Chancen und Risiken, auch im Hinblick auf Umwelt und Nachhaltigkeit“, so Lehrstuhlinhaber Michael Höck.

Das BMWi fördert das Verbundprojekt „ProBaSol – Die Aluminiumbatterie: Herausforderungen für die industrielle Fertigung“ für die kommenden drei Jahre mit insgesamt 2,28 Mio. Euro. Unter Leitung des IEP gehören zum Konsortium die FROLYT Kondensatoren und Bauelemente GmbH, die ROVAK GmbH, das Forschungsinstitut für Leder und Kunststoffbahnen, das Fraunhofer-Institut für Organische Elektronik, Elektronenstrahl- und Plasmatechnik und die Professur für Industriebetriebslehre, Produktionswirtschaft, Logistik der TU Bergakademie Freiberg.

25.02.2020 | Quelle: TU Freiberg | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Strombezieher sind oft der Überzeugung, dass Grüner Strom mehr kostet. Daher schrecken private Verbraucher vor einem Wechsel zu Ökostrom-Anbietern zurück. Da stellt sich umweltbewussten Verbrauchern die Frage: Was machen, wenn der Wunsch nach bezahlbarem Ökostrom vorhanden ist? Ein Wechsel des Anbieters bringt, wie eine aktuelle Untersuchung des „Marktwächters Energie“ der Verbraucherzentrale Bundesverband (vzbv) zeigt, meist nur im ersten Jahr einen echten Vorteil. Die Lösung: Hessen setzt auf Photovoltaik für Mieter. Der Geschäftsführer der LandesEnergieAgentur Hessen GmbH (LEA), Karsten McGovern, erläutert: „Das Land Hessen möchte den Mietern den Zugang für Mieterstrom ermöglichen, um diese an der Energiewende direkt zu beteiligen. Die LEA berät Vermieter von größeren Wohnanlagen zu Möglichkeiten der Eigenstromproduktion und Vermarktung als Mieterstrom.“

Mieter als Direktverbraucher

Der Mieter als Verbraucher soll bei Neubauten oder bei der energetischen Sanierung der Wohnhäuser mit einer dezentralen, alternativen Stromerzeugung die Chance erhalten, zum Direktverbraucher zu werden. Das Mieterstromgesetz legt fest, dass in einem Vertrag mit dem Energieanbieter so ein langfristig stabiler Strompreis vereinbart werden kann, der bis zu zehn Prozent unter dem Strompreis des Grundversorgers am Ort liegt.

Werner Merkel, Vorstandsvorsitzender des Verbands der Immobilienverwalter Hessen e.V. erläutert die Grundbedingungen, die ein Wohnobjekt mitbringen muss, damit es für das Mieterstrommodell interessant ist. „Bei Fragen zur Umsetzung des Modells wenden sich Eigentümer oder Verwalter am besten an ihren Versorger oder einen spezialisierten Dienstleister. Diese haben bereits Erfahrungen mit Projekten solcher Art und können eine individuelle Umsetzbarkeit einschätzen.“ Derzeit besteht noch eine schwierige rechtliche Situation, die durch die zurzeit laufende Reform des Wohnungseigentumsgesetzes (WEG) zukünftig vereinfacht werden könnte. Zukünftig würde für die Zustimmung einer Wohnungseigentümergemeinschaft für die Errichtung einer Photovoltaik-Anlage eine einfache Mehrheit reichen. Insofern trifft man das Konzept „Mieterstrom“ derzeit eher bei Mietshäusern oder im Neubau an. „Bei Neubauten ist der große Vorteil, dass das Konzept bereits in der Projektierung eingeplant wird. Dadurch kann man sowohl rechtlichen als auch technischen Problemen bereits vorher entgegentreten“, sagt Merkel. Photovoltaik für Mieter lässt sich dann einfacher umsetzen.

Wertsteigerung der Immobilie

Nach den bisher gesammelten Erfahrungen geht man von mindestens elf Wohneinheiten aus, wobei die Wirtschaftlichkeit und Umsetzbarkeit grundsätzlich von zahlreichen Bedingungen abhängt. Erfreulich sind zwei aktuelle richtungsweisende Urteile des Bundesgerichtshofs (BGH), in denen der Begriff der Kundenanlage, der gerade bei Mieterstromanlagen sehr relevant ist, neu definiert wird. Hierbei geht es um die Größe einer Kundenanlage und deren Lage. Innerhalb einer Kundenanlage müssen keine Netznutzungsentgelte bezahlt werden. Eine Grundlage für günstigen Mieterstrom in Form von Photovoltaik für Mieter.

Aus Sicht von Immobilienbesitzern kann das Mieterstrommodell Vorteile für den Vermieter und auch Mieter aufweisen. „Grundsätzlich resultiert daraus eine Kostenreduzierung für den Mieter und eine Wertsteigerung der Immobilie. In Zeiten des steigenden Klimabewusstseins wird der Einsatz Erneuerbarer Energien auch zu einer ideologischen Frage. Hier können vermietende Eigentümer sicherlich bei Mietern punkten. Außerdem profitieren die Mieter von günstigerem Strom, ein weiterer Pluspunkt für den Vermieter. Dies kann auch bei der Neuvermietung ein Argument sein – sowohl in der Stadt als auch in ländlichen Gebieten“, so Merkel.

25.02.2020 | Quelle: LEA | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Das Berliner Photovoltaik-Startup Solytic hat erfolgreich eine zweite Finanzierungsrunde absolviert. Der schwedische Energiekonzern Vattenfall, der bereits im Jahr 2017 die Solytic-Gründung begleitet hat, erhöht sein Engagement. Gleichzeitig konnte mit dem norddeutschen Energie- und Telekommunikationsunternehmen EWE aus Oldenburg ein weiterer Partner aus dem Energiesektor gewonnen werden. Neben diesen strategischen Investoren beteiligen sich einige Business Angels, unter anderen THELO Investors an Solytic. Insgesamt fließt dem Unternehmen ein mittlerer siebenstelliger Betrag zur Finanzierung weiteren Wachstums zu.

Solytic startete im Herbst 2017 mit der Idee, die Überwachung von PV-Anlagen zu digitalisieren. „Heute haben wir bereits über 100.000 PV-Anlagen mit einer Gesamtkapazität von über zwei Gigawatt unter Vertrag. Gestärkt durch die Serie-A-Finanzierung werden wir jetzt mit unserem derzeit 25-köpfigen Team die nächsten Schritte zur digitalen Solar-Plattform angehen“, sagt Johannes Burgard, Geschäftsführer und Mitgründer von Solytic. Das ehrgeizige Ziel ist es, die Zahl der von Solytic betreuten Anlagen in den nächsten drei Jahren auf über eine Million zu steigern und die Internationalisierung voranzutreiben.

Die jetzt zur Verfügung stehenden Finanzmittel sollen in die weitere Produktentwicklung, eine Ausweitung des Angebots auf dem hauseigenen Marktplatz, sowie verstärkte Marketing- und Vertriebsaktivitäten investiert werden.

Mit künstlicher Intelligenz Solaranlagen optimieren

Die vom Photovoltaik-Startup Solytic entwickelte Software setzt auf künstliche Intelligenz, um über die Analyse der vorhandenen Daten den Betrieb von Solaranlagen zu optimieren. So werden Schwachstellen einer Anlage frühzeitig erkannt, die Wartung verbessert, Reparaturkosten gesenkt und insgesamt die Betriebsführung automatisiert.

„Die Energiebranche befindet sich in einem rasanten Transformationsprozess. Vattenfall hat das Ziel ein fossilfreies Leben innerhalb einer Generation zu ermöglichen. Ein Eckpfeiler unserer Strategie ist dabei der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien“, sagt Gunnar Groebler, Senior Vice President bei Vattenfall. „Im Bereich Solar sehen wir deutliches Wachstumspotenzial. Der wirtschaftliche Erfolg hängt jedoch davon ab, erneuerbare Anlagen so kosteneffektiv wie möglich zu errichten und datengestützt zu betreiben. Deshalb ist die Beteiligung an einem Unternehmen wie Solytic, das klar auf digitale Services in diesem Zukunftsbereich ausgerichtet ist, für Vattenfall ein sehr sinnvolles Investment“, so Groebler weiter. 

Aktuell amortisieren sich PV-Anlagen nach 8 bis 15 Jahren. Hier sieht das Photovoltaik-Startup Solytic erhebliche und noch ungenutzte Potenziale. Damit die Energiewende an Fahrt aufnehmen kann, müssen die Kosten bei der Erzeugung von Solarstrom weiter fallen.

25.02.2020 | Quelle: Vattenfall, EWE | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Das Thema Stromlieferverträge (PPA) fand laut den Analysten von enervis schon im letzten Jahr viel Aufmerksamkeit. Nun ist das Branchenthema PPA in den Bezugsentscheidungen der Marktakteure aus Industrie und Gewerbe angekommen. Die Strommarktmodellierungen der enervis zeigen, dass die beobachtete Entwicklung durchaus nachhaltig ist, also auch in Zukunft fortbestehen kann. Konkret weisen die Modellierungen darauf bin, dass bis zum Jahr 2030 rund 25 Prozent der EE-Kapazitäten in ausgesuchten europäischen Ländern das Potenzial haben, allein auf Basis von PPA finanziert und betrieben zu werden. Neben der Höhe des Preises ist für die Abnehmer die Frage zentral, in welcher Form sie den PPA anbahnen, verhandeln und dann abschließen wollen.

Ergebnisse der Analyse:

• Case-Studies aus dem Markt zeigen, dass das Feld der Vergabeverfahren sich von Verhandlungen, über Ausschreibungen mit vorgegebenen Rahmenverträgen bis hin zu rundenbasierten Auktionsverfahren erstreckt. So schließt beispielsweise Google PPAs mit guten Ergebnissen über rundenbasierte Auktionen ab.
• enervis Recherchen zeigen auf, dass die Instrumente dabei umso komplexer werden, je größer der avisierte Markt ist und je höher damit auch die Chance ist, dass es zu einem breiten und intensiven Wettbewerb kommt.

Strategische Implikationen:

• Ist das Marktfeld der PPA-Anbieter nicht zu eng, so sollten „Offtaker“ aus der Industrie die Durchführung von Ausschreibungen oder sogar Beschaffungsauktionen prüfen.
• Eine Machbarkeitsstudie kann dabei schnell aufzeigen, ob das Projekt „Strombeschaffung per PPA“ für einen Industriekunden interessant ist.
• In der Beratungspraxis der enervis hat sich herauskristallisiert, dass bei der Vertragsprüfung ein Augenmaß unbedingt auch auf dem Abprüfen der Entscheidungsräume der Beteiligten liegen sollte. Denn: Entscheidungenspielräume lassen häufig „Gaming“-Potenzial offen.

Hierzu Julius Ecke, Partner bei enervis: „Die Beschaffung von Strom in PPAs per strukturierter Ausschreibung oder gar rundenbasierter Auktion verursacht zwar gewissen „up-front“ Aufwand, dieser erweist sich jedoch schnell als eine Investition in den erfolgreichen Abschluss von effizienten und nachhaltigen Verträgen. Komplexität sollte daher nicht abschrecken.“

Komplexität sollte nicht abschrecken

enervis-Partner Nicolai Herrmann ergänzt: „Insbesondere für die Beschaffung von Langfrist-PPA aus großen Freiflächen-Solaranlagen ist eine effiziente und gezielte Auswahl von PPA-Anbietern für den Offtaker relevant. Für Weiterbetriebs-PPA von Windenergieanlagen nach der EEG-Vergütung erwarten wir hingegen ein Wettbewerb um weitgehend standardisierte PPA.“

Am 17.03.2020 um 14:00 Uhr findet ein Webinar zu dem Thema PPA statt, für das man sich hier registrieren kann.

24.02.2020 | Quelle: enervis | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Aalborg CSP A/S, ein dänischer Spezialist für erneuerbare Energien, Solarwärmesysteme und Speicher, liefert ein schlüsselfertiges, kundenspezifisches elektrisches Wärmepumpensystems mit 2,5 MW Leistung für ein dänisches Fernwärmenetz in Zentraljütland. Das Wärmepumpensystem wird in ein bestehendes Solarheizwerk mit 4,5 MW Leistung integriert, um die Effizienz vom Solarheizwerk zu steigern. In der dänischen Fernwärmeindustrie haben laut sich Aalborg CSP große elektrische Luft-Wasser-Wärmepumpen bewährt.

„Bei unserem Fernwärmenetz liegt das Hauptaugenmerk darauf, unseren Verbrauchern eine kostengünstige und preisstabile Wärmeversorgung zu gewährleisten. Unsere Energieerzeugung basiert heute auf Erdgas, das mit Sonnenwärme ergänzt wird. Durch die Integration eines Wärmepumpensystems in unsere Versorgung können wir die Energiekosten senken, indem wir den Gasverbrauch senken und die Energieerzeugung flexibler gestalten. Wir können Strom und Wärme mit Gas erzeugen, wenn der Strompreis hoch ist, während wir Strom für die Wärmepumpe verwenden können, wenn der Preis niedrig ist, und so dazu beitragen, das Netz auszugleichen. Darüber hinaus bietet diese Flexibilität unseren Verbrauchern eine energieoptimale und nachhaltige Heizung “, sagt Jan Hoberg Oestergaard, Vorsitzender des Fernwärmewerkes in Oerum.

Besserer Wirkungsgrad der Wärmepumpe

Die Wärmepumpe hilft dabei, die Temperatur in dem Solarheizwerk während Monaten mit der geringsten Sonneneinstrahlung zu optimieren, wodurch der Gesamtwirkungsgrad des Solarkollektorfeldes vergrößert wird und die Effizienz vom Solarheizwerk steigt. „Gleichzeitig wird die Energie aus dem Solarheizwerk dazu beitragen, den Wirkungsgrad der Wärmepumpe in den Zeiträumen zu verbessern, in denen sie den größten Wert für den Gesamtwirkungsgrad hat “, sagt Per Aasted, Vertriebs- und Projektingenieur bei Aalborg CSP.

Mit einer Leistung von 2,5 MW bei 5 °C kann die Anlage jährlich etwa 10.000 MWh Wärme liefern. In Kombination mit der Solarwärme des bestehenden Solarheizwerkes macht das rund 93 Prozent des Wärmeverbrauchs der Kunden des Fernwärmenetzes aus. Damit bietet das integrierte Wärmepumpensystem nicht nur eine kostengünstige Lösung für die Wärmeerzeugung, sondern verhindert auch die Emission von mindestens 1.580 Tonnen CO2 pro Jahr.

24.02.2020 | Quelle: Aalborg CSP | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Der Smart Energy Warmwasser-Controller von SolarEdge fungiert als drahtloser Regler, der überschüssige Photovoltaik-Energie automatisch in die Warmwasserbereitung umleitet. Das soll dem Nutzer eine kosteneffiziente Energiespeicherung ermöglichen. Der Smart Energy Warmwasser-Controller kommuniziert mit dem Wechselrichter über ein drahtloses ZigBee-Modul. Sind Photovoltaikstrom-Überschüsse vorhanden, steuert das Gerät einen Tauchheizkörper an, der im Warmwasserspeicher verbaut sein muss.

Der neue Smart Energy Warmwasser-Controller bietet jetzt auch einen optionalen SolarEdge Temperatursensor, mit dem Anlagenbesitzer die Temperatur des Wasserboilers kontrollieren können. Darüber hinaus verfügt das Gerät laut Hersteller über eine höhere Effizienz zwischen 97 und 98 Prozent, sodass mit der gleichen Menge an Photovoltaikstrom mehr Wasser erwärmt werden kann als bisher. Das Gerät lässt sich einfach in die SolarEdge Monitoring-Plattform integrieren. Für die Steuerung seiner Smart Energy Plattform bietet der Hersteller eine Monitoring App an, die über Ethernet oder eine Mobilfunkverbindung die Kontrolle der eingebundenen Komponenten erlaubt. Mit dieser App kann man auch den E-Lade-Solarwechselrichter von SolarEdge ansteuern.

„Wenn Installateure den Smart Energy Warmwasser-Controller in ihr Angebot aufnehmen, können sie ihren durchschnittlichen Umsatz erhöhen und Anlagenbesitzern eine zusätzliche Möglichkeit bieten, ihre Stromrechnungen durch mehr Eigenverbrauch zu senken“, sagt Jessica Fishman, Direktorin für Öffentlichkeits- und Medienarbeit bei SolarEdge. Der Smart Energy Warmwasser-Controller mit 3 kW ist ab sofort bestellbar. Das Gerät ist für rein ohmsche Lasten geeignet.

24.02.2020 | Quelle: SolarEdge | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

MITNETZ STROM geht bei der Digitalisierung im Messwesen den nächsten entscheidenden Schritt. Der grundzuständige Messstellenbetreiber der enviaM-Gruppe wird ab Februar 2020 mit der flächendeckenden Einführung für intelligente Messsysteme im Netzgebiet beginnen, das sich über Teile der Bundesländer Brandenburg, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen erstreckt. Vorgesehen ist, bis 2032 schrittweise über 200.000 neue Messgeräte einzubauen. Der Startschuss hatte sich mehrfach verschoben. Das zuständige Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) benötigte für die Zertifizierung der Gerätehersteller deutlich länger als ursprünglich angenommen.

Die intelligenten Messsysteme erhalten zunächst alle Stromkunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als 6.000 Kilowattstunden bis 100.000 Kilowattstunden. Gedulden müssen sich Betreiber von Anlagen, die Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung erzeugen. Warten müssen auch Betreiber von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie beispielsweise Wärmepumpen und -speichern oder Elektroladesäulen. Sie bekommen die neuen Messgeräte zu einem späteren Zeitpunkt. Wann genau, steht noch nicht fest.

Intelligente Messsysteme können anders als die alten Stromzähler kommunizieren. Sie übertragen die Zählerstände der Stromkunden einmal täglich an MITNETZ STROM. Die Zählerstände werden den Stromkunden im Kundenportal des Unternehmens zur Verfügung gestellt. Die Stromkunden können hier ihre Verbrauchswerte einfach und bequem online einsehen. Die jährliche Ablesung der Zählerstände ist nicht mehr erforderlich. Die Übertragung der Verbrauchswerte erfolgt verschlüsselt über eine streng gesicherte Verbindung.

Wichtiger Baustein für eine intelligente Stromversorgung

„Intelligente Messsysteme sind ein wichtiger Baustein für eine intelligente Stromversorgung. Stromkunden können ihren Stromverbrauch sehr viel besser kontrollieren und so sparsamer und effizienter mit Strom umgehen. Sie profitieren zudem künftig von zeitvariablen und lastvariablen Stromtarifen. Netzbetreiber können die Stromnetze perspektivisch sehr viel besser steuern. Dies wird mit Blick auf die Energiewende immer wichtiger“, betont Adolf Schweer, technischer Geschäftsführer der MITNETZ STROM.

MITNETZ STROM ist vom TÜV NORD Cert als sogenannter Smart Meter Gateway Administrator zertifiziert worden und damit berechtigt, intelligente Messsysteme einzurichten. „Die Zertifizierung bescheinigt uns, dass wir die hohen Qualitätsstandards für die Datensicherheit erfüllen. Darauf können sich unsere Stromkunden nachweislich verlassen“, unterstreicht Schweer.

MITNETZ STROM arbeitetet beim sogenannten Smart Meter Rollout zudem eng mit regionalen Hochschulen und Startups zusammen. Mit den Hochschulen Anhalt (Köthen), Merseburg und Mittweida hat der grundzuständige Messstellenbetreiber der enviaM-Gruppe ein Qualitätsmanagement-System entwickelt und ein Prüflabor eingerichtet. Gemeinsam mit dem Merseburger Startup exceeding solutions bietet das Unternehmen zudem Prüfsysteme für Netzbetreiber, Prüfstellen und Hersteller an. „Wir sind damit für die Einführung intelligenter Messsysteme bestens gerüstet“, so Schweer weiter.

24.02.2020 | Quelle: MITNETZ STROM | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Bei den bundesweiten Ausschreibungen für Photovoltaikanlagen war zum wiederholten Male kein Gebot aus Nordrhein-Westfalen erfolgreich. Grund dafür ist, dass NRW im Gegensatz zu Bayern keine Freiflächen-Photovoltaik auf ertragsarmen landwirtschaftlichen Flächen zulässt. Das führt letztlich dazu, dass das Land den Photovoltaik-Ausbau blockiert. Darüber hinaus zeigt die Auktion, dass die Nachfrage des Marktes weit über der zugelassenen Menge der Bundesregierung liegt, die den Ausbau einschränkt.

Reiner Priggen, Vorsitzender des Landesverbandes Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW): „Das Ergebnis der aktuellen Ausschreibung zeigt: Es könnte sehr viel mehr Solarstrom erzeugt werden, wenn die Bundesregierung den Ausbaudeckel aufheben und die Ausschreibungsvolumen erhöhen würde. Und es zeigt, dass Nordrhein-Westfalen den Photovoltaik-Ausbau blockiert, indem es seine benachteiligten landwirtschaftlichen Flächen, anders als Bayern, nicht für die Solarenergie freigibt. Dabei ginge dies ohne Probleme. NRW müsste nur die von der Bundesregierung vorgesehene Länderöffnungsklausel nutzen. Und das wäre für den Klimaschutz sehr sinnvoll.“

Bei der Ausschreibung für Photovoltaik-Anlagen wurden bei der Bundesnetzagentur 98 Gebote mit einem Leistungsumfang von 493 Megawatt (MW) abgegeben. Ausgeschrieben waren nur 100 MW. Es könnten somit sehr viel mehr Solaranlagen gebaut werden als von der Bundesregierung zugelassen. Erfolgreich waren letztlich nur 18 Gebote. Davon zum wiederholten Mal kein Gebot aus NRW. Bayern erhielt mit 75 Prozent den größten Anteil der Zuschläge (13 Zuschläge mit 75 MW). Die verbleibenden fünf Zuschläge verteilen sich überwiegend auf weitere benachteiligte Flächen in Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Rheinland-Pfalz und Schleswig-Holstein. Die Preise pro Kilowattstunde (kWh) haben bei der Ausschreibung einen neuen Rekord aufgestellt: Erstmals betrug das niedrigste Gebot nur 3,55 ct/kWh.

24.02.2020 | Quelle: LEE NRW | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Dass es wenige Tage vor den Bürgerschaftswahlen in Hamburg geschah, dürfte kein Zufall sein. Denn unabgestimmt mit dem grünen Koalitionspartner stellten Bürgermeister Peter Tschentscher und Wirtschaftssenator Michael Westhagemann Pläne zum ungebliebten Kohlekraftwerk in Hamburg-Moorburg vor. Dieses soll laut Ausstiegsplan 2038 vom Netz. Doch die beiden Politiker präsentierten eine andere Idee: Wasserstoff statt Kohle für Moorburg.

Wie Tschentscher in einem Interview mit dem NDR erklärte, habe der Wirtschaftssenator einen Plan entwickelt, nachdem Moorburg „sehr viel schneller“ vom Netz genommen werden könnte. Stattdessen solle etwas „sehr Innovatives“ geschehen, „nämlich eine Wasserstoffproduktionsanlage mit grünem Strom zu errichten“.

Windstrom für den Wasserstoff

Diese könnte konkret Windstrom aus Schleswig-Holstrein nutzen, um Wasserstoff als grünes Speichermedium zu erzeugen. So könnte sich der CO2-Ausstoß in Hamburg erheblich reduzieren. Das ist ein wichtiger Punkt für die Klimabilanz der Stadt, denn die Kohlestromproduktion von Moorburg konterkariert viele CO2-Einsparmaßnahmen im Stadtgebiet.

Konkret schlägt Hamburgs SPD vor, einen der beiden Kohleblöcke vom Netz zu nehmen und den anderen durch ein Gaskraftwerk ersetzt werden. Anstelle des einen Blockes könnte Wasserstoff statt Kohle für Moorburg kommen. Wann es aber so weit sein soll, sagten die Politiker nicht. Die eigentlich für die Energiepolitik federführende Umweltbehörde wurde von dem Vorstoß überrascht. Umweltsenator Jens Kerstan von den Grünen kritisierte die wenig konkreten Pläne. Die Grünen hatten in der Vergangenheit immer wieder Front gegen Moorburg gemacht. Es war mit Anja Hajduk allerdings eine grüne Umweltsenatorin, die das Kraftwerk 2008 aus rechtlichen Gründen genehmigen musste. Zuvor war das Projekt von der CDU-Regierung vorangebracht und entschieden worden.

Vattenfall gesprächsbereit

Eigentümer Vattenfall zeigte sich offen für Gespräche. Den Schweden ist das eigene Kohlekraftwerk schon länger nicht mehr sehr genehm, zumal sich auch der Wunsch zerschlagen hat, die Wärme für die Fernwärmeversorgung der Stadt anzubieten. Das hatte die Umweltbehörde stets abgelehnt. Nun erklärte die Firma, dass Moorburg als letztes kohlegefeuerte Kraftwerk ohne Fernwärmeauskopplung langfristig nicht mehr zum Unternehmensziel der Dekarbonisierung passe. Neben einem Brennstoffwechsel könnte auch der Verkauf Moorburgs eine Option darstellen.

21.2.2020 | Autor: Oliver Ristau | solarserver.de
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Die Photovoltaik in Bayern ist auf Wachstumskurs. Das zeigen die neuen Energiedaten für das südliche Bundesland, die das Staatsministerium für Wirtschaft, Landesentwicklung und Energie veröffentlichte. Demnach erreicht die Photovoltaik mit einer Stromerzeugung von 11,8 Terrawattstunden einen neuen Höchststand, Das sei ein Plus von 4,5 Prozent gegenüber dem Vorjahr.

Damit sich dieser Trend fortsetzen könne, fordert der Freistaat, den 52-Gigawatt-Deckel endlich abzuschaffen. Ein weiterer Eckpunkt der Energiewende sei die Förderung von privaten PV-Speicheranlagen im Rahmen des 10.000-Häuser-Programms. Hier seien über 8000 Anträge auf Speicherförderung in Kombination mit neuen PV-Anlagen gestellt worden. Dies zeige den großen Erfolg des neuen PV-Speicherprogramms, das erst seit August 2019 läuft.

Mehr Agro-Photovoltaik

Bayern will auch neue Ansätze wie die Agro-Photovoltaik voranbringen. Dabei handelt es sich um die Installation von großen PV-Anlagen über landwirtschaftlich genutzten Flächen. Deren Ziel sei die Kombination der Ernte von Energie und Nutzpflanzen. „Wir brauchen Pilotprojekte, um das Potenzial von Agrophotovoltaik in der Praxis zu erproben“, sagt dazu Bayerns Energieminister Hubert Aiwanger. Er fordert auch dazu auf, PV-Anlagen auf bisher ungenutzten Flächen entlang von Autobahnen und Bahngleisen zu errichten.

„Die Energiewende liegt vor unserer Haustür“, so Aiwanger. „Energieträger wachsen heute schon auf Feldern und in Wäldern und die Sonne scheint an über 1700 Stunden im Jahr in Bayern. Diese Ressourcen effizient und kostengünstig zu nutzen, ist der Schlüssel zum nachhaltigen Erfolg. Jetzt muss die dezentrale Energieerzeugung weiter vorangetrieben werden.“

Ebenfalls gestiegen sei auch die Stromerzeugung aus Biomasse, die 2018 rund 9,2 Terrawattstunden erreichte. Dieser Wachstumstrend wird sich nach Ansicht Aiwangers fortsetzen: „Die Forschung zeigt uns Wege auf, wie wir die Effizienz der Biomasse beispielsweise mithilfe neuer Verfahren deutlich erhöhen können. Wir unterstützen die Umsetzung in der Praxis, wie jüngst die Eröffnung einer Demonstrationsanlage in Niederbayern gezeigt hat.“

Bayern wird zum Stromimporteur

Die Bruttostromerzeugung erreichte 2018 in Bayern insgesamt nur 73,9 Terrawattstunden. Im Vorjahr waren es noch 84,7 Terrawattstunden gewesen. Bei gleichzeitig nahezu unverändertem Stromverbrauch sei für das Jahr 2018 somit erstmals ein erheblicher Stromimport nach Bayern in Höhe von zehn Terrawattstunden zu verzeichnen. Einen Saldo in dieser Höhe habe es bislang noch nie gegeben.

Gründe hierfür seien die Abschaltung des Kernkraftwerks Gundremmingen sowie der Rückgang der Stromerzeugung aus Wasserkraft im Dürrejahr 2018. „Diese Stromlücke wird sich mit der Abschaltung der letzten beiden Kernkraftwerke Gundremmingen C Ende 2021 und Isar II Ende 2022 absehbar weiter vergrößern“, so Aiwanger. Außerdem ergänzte er: „Diese Zahlen zeigen, dass wir alle an einem Strang ziehen müssen, um die Energieversorgung nachhaltig zu sichern. Wir brauchen die Bürger-Energiewende dringender denn je.“

21.2.2020 | Quelle: Wirtschaftsministerium Bayern | solarserver.de
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Es soll das größte Fernwärmeprojekt mit Solarthermie derzeit in Frankreich werden. Und zugleich das erste, bei dem Solarthermie und Grubengas für Fernwärme in Frankreich sorgen. Das kündigte das Energieunternehmen La Francaise de l’Energie (LFDE) aus dem lothringischen Forbach an. Demnach sollen in der Gemeinde Creutzwald in Kürze die Bauarbeiten für die Solarthermieanlage beginnen. Ab Sommer 2020 werde sie dann einsatzbereit sein.

Der Auftrag für die Anlage ging an den finnische Solarthermiespezialist Savosolar. Wie die Firma aus Mikkeli mitteilte, betrage ihre Größe mehr als 5,900 Quadratmeter. Damit werde sie jährlich mehr als 2.600 Megawattstunden erzeugen können. Savosolar liefere zudem den größten Teil des Solarthermiesystems. Dabei handele es sich um die Kollektoren, Rohre, die Wärmetauscher und die Automatisierung. Der Auftragswert betrage 1,3 Millionen Euro. Im letzten Jahr hatte die Firma bereits den Zuschlag für andere Vorhaben in Frankreich erhalten.

Die Anlage entstehe laut LFDE nur 150 Meter entfernt von dem existierenden Fernwärmenetz des lothringischen Versorgers ENES. Dort versorge es Haushalte, Industrieabnehmer, Gewerbe und öffentliche Infrastrukturen. Der Anteil erneuerbarer Energien in der Fernwärme werde sich dadurch versechsfachen. In der Sommerperiode soll die Solarthermieanlage außerdem alleine den Wärmebedarf sichern.

Bisher sorgt Grubengas allein für die Wärme. In der ehemaligen Kohleregion kümmert sich LFDE seit mehr als zehn Jahren um die Erschließung dieser fossilen Ressourcen. Grubengas wird beim Abbau von Kohle freigesetzt. Also ist es häufig in alten Bergwerksstollen zu finden.

Die Gesamtkosten für das Solarwärmeprojekt belaufen sich auf 2,6 Millionen Euro. Die Hälfte davon steuert die französische Energieagentur ADEME bei.

21.2.2020 | Quelle: Savosolar / LFDE | solarserver.de
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Wacker streicht Stellen wegen Siliziumschwäche. „Wir bereiten uns sowohl im Geschäft mit Polysilizium als auch in unseren Chemiebereichen auf eine härtere Gangart im Wettbewerb vor“, sagt Wacker Chemie-Vorstandschef Rudolf Staudigl. Schon im vergangenen Jahr hatte der Konzern unter den schwachen Preisen für den Solarrohstoff gelitten. Nun reagiert Wacker mit einem Sparprogramm. Es nennt sich „Zukunft gestalten“.

Damit will das Unternehmen über Einsparungen „bei den Sachkosten und beim Umfang intern erbrachter Leistungen sowie mit einer schlankeren Organisation jährlich 250 Millionen Euro einzusparen“. Zentrales Anliegen des Programms sei es dabei, die Organisation neu auf die Bedürfnisse und Anforderungen der Kunden auszurichten und so das profitable Wachstum des Konzerns zu unterstützen.

In diesem Zusammenhang sollen bis Ende des Jahres 2022 mehr als 1.000 Stellen in den Verwaltungsbereichen des Konzerns sowie den indirekten und nicht operativen Funktionen der Geschäftsbereiche wegfallen. Der Schwerpunkt liege dabei mit mehr als 80 Prozent auf den Standorten in Deutschland. Das Unternehmen will für den Stellenabbau aber gemeinsam mit den Arbeitnehmervertretern ein Paket von sozialverträglichen Maßnahmen erarbeiten.

Denkbare Instrumente seien beispielsweise Verrentung, Altersteilzeitregelungen oder Aufhebungsverträge. Sofern sich die angestrebten Ziele auf diese Weise erreichen lassen, soll auf betriebsbedingte Kündigungen verzichtet werden. Insgesamt beschäftigt der Konzern weltweit rund 14.500 Mitarbeiter, davon rund 10.000 in Deutschland.

„Mit ,Zukunft gestalten‘ verfolgen wir einen umfassenden Ansatz, um nicht nur Kosten in signifikantem Umfang einzusparen, sondern vor allem die Wettbewerbsfähigkeit von Wacker zu stärken und dauerhaft zu sichern“, wirbt der Konzernchef für die Akzeptanz des Programms.

Personalvorstand Christian Hartel versprach, sich eng mit den Arbeitnehmervertretern abstimmen und zeitnah in konstruktive Verhandlungen eintreten zu wollen. „Wir sind zuversichtlich, dass wir unsere Ziele mit guten und fairen Lösungen erreichen können“, sagte er.

21.2.2020 | Quelle: Wacker Chemie | solarserver.de
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Die Regionalplanung berücksichtige die Wasserkraft zu wenig, monieren die Verbände. „Am Beispiel des Entwurfs des Regionalplans Donau-Iller zeigt sich einmal mehr, dass die Ziele der Energiewende und einer klimaneutralen Energieerzeugung leider eine untergeordnete Priorität haben“, sagt Fritz Schweiger, 1. Vorsitzender der Vereinigung Wasserkraftwerke in Bayern. „Angesichts der Handlungszwänge durch den Klimawandel und der vorhandenen naturverträglichen technischen Lösungen ist das weder zeitgemäß noch zielführend.“

Das aktuelle Ziel der Staatsregierung, die Erzeugung von Strom aus Wasserkraft pro Jahr um eine Milliarde Kilowattstunden in Bayern zu erhöhen, müsse sich auch in der Erstellung der Regionalpläne widerspiegeln, so die Verbände. „Das entspricht der Versorgung von circa 250.000 Vier-Personen-Haushalten – ein Ziel, das wir bei den derzeitigen Rahmenbedingungen nicht erreichen werden“, ergänzt Hans-Peter Lang, Vorstandsvorsitzender des Landesverbandes Bayerischer Wasserkraftwerke eG.

Wasserkraft ist Bestandteil der Energiewende

In ihrer Stellungnahme zum Entwurf der Regionalplanung Donau-Iller kritisieren die VWB und der LVBW, dass es für andere Erneuerbare Energieformen konkrete Ziele und ausgewiesene Vorranggebiete gäbe, die Wasserkraft diesbezüglich aber zu kurz komme. Die Modernisierung, Nachrüstung und Reaktivierung bestehender Anlagen thematisiere die Regionalplanung lediglich grundsätzlich, benenne sie aber nicht als konkrete Ziele. „Wir fordern, dass die Wasserkraft als essenzieller Bestandteil der Energiewende stärker einbezogen wird“, betont Fritz Schweiger von der VWB. Dies gelte für den Regionalplan Donau-Iller, der seit 1987 rechtskräftig ist und aktuell fortgeschrieben wird, aber auch für die gesamte Regionalplanung in Freistaat.

Ökologische Wasserkraftkonzepte sollten im Sinne der Klimaschutzziele vorrangig zugelassen werden. Bei ihrer Bewertung sollten dioe Behörden auch neue naturverträgliche Anlagenkonzepte berücksichtigen. Dies gilt besonders bei bestehenden Querbauwerken. Weiterhin sollten auch für Wasserkraftanlagen Vorranggebiete ausgewiesen werden.

Die Verbände empfehlen zudem, mögliche Win-Win-Lösungen zu nutzen. Ein Beispiel sind Renaturierungs- und Revitalisierungsvorhaben. So könne die Energienutzung mit einem bereits bestehenden Querbauwerk gleich dreifachen Nutzen bringen: Für Lebewesen werde es durchgängig. Es lasse sich dort dezentral klimaschonend Energie erzeugen. Drittens spare der Staat Geld, wenn er Finanzmittel zur Schaffung der Durchgängigkeit zur Verfügung stellen.

Wasserkraft in Bayern

Die Wasserkraft ist die älteste Erneuerbare Energien-Art in Bayern. Rund 4000 Wasserkraftwerke sind in Bayern in Betrieb. In den vergangenen Jahren trugen die Anlagen durchschnittlich zwischen 13 und 15 Prozent zur Bruttostromerzeugung im Freistaat bei.

20.2.2020 | Quelle: VWB, LVBW | solarserver.de
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In den vom Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft finanzierten Forschungsprojekte “Bioenergie – Potenziale, Langfristperspektiven und Strategien für Anlagen zur Stromerzeugung nach 2020“ (BE20plus) und „Next Generation Biogasanlagen“ (NxtGenBGA) wurde wissenschaftlich untersucht, welche Anschlussperspektiven für Bioenergie­anlagen bestehen, wenn diese nach 20 Jahren aus der bisherigen EEG-Förderung ausscheiden. Erhaltenswerte Bioenergieanlagen wollte man damit identifizierbar machen und Bedingungen aufzeigen für einen wirtschaftlichen Weiterbetrieb.

Im Fokus stand für die beteiligten Wissenschaftler insbesondere das Bemühen, technische Konzepte, Kosten und Erlöse, Treibhausgasemissionen und andere Umwelt- und Nachhaltigkeitseffekte für heutige und zukünftig mögliche Anlagenkonfigurationen zu untersuchen und diese mit verschiedenen Geschäftsfeldern für den Weiterbetrieb von Bioenergie-Anlagen zu verbinden. Den Ansatz der Forschungsprojekte erläutert Martin Dotzauer vom DBFZ und Projektleiter von BE20plus. „In den Forschungsprojekten wurden die Bioenergieanlagen im Stromsektor sowohl aus Betreibersicht als auch im Hinblick auf das Gesamtsystem untersucht. Das ist wichtig, damit die Rahmenbedingungen auch tatsächlich zu den energiepolitischen Ambitionen passen und Betreiber ihre Rolle im zukünftigen Energiesystem richtig einschätzen können.“

Rahmenbedingungen sind entscheidend

Auf dem Abschlussworkshop am 19. Februar in Berlin kamen beide Vorhaben übereinstimmend zu dem Ergebnis, dass die zukünftigen ökonomischen Rahmenbedingungen, also der Einsatzstoffpreis für Brennstoffe und Substrate, der CO2-Preis und die allgemeine Preisentwicklung einerseits und die marktseitigen Erlösmöglichkeiten für die unterschiedlichen Leistungen von Bioenergieanlagen andererseits, einen entscheidenden Einfluss für deren Überlebensfähigkeit haben.

Systemisch werden Bioenergieanlagen im Strom- und Wärmesektor mit zunehmendem Ausbau erneuerbarer volatiler Energieträger wieder wichtiger, da die Anlagen eine bereits verfügbare Flexibilitätsoption darstellen, die bei wachsenden Anteilen von fluktuierendem Wind- und Solarstromanteilen für die Versorgungssicherheit erforderlich sind. Betriebskonzepten, die eine hohe technisch-ökonomische Gesamteffizienz aufweisen, sollte also trotz aktuell noch unzureichender Refinanzierung durch Markterlöse eine Übergangsperspektive für deren zukünftigen Beitrag zur Transformation des Energiesystems in Deutschland eingeräumt werden. Auch wenn diese hinsichtlich ihrer bloßen Gestehungskosten tendenziell kostenaufwändiger sind als die fluktuierenden Erzeugungsarten, so die Wissenschaftler.

Flexibilität ist wichtig

„Vor allem flexible Biogasanlagen erfüllen zukünftig zunehmende Funktionen zur Aussteuerung von Unregelmäßigkeiten bei der regenerativen Energieerzeugung. Die bedarfsgerechte Strombereitstellung steht hier ganz vorne. So schneiden z.B. auch saisonale Flexibilitätskonzepte in unseren Untersuchungen recht günstig ab“, resümiert Ludger Eltrop vom IER der Universität Stuttgart und Projektleiter von „NxtGenBGA“.

Martin Dotzauer vom DBFZ ergänzt: „Im Widerspruch zum systemischen Mehrwert der Bioenergie bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien ist ein Weiterbetrieb für den Großteil der Anlagen derzeit schwierig. Insbesondere der Teil, der weitergehende Anforderungen an die Umweltwirkung oder Effizienz nicht so einfach erfüllen kann, wird unter den gegenwärtigen Rahmenbedingungen wahrscheinlich nicht erfolgreich in die Post-EEG-Phase eintreten können. Das ist umso kritischer, da die Anlagen nach dem Atom- und Kohleausstieg insbesondere ab Mitte der 2030er Jahre gebraucht werden, wenn die Energiewende auf die Zielgerade einbiegt“.

Weitere Infos: Bioenergie im Konzert erleben. Solarthemen-Interview mit FNR-Geschäftsführer Andreas Schütte.

20.2.2020 | Quelle: DBFZ | solarserver.de
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