Ein bisschen Wasser, etwas Stickstoff aus der Luft und Strom aus dem Wind- oder Solarpark. Das sind die Bestandteile von Ammoniak, die nach Aussage der Wissenschaftler gut verfügbar sind. Hocheffizient ließe sich aus Ammoniak wiederum Wasserstoff gewinnen. Wie sich Ammoniak als Speicher für Strom tatsächlich nutzbar machen lässt, ist Aufgabe des Projektes „Ammoniak zu Wasserstoff“. Es läuft bis 2022. An dessen Ende soll ein möglichst effizienter Cracker stehen, der die Wissenschaftler direkt mit einer Brennstoffzelle koppeln möchten.

Das ZBT entwickelt diesen Cracker. Wissenschaftler des UDE-Lehrstuhls „Energietechnik“ unterstützen dabei. Dafür setzen die Forscher Simulationsmodelle ebenso ein wie Untersuchungen an realen Prototypen. Idealerweise steht am Ende des Projekts eine Anlage, deren Bestandteile wie Reaktor, Brenner, Wärmetauscher und Isolierung optimal aufeinander abgestimmt sind. Mittelpunkt der Technologie ist der Katalysator, für den in den kommenden Jahren der geeignetste Kandidat gefunden werden soll.

Energieversorgung ohne CO2

Ammoniak ist aus Sicht der Wissenschaftler vielversprechend für eine nachhaltige, kohlenstofffreie Energieversorgung: Es kann aus leicht verfügbaren, günstigen Elementen hergestellt werden. Künftig mit der Energie aus umweltverträglichen Quellen. Hierfür ließe sich Strom verwenden, der aus natürlichen Ressourcen kommt, sich aber bis heute nur unzureichend speichern lässt, zum Beispiel aus großen Photovoltaikanlagen oder Windparks.

Bei Bedarf ließe sich flüssiges Ammoniak mithilfe des Crackers wieder in seine Bestandteile Wasserstoff und Stickstoff zerlegen Eine Brennstoffzelle wandelt das so erzeugte Gas schließlich in elektrische Energie um. als Abgas bilden sich wiederum nur Wasser, Stickstoff und Sauerstoff.

Solche ammoniakversorgten Brennstoffzellensysteme könnten beispielsweise klimaschädliche Dieselaggregate in Entwicklungs- und Schwellenländern ersetzen, in denen kein zuverlässiges elektrisches Netz vorhanden ist. Der Vorteil gegenüber einer direkten Nutzung von Wasserstoff: Ammoniak hat eine hohe Energiedichte. Außerdem lässt es sich nach Aussage der Wissenschaftler einfach transportieren und unkompliziert speichern.

Dabei wäre auch auf dichte Systeme zu achten. Denn gasförmiges Ammoniak riecht stark stechend und ist giftig. Es kann zu Tränen reizen und erstickend wirken. Ammoniak ist allerdings auch eine sehr häufig hergestellte Chemikalie und Grundstoff für weitere Stickstoffverbindungen. Ein sehr großer Teil des Ammoniaks wird zu Düngemitteln weiterverarbeitet.

Die Europäische Union hat das Vorhaben aus Mitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) gefördert. 

5.2.2020 | Quelle: Universität Duisburg-Essen, Zentrums für BrennstoffzellenTechnik GmbH| solarserver.de
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Die Technologie entwickelt hat die Viessmann-Tochter microbEnergy . Technologielieferant für die Elektrolyse ist Siemens. Die beteiligten Unternehmen unterzeichneten nun gemeinsam den Werkvertrag für die industrielle Power-to-Gas-Anlage.

Schlüsseltechnologie für nachhaltiges Energiesystem 

Limeco startet das Projekt unter den Prämissen der schweizerischen „Energiestrategie 2050“. Sie setzt auf Atomausstieg, die Reduktion von Treibhausgasen und den Ausbau von erneuerbarer Energie, wie zum Beispiel Solar- oder Windkraft. 

Für Patrik Feusi, Geschäftsführer bei Limeco, ist die PtG-Technologie allerdings der Schlüssel für ein regionales umweltfreundliches Energiekonzept: „Wir engagieren uns tagtäglich für die saubere Zukunft. Mit Strom aus unserer Kehrichtverwertungsanlage und dem Klärgas aus unserer Abwasserreinigungsanlage liefern wir die zwei wichtigsten Zutaten im Power-to-Gas-Prozess – und zwar am gleichen Standort.“ Darum ergebe das erste Schweizer Hybridkraftwerk genau in Dietikon Sinn.

Nach dem Spatenstich im Frühjahr 2020 soll die Inbetriebnahme für die industrielle Power-to-Gas-Anlage in rund einem Jahr erfolgen. Für den Bau der Anlage ist Schmack Biogas verantwortlich. Die Verbrennung von erneuerbarem Gas anstelle von Heizöl spart dann jährlich 4.000  bis 5.000 Tonnen an Treibhausgasemissionen. Das entspricht damit zum Beispiel dem Verbrauch von 2.000 Haushalten. 

Idealer Standort für Sektorkopplung 

Doris Schmack, Geschäftsführerin der microbEnergy, will mit Sektorkopplung einen ganzheitlichen Ansatz verfolgen. Sie ist von den Voraussetzungen des Schweizer Standorts überzeugt: „Limeco ist mit seinen drei Geschäftsbereichen Abfall- und Abwasserentsorgung sowie Wärmeversorgung für ein Energiesystem mit Power-to-Gas prädestiniert. Der bei der Kehrichtverwertung erzeugte Überschussstrom wird zu Wasserstoff umgewandelt und mit Klärgas aus der Abwasserreinigungsanlage gemischt – so entsteht speicherbares erneuerbares Gas.“ Die PEM-Elektrolyseanlage (Proton Exchange Membrane) von Siemens verfügt über eine Leistung von insgesamt 2,5 MW. Sie kann somit nach Unternehmensangaben bis zu 450 Kubikmeter Wasserstoff pro Stunde erzeugen. Dieser lasse sich dann zusammen mit dem Kohlendioxid aus dem anfallenden Klärgas zu Biomethan umwandeln.. 

Schweizweit enormes Potenzial für Power-to-Gas 

Das Projekt ist durch die Kooperation der Limeco mit der Swisspower AG und regionalen Energieversorgungsunternehmen breit abgestützt. Sie alle sehen ein enormes Potenzial für Power-to-Gas in der Schweiz. Alleine mit PtG-Anlagen an den 100 größten Abwasserreinigungsanlagen der Schweiz könnte der Energiebedarf von über 250.000 Personen gedeckt werden. 

5.2.2020 | Quelle: Viessmann, microbEnergy, Limeco | solarserver.de
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Installieren lässt die ingesamt 6.690 Module das Familienunternehmen Naber Plastics. Der Hersteller von Kunststoffprodukten will den Solarstrom vollständig in der eigenen Produktion einsetzen. Insgesamt soll die auf dem Firmendach installierte Glas-Glas-Photovoltaikanlage im Jahr 1,7 Gigawattstunden Strom erzeugen.

Mit dem Einbau der Glas-Glas-Photovoltaikanlage ist derzeit die Installationsfirma YellowNRG betraut. Sie setzt gemeinsam mit der niederländischen Niederlassung von Solarwatt das Großprojekt um. 

Die Entscheidung für die Zusammenarbeit zwischen Naber Plastics und Solarwatt war bereits im Juni 2019 gefallen. Zuvor hatte der Geschäftsführer des niederländischen Familienunternehmens, Wim Naber, die Dresdner Fertigung besucht hatte. Ihn hat die Kombination aus Glas-Glas-Modulen und langen Garantien überzeugt. „Wenn ich in Solarmodule investiere, möchte ich davon ausgehen können, dass sie jahrzehntelang halten und ich nicht mit unvorhergesehenen Situationen konfrontiert werde. Ich sehe der Umsetzung des Projekts mit Zuversicht entgegen.“

Glas-Glas-Module

Solarwatt hat laut eigener Aussage bereits vor über 20 Jahren das erste Glas-Glas-Modul entwickelt. Inzwischen sieht sich das Dresdner Unternehmen europaweit als Marktführer in diesem Segment der Glas-Glas-Photovoltaikanlagen. Dabei profitiert es auch von den Entwicklungen in der Glasindustrie. Sie kann inzwischen dünne Gläser herstellen, die auch haltbar genug sind. Aufgrund des nur zwei Millimeter dünnen Glases auf der Vorder- und Rückseite der Module sind die neuen, seit wenigen Jahren verfügbaren Glas-Glas-Photovoltaikmodule relativ leicht. Das Material schütze die empfindlichen Solarzellen außerdem besser als Glas-Folien-Module, erklärt Solarwatt. Das komme auch der Lebensdauer der Module zu Gute. Solarwatt gewährt auf Glas-Glas-Photovoltaik-Module eine Produkt- und Leistungsgarantie von 30 Jahren.

Über Solarwatt

Die 1993 gegründete und weltweit tätige Solarwatt GmbH mit Sitz in Dresden ist einer der noch verbliebenen deutschen Hersteller von Photovoltaikmodulen. Es konzentriert sich auf Systemlösungen, ist aber selbst auch in der Produktion tätig. So stellt es zum Beispiel die Glas-Glas-Module in Deutschland her. Das Unternehmen beschäftigt weltweit über 400 Mitarbeiter.

5.2.2020 | Quelle: Solarwatt | solarserver.de
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Insgesamt hat der Energieversorger seitdem rund 240.000 Megawattstunden (MWh) Wärme in den Speicher geladen und zeitversetzt an die Fernwärmekunden abgegeben. Der Großspeicher flexibilisiert die Wärmeversorgung. Die Energiemenge entspricht dem jährlichen Wärmebedarf von zum Beispiel rund 24.000 modernen Einfamilienhäusern.

Dekarbonisierung am Kraftwerkspark Nürnberg-Sandreuth

Mit der Zwischenspeicherung von überschüssiger Energie spart der Wärmespeicher rund 30.000 Tonnen CO2 pro Jahr ein. Er trägt somit zur Dekarbonisierung des Kraftwerksparks Nürnberg-Sandreuth bei.

Bereits mit der Umstellung des Heizkraftwerks (HKW) von Steinkohle auf Erdgas 2005 und mit dem Bau eines Biomasse-HKWs 2012 erzielte die N-ERGIE am Standort jährliche CO2-Einsparungen von 140.000 bzw. 30.000 Tonnen. Der Großspeicher flexibilisiert die Wärmeversorgung,

Hintergrund zum Wärmespeicher der N-ERGIE

Der Nürnberger Wärmespeicher ist heute einer der höchsten Wärmespeicher Europas. Er hat einen Durchmesser von 26 Metern und eine Höhe von 70 Metern. Er arbeitet außerdem als erster Heißwasserspeicher in Deutschland mit einer Zwei-Zonen-Technik. Sie ermöglicht es auf diese Weise, Wasser mit einer Temperatur von über 100 Grad einzuspeichern.

Der Wärmespeicher entkoppelt zudem die Stromerzeugung im HKW Nürnberg-Sandreuth zeitlich von der Wärmeerzeugung. Somit kann das HKW flexibler auf die zunehmenden Schwankungen im Stromnetz und die damit einhergehenden Preisschwankungen an der Strombörse reagieren.

Dezentrale Energiewende

Zwei separate Elektroheizer liefern eine elektrische Leistung von je 25 Megawatt (MW). Sie können Strom in Wärme umwandeln und somit dem Fernwärmesystem zur Verfügung stellen. Die Umwandlung von elektrischer Energie in Wärme ermöglicht es, überschüssige Stromspitzen, die durch ein kurzzeitiges Überangebot an erneuerbaren Strom entstehen, sinnvoll zu nutzen.

Ein Wärmespeicher flexibilisiert die Wärmeversorgung. Weitere Energieträger lassen sich einbinden. Steht ein solcher Wärmespeicher zur Verfügung, können zum Beispiel große solarthermische Kollektoranlagen sehr günstig Wärme liefern. Entsprechende Pläne hat die N-ERGIE aber noch nicht bekannt gegeben.

N-ERGIE

Die N‑ERGIE Aktiengesellschaft in Nürnberg, versorgt einen Teil Nordbayerns mit Strom, Erdgas, Wasser, Fernwärme und Energie-Dienstleistungen. 2018 setzten die rund 2.600 Beschäftigten im N‑ERGIE-Konzern laut eigener Aussage mehr als 2,8 Milliarden Euro um. Eigner der N-ERGIE sind die Städtischen Werke Nürnberg GmbH mit 60,2 Prozent der Anteile und die Thüga AG mit 39,8 Prozent der Anteile.

5.2.2020 | Quelle: N-ERGIE | solarserver.de
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Wie das Unternehmen mitteilt, hat es jetzt insgesamt 2 GW Leistung absetzen können. Der größte Anteil des Zuwachses bei Batterie-Verkäufen entfalle dabei auf Batterie-Wechselrichter für große Speicherprojekte. Die leistungsstärksten SMA-Batterie-Wechselrichter kommen weltweit in Speicherkraftwerken mit und ohne Solaranteil zum Einsatz. Auch dies verhalf somit SMA zum Boom bei Batterie-Verkäufen.

„Bei der Integration von großen Anteilen erneuerbarer Energien in die öffentlichen Netze spielen Speichersysteme eine zentrale Rolle“, sagt Marko Werner, Executive Vice President Large-Scale Storage bei SMA. „Sie sind ein wichtiges Instrument für die Flexibilisierung der Stromversorgung und stellen deren Stabilität sicher.“

2019 dreimal so viel wie 2018

SMA entwickelt nach Aussage von Werner seit mehr als drei Jahrzehnten Lösungen zur Speichereinbindung. „Unsere Kunden in allen Teilen der Welt wissen unsere lange Erfahrung und hohe Systemkompetenz zu schätzen“, so Werner. Dementsprechend habe der Verkauf von Speicherlösungen stark zugelegt. 2019 seien es dreimal so viel wie im Vorjahr gewesen. „Mit nun insgesamt zwei GW installierter Batterie-Wechselrichter-Leistung ist SMA in diesem Bereich weiter mit großem Abstand Weltmarktführer“, meint Werner. „Für die kommenden Jahre erwarten wir weiteres Wachstum des globalen Speichermarkts.“ Der Boom bei Batterie-Verkäufen kann sich demnach fortsetzen.

Große Speicher sichern Netzstabilität

In den vergangenen zwei Jahren sind weltweit zahlreiche große Batteriespeicher-Kraftwerke ans Netz gegangen. Batterie-Wechselrichter integrieren dabei große Speichersysteme in die Versorgungsnetze. Sie sorgen für die Bereitstellung von Regelleistung zur Sicherung der Netzstabilität und für die Absicherung der Stromversorgung. Die Betreiber der Großspeicher halten über die verfügbare Regelleistung die Netzfrequenz stabil. Bereits mehrfach haben die Kraftwerke laut SMA dazu beigetragen, großflächige Stromausfälle zu verhindern.

5.2.2020 | Quelle: SMA Solar Technology AG | solarserver.de
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Ohne Abfall, Abwasser und Abluft: Das Konzept für ein weltweit erstes stadtnahes ultraeffizientes Gewerbegebiet steht.

Der Bau eines Laufwasserkraftwerks am Hochrhein schon im Jahr 1898 hatte die Voraussetzung geschaffen, dass sich energieintensive Industriebetriebe ansiedelten und Arbeiterwohnungen entstanden. Dies war auch die Geburt der Stadt Rheinfelden (Baden).

Das Laufwasserkraftwerk ist bis heute in Betrieb und könnte die Stadtentwicklung auch in Zukunft beeinflussen. Denn zusammen mit mehreren Blockheizkraftwerken produziert es bisweilen mehr Strom als Stadt und Industrie verbrauchen.

»Anstatt den Überschussstrom wie bisher ins Netz einzuspeisen oder einfach die Turbinen abzuschalten, könnte er künftig im gesamten Stadtgebiet Ladesäulen für Elektrofahrzeuge mit Energie versorgen«, regt Ivan Bogdanov an. Gemeinsam mit seinen Kollegen von der Abteilung Effizienzsysteme am Fraunhofer IPA und weiteren Wissenschaftlern von den beiden Fraunhofer-Instituten IAO und IGB hat Bogdanov seit vergangenen Herbst die Industriegebiete am östlichen Stadtrand und die Gewerbegebiete im Stadtteil Herten unter die Lupe genommen und überlegt, wie sich Abfall, Abwasser und Abluft möglichst ganz vermeiden lassen.

Die Forscher knüpfen in ihrem Konzept immer wieder an Bestehendes an. So gibt es im Osten der Stadt bereits ein Leitungsnetz, über das mehrere Industriebetriebe Wasserstoff austauschen.

Dachgewächshäuser auf den Fabriken

In enger Zusammenarbeit mit der Stadt und den ansässigen Unternehmen ist so das Konzept für das weltweit erste stadtnahe, ultraeffiziente Gewerbegebiet entstanden. Es enthält viele praxisnahe Ideen und deckt alle fünf Handlungsfelder der Ultraeffizienz ab. Dazu zählt der Einsatz erneuerbarer Energien, also auch von Photovoltaik und möglicherweise Solarthermie. Wichtig ist auch das Speichern von Energie.

Weitere Hauptbestandteile des Konzeptes sind:
Material – Ressourcenschonend wirtschaften, Stoffkreisläufe aufbauen und so viele Reststoffe wie möglich weiterverwerten;
Emissionen – Abfall, Abwasser, Abluft und Lärm möglichst komplett vermeiden;
Mensch/Personal – Arbeitswege kurz halten, flexible, kooperative Arbeitszeitmodelle etablieren, soziale Einrichtungen in Gewerbegebiete integrieren;
Organisation – Dienstleistungen und Einrichtungen unternehmensübergreifend gemeinsam nutzen.

Dabei knüpfen die Forscher immer wieder an Bestehendes an, um ein ultraeffizientes Gewerbegebiet zu schaffen. So könnte das Wasserstoff-Leitungsnetz künftig auch eine Wasserstofftankstelle versorgen, die dann Brennstoffzellen-Fahrzeuge betanken könnte. Auch für Kunststoffe könnte es bald einen geschlossenen Kreislauf geben. So könnte ein Hersteller von Kunststoffgranulaten in Rheinfelden künftig den Kunststoffabfall von benachbarten Unternehmen verwerten, anstatt wie bisher Primärrohstoffe von weit her zu beziehen. Und ein Medizintechnik-Unternehmen aus dem Stadtteil Herten könnte diese Granulate aus Rheinfelden verwenden, anstatt sie weiterhin anderswo zu beschaffen.

Und die Abwärme aus der Chemie-Industrie, mit der die Stadt bisher ihre Schulen beheizt, könnte in Zukunft auch die Temperatur in Dachgewächshäusern auf den Fabrikgebäuden nachts und im Winter konstant halten. In sie könnten dann auch die CO2-Emissionen, die am Standort anfallen, eingeleitet werden, um das Pflanzenwachstum anzuregen.

Zentrale Dienstleistungen gemeinsam nutzen

Die Stadt könnte sich so wenigstens teilweise selbst mit Obst und Gemüse versorgen. Das würde den Straßenverkehr ebenso verringern wie eine noch zu schaffende Plattform für Mitfahrgelegenheiten. Diese soll auf die gestaffelten Ablösezeiten abgestimmt sein, die in Rheinfelden bereits heute unternehmensübergreifend geregelt sind.

Die ultraeffiziente Stadt baut auf der Kooperation innerhalb von Industrie- sowie Wohnquartieren auf. Dezentrale, erneuerbare Energien, wie die Photovoltaik, sind hier ideale Mitspieler. Vor allem, wenn man sie mit Speichertechnologien kombiniert.

4.2.2020 | Quelle: Fraunhofer-Institut für Produktionstechnik und Automatisierung IPA | solarserver.de
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Insgesamt stehen nach Angaben des Steinbeis Forschungsinstituts Solites aus Stuttgart rund 70 Megawatt thermischer Solarleistung in Deutschland für die Fernwärme bereit. Bei einigen dieser Solarwärmeanlagen ist zwar die Inbetriebnahme erst für die kommenden Monate vorgesehen. Allerdings haben sie die Kollektorfelder bereits 2019 fertig installiert und somit das Wachstum bei solarer Fernwärme vorbereitet.

So wollen die Stadtwerke Ludwigsburg-Kornwestheim im Laufe des ersten Quartals erstmals solare Fernwärme ins Netz einspeisen. Sie verfügen zurzeit mit 14.800 Quadratmetern über die größte Solarthermieanlage Deutschlands. Und in Bernburg fehlt zu den im Dezember aufgestellten Kollektoren nur noch der Wärmespeicher. Ihn wollen die Stadtwerke schon im Frühjahr fertigstellen.

Solare Fernwärme in Ballungsräumen

„Im Jahr 2019 waren es vor allem Stadtwerke in Ballungsräumen, die die Solarthermie für sich entdeckt haben“, bilanziert Thomas Pauschinger, Mitglied der Solites-Geschäftsleitung. Dass in diesem Segment der bestehenden Wärmenetze die Solarthermie für etablierte Versorger inzwischen eine wirtschaftlich interessante Alternative ist, hält der Wissenschaftler für eine bemerkenswerte Entwicklung. Er führt dies auf erfolgreiche Referenzanlagen und viele gute Argumente zurück. Sie sprächen aus Sicht der Versorger für die Solarthermie als Mittel zur Dekarbonisierung ihrer Netze sprächen. Das trage somit zum Wachstum bei solarer Fernwärme bei.

Pauschinger sagt: „Die Solarthermie im großen Maßstab ist technisch ausgereift. Die guten Betriebsergebnisse der ersten kommerziellen Anlagen haben sich inzwischen bei den Versorgern herumgesprochen.“ Der Nachteil erneuerbarer Energien von hohen Investition und entsprechendem Kapitaldienst glichen staatliche Förderprogramme mittlerweile gut aus. Somit wiege der Vorteil dauerhaft niedriger Betriebskosten umso stärker.

CO2-Preis trägt zum Wachstum bei

Auch der beschlossene CO2-Preis trage für große Solarthermieanlagen zu weiterhin wachsenden Marktaussichten bei. Allerdings dürfe dabei der Status Quo der großen Solarthermie nicht überbewertet werden, stellt Pauschinger klar: „Der Anteil der Solarwärme am Fernwärmeumsatz ist heute noch vernachlässigbar gering. Wir gehen aber von einem Marktpotenzial von rund 20 Gigawatt aus und erwarten ein anhaltendes Marktwachstum in den kommenden Jahren.“

Wie der Rahmen für ein nachhaltiges Wachstum bei solarer Fernwärme ausgestaltet werden muss, ist eines der Topthemen beim „4. Forum Solare Wärmenetze“. Zu ihm lädt das Steinbeis Forschungsinstitut Solites und der Fernwärmebranchenverband AGFW am 26. Mai dieses Jahres nach Stuttgart. Neben den zahlreichen neuen Projekten sind auch die aktuellen Fördermöglichkeiten, Know-how zur erfolgreichen Projektentwicklung und ein Blick in internationale Märkte weitere Themen der Veranstaltung.

4.2.2020 | Quelle: solites | solarserver.de
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Im Gegensatz zum klassischen Leasing schließt das neue Mobilitätsangebot „sonnenDrive“ als Abo für Elektroautos Zusatzkosten für beispielsweise die Versicherung, Werksfracht, Wartung, jahreszeitgerechte Bereifung oder mögliche Batteriemieten schon mit ein. Die Kunden sollen die Elektroautos für eine „All-inclusive“-Monatsrate ohne langfristige Verpflichtungen abonnieren können. Die kürzeste Laufzeit beträgt sechs Monate.

Die sonnen GmbH, eine Tochter von Shell, setzt allerdings darauf, dass die Kunden nach einer ersten Testphase langfristig auf Elektromobilität umsteigen, wenn bestimmte Einstiegshürden wegfallen.
 
In einem Webshop können die Kunden unter aktuell zehn Modellen verschiedener Automarken das passende Elektroauto auswählen. Das Einstiegsmodell, einen Seat Mii, gibt es ab 250 Euro pro Monat bei einer Laufzeit von 6 Monaten. Zu den weiteren Modellen gehören zum Beispiel der Renault Zoe, der BMW i3 oder der Audi e-tron. Die kosten allerdings mehr. Eine Anzahlung oder Abschlussrate gibt es nicht, so dass der Kunde kein Restwertrisiko trägt.

Das Angebot nutzen können allerdings nur Kunden, die bei sonnen zumindest einen Stromvertrag abschließen, um damit Ökostrom aus der sonnenCommunity zu beziehen.
 
Eine Testphase habe gezeigt, dass sich das Konzept bewährt. so sonnen. Auch zahlreiche Bedenken gegenüber der Elektromobilität ließen sich ausräumen. 80 Prozent der Testkunden gaben an, die „Reichweitenangst“ abgelegt zu haben. Sie konnten die Reichweite ihres Autos problemlos in den Alltag integrieren.
 
„Das hohe Interesse an sonnenDrive hat unsere Erwartungen weit übertroffen“, sagt Sascha Koppe, Country Manager DACH bei sonnen: „Es ist offenbar das richtige Angebot zur richtigen Zeit, in der viele Menschen über ein Elektroauto nachdenken, aber der letzte Entschluss noch fehlt.“

Virtuelle Kraftwerke

Perspektivisch ist auch die Einbindung der Elektroautos von sonnenDrive in sonnens virtuelles Kraftwerk möglich. In Verbindung mit den Batteriespeichern können sie dann auch als intelligente Verbraucher Aufgaben im Stromnetz übernehmen. So ließen sie zum Beispiel dann laden, wenn zu viel Windenergie im Netz ist.
 
Bereits nach Bekanntgabe von sonnenDrive als Abo für Elektroautos im November 2019 hatten sich nach Aussage des Unternehmen mehrere tausend Interessenten bei sonnen angemeldet.

Sonnen erschließt sich mit sonnenDrive einen neuen Geschäftsbereich. „Den ersten Schritt haben wir ja Anfang 2018 schon mit dem sonnenCharger gemacht“, erklärt Pressesprecher Mathias Bloch. „Mit sonnenDrive setzen wir den Weg fort. Für uns ist das eigentlich aus zwei Gründen wichtig. Zum einen können wir unseren bestehenden Kunden ein komplettes Angebot machen, um den Haushalt auf erneuerbare Energien umzustellen, inkl. Mobilität.Auf der anderen Seiten wollen wir auch Menschen ansprechen, die sich für ein Elektroauto interessieren und damit potenziell auch an unseren anderen Produkten und Dienstleistungen interessiert sind. Viele Kunden kommen tatsächlich über das Elektroauto auf die eigene Stromerzeugung, was ja auch naheliegend ist. Insofern wollen wir damit also auch unsere Kundenanzahl erhöhen.“

4.2.2020 | Quelle: sonnen GmbH | solarserver.de
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Bisher ist das Recycling der Akkus nicht optimal. Dabei stecken in ihnen wertvolle Rohstoffe wie Kobalt, Nickel, Kupfer und Lithium. Die Europäische Union hat sich daher ein Recycling-Ziel von 50 Prozent gesetzt. Um diese Zahl zu erhöhen, forscht die TU Bergakademie Freiberg im Verbundprojekt „InnoRec“ an weiteren Möglichkeiten zur mechanischen Aufbereitung. So wollen die Forscher das Recycling von Lithium-Ionen-Batterien verbessern.

Bisher schmelzen Verwertungsbetriebe Lithium-Ionen-Akkus im Rahmen des Recyclings meist ein und trennen die Bestandteile später wieder chemisch voneinander getrennt. Das ist aber sehr aufwendig und teuer. Denn eine Batterie oder ein Akku bestehen aus einem komplexen Stoffgemisch, darunter Graphit, Aluminium, Kupfer, Nickel, Kobalt, Mangan und Lithium. Die genaue Zusammensetzung der jeweiligen Bestandteile unterscheidet sich dabei je nach Hersteller. Das erschwert die Aufbereitung zusätzlich.

Klassische Aufbereitung

Um vor allem Lithium besser und in größeren Mengen zurückgewinnen zu können, setzen die Wissenschaftler/innen des Instituts für Mechanische Verfahrenstechnik und Aufbereitungstechnik (MVTAT) an der TU Freiberg auf klassische Aufbereitungstechniken. Dazu zählen das Zerkleinern, Trocknen und Sortieren. Diese Techniken lassen sich auf unterschiedliche Lithium-Ionen-Akkus anpassen. Herauskommen sollen am Ende klein geschredderte Akkubestandteile. Diese lassen sich mit Hilfe eines Luftstroms so sortieren,  dass am Ende nur noch die schweren Metallteilchen  aus dem Gehäuse übrig bleiben. Diese gewinnen die Forscher im Vergleich zum Schmelzverfahren zurück. Sie stehen so dem Stoffkreislauf als Sekundärrohstoffe wieder zur Verfügung.

Elektroschrott besser entsorgen

„Doch auch für unseren Ansatz ist die fachgerechte Entsorgung der alten Batterien und Akkus essentiell“, erklärt Prof. Urs Peuker vom MVTAT. Bisher landet noch viel zu viel im Hausmüll oder verbleibt in der Schublade Zuhause.“

Ziel des vom Bundesministerium für Bildung und Forschung bis 2022 geförderten Projektes „InnoRec“ im Kompetenzcluster „ProZell“ ist es, das Recycling von Lithium-Ionen-Batterien stofflich effizienter und gegenüber weiter- und neuentwickelten Batteriematerialien robuster zu machen. Der Ansatz soll später auch für neue Batteriesysteme und Elektronikschrott nutzbar sein.

Beteiligt sind neben der TU Bergakademie Freiberg, die TU Clausthal, die TU Braunschweig, die RWTH Aachen und das das MEET in Münster. Die Ergebnisse des Projektes werden somit in die Lehre – vor allem bei Praktika und Vorlesungen – der Universitäten einfließen und Basis für Abschlussarbeiten sein.

4.2.2020 | Quelle: TU Bergakademie Freiberg | solarserver.de
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Die überarbeitete „Richtlinie über die Förderung der Energieberatung für Wohngebäude (Vor-Ort-Beratung, individueller Sanierungsfahrplan)“ tritt am 1. Februar 2020 in Kraft. Diese Förderung zielt auf die intelligente Einsparung von Energie in Wohngebäuden durch qualifizierte und unabhängige Energieberater. Dies schließt den Einsatz erneuerbarer Energien, wie Solarthermie, Photovoltaik und Biomasse, ein.

Kommunen können unterstützen

Konkret erhöht der Bund die Förderung von bisher 60  auf 80 Prozent des förderfähigen Beratungshonorars . Der Höchstsatz steigt auf 1.300 Euro für Ein- und Zweifamilienhäuser (bisher 800 Euro) und 1.700 Euro für Wohngebäude mit mehr als zwei Wohneinheiten (bisher 1.100 Euro). Kommunen oder Bundesländer können die Energieberatung zusätzlich unterstützen. Der Beratungsempfänger muss allerdings einen Eigenanteil von mindestens zehn Prozent selbst tragen.

Im Fokus der Energieberatung, die sich in erster Linie an Eigentümer (einschließlich Wohnungseigentümer) richtet, steht eine umfassende Bestandsaufnahme des energetischen Zustands des Gebäudes. Die Berater zeigen den Kunden auf dieser Basis auf, wie er das Wohngebäude zu einem KfW-Effizienzhaus modernisieren kann. Der Bund fördert aber auch einen individueller Sanierungsfahrplan. Dieser enthält Vorschläge zur schrittweisen Verbesserung der Energieeffizienz. Damit kann der Eigentümer die energetische Sanierung nach und nach angehen. Ein wichtiger Bestandteil der Beratung sind die voraussichtlichen Investitionskosten und das Thema Fördermittel. Dazu erhält der Hausbesitzer die Ergebnisse in einem Energieberatungsbericht.

Energieberatungsberichte 

Qualifizierte Energieberatern erstellen die Energieberatungsberichte. Diese verpflichten sich, neutral zu beraten. Privatpersonen und kleinen sowie mittleren Unternehmen können das Programm nutzen. Der Bund fördert Beratungen für Wohngebäude, deren Bauantrag oder Bauanzeige mindestens zehn Jahre zurückliegt.

Energieberater müssten die die Anträge vor Beginn der Beratung durch den beim BAFA stellen. Nähere Informationen sind beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (www.bafa.de) verfügbar. Antragsberechtigte Energieberater/innen finden Sie in der Energieeffizienz-Expertenliste für Förderprogramme des Bundes.

3.2.2020 | Quelle: BAFA | solarserver.de
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Sogenannte Floating PV-Anlagen (FPV)auf künstlichen Seen können nach Aussage des ISE dazu beitragen, Landnutzungskonflikte für den PV-Ausbau zu entschärfen. Darüber hinaus weise die Technologie einige Vorteile gegenüber Freiflächenanlagen auf. Das sind beispielweise die erhöhte Stromproduktion aufgrund des Kühleffekts des Gewässers oder eine höhere Flächennutzungseffizienz. Das technische Potenzial auf Braunkohle-Tagebauseen in Deutschland schätzt die Studie auf 56 GW. Nach Abzug der für Freizeitaktivitäten, Tourismus, Natur- und Landschaftsschutz relevanten Flächen verbleibt für Solarkraftwerke auf Braunkohle-Tagebauseen so ein wirtschaftliches Potenzial von 2,74 GW.

Neues Konzept

„Schwimmende PV-Kraftwerke sind ein relativ neues Konzept für die Nutzung von Photovoltaik, für das jedoch weltweit ein großes Stromerzeugungspotenzial besteht“, erklärt Andreas Bett, Institutsleiter des Fraunhofer ISE. Für das Gelingen der Energiewende werde in Deutschland – je nach Szenario – ein Photovoltaik-Ausbau von bis zu 500 Gigawatt benötigt. Aufgrund der begrenzten landwirtschaftlichen Nutzfläche müssten landneutrale Lösungen entwickelt werden. Floating PV (FPV) erreicht laut Bett eine hohe Flächennutzungseffizienz von ca. 1,33 MW je Hektar installierte Leistung. Durch die Montage über Wasser könne zudem ein etwas höherer Ertrag aufgrund geringerer Betriebstemperaturen erzielt werden.

Montiert werden die Module und in den meisten Fällen auch die Wechselrichter auf Schwimmkörpern. Diese sind die je nach Lösung am Ufer oder im Seegrund zu verankern. Tagebauregionen sind insofern gut geeignet, da sie netztechnisch bereits gut angeschlossen sind. Ist eine Verankerung an Land nicht möglich, können z.B. klassische Schiffsanker zum Einsatz kommen. Das führt je nach Seetiefe aber zu Mehrkosten. Die Stromgestehungskosten von Floating PV-Anlagen liegen im Schnitt um 10 bis 15 Prozent über denen von herkömmlichen Freiflächen-PV-Kraftwerken.

Potenzial von Solarkraftwerken auf Braunkohle-Tagebauseen

Durch den Braunkohletagebau entstanden in Deutschland knapp 500 Tagebauseen mit einer Gesamtfläche von 47.251 Hektar. Die meisten davon liegen in Brandenburg (29,8%), Sachsen-Anhalt (28,2%) und Sachsen (15,7%). Vom technisch nutzbaren Installationspotenzial in Höhe von 56 GW für Solarkraftwerke auf Braunkohle-Tagebauseen zog das ISE die für Freizeitaktivitäten, Tourismus, Natur- und Landschaftsschutz relevanten Flächen ab. Tagebauseen mit weniger als einem Hektar Fläche oder erheblichen Seetiefenschwankungen sowie Seen, die keine Verankerung der Anlage am Ufer zulassen, wurden aus Kostengründen ausgeschlossen.

Wirtschaftlich erschließbar

Das gesamte wirtschaftlich erschließbare Potenzial für Solarkraftwerke auf Braunkohle-Tagebauseen schätzt das Projektteam auf 4,9 Prozent der theoretischen Seefläche, was einer installierten Leistung von 2,74 GW in Deutschland entspricht. Die größten Potenziale für Solarkraftwerke auf Braunkohle-Tagebauseen liegen dabei in der Lausitz und im Mitteldeutschen Revier. Andere künstliche Gewässertypen sowie die natürlichen Standgewässer wurden in der Studie nicht berücksichtigt, sodass von einem insgesamt deutlich größeren Potenzial auszugehen ist. In Deutschland gibt es 4474 künstliche Standgewässer, die meist aus dem Tagebau für Baumaterialien entstanden sind. So gibt es 725 Baggerseen und 354 Kiesseen. Der Anteil der Braunkohletagebauseen liegt nur bei 12,9 Prozent.

Schwimmende PV in den Niederlanden

In den Niederlanden ist die Vergütung ausreichend, um Floating PV wirtschaftlich umsetzen zu können. Der Projektieret BayWa r.e. hat dort bereits erste Anlagen installiert. Edgar Gimbel, Head of Power Plant Engineering bei der BayWa r.e. Solar Projects GmbH betont: „In den Niederlanden haben wir bereits drei Projekte mit einer installierten Leistung von insgesamt rund 25 MW realisiert. Mit den Bauarbeiten für Europas größten schwimmenden Solarpark (27,4 MW) haben wir kürzlich begonnen.“ Die Studie des Fraunhofer ISE zeige, dass in Deutschland ein immenses Potenzial für Floating PV bestehe. „Jetzt gilt es die richtigen Rahmenbedingungen zu schaffen und die Genehmigungspraxis zu vereinfachen, um dieses Potenzial heben zu können“, so Giebel.

Anreize für Floating PV schaffen

Weil die Investitionskosten für FPV etwas höher liegen als bei herkömmlichen PV-Freiflächenanlagen (FFA), kommen sie bisher in Ausschreibungen nicht zum Zug. „Sinnvoll wären deshalb Innovationsausschreibungen speziell für FPV und andere flächenneutrale PV-Kraftwerke, die noch einen Marktanschub benötigen“, erklärt Harry Wirth. Er ist Bereichsleiter Photovoltaik- Module und Kraftwerke am Fraunhofer ISE. ER schlägt für die Anlagen eine Privilegierung im Baurecht for. So will er aufwändige Änderungsverfahren des Flächennutzungsplans vermeiden. Die gelte ähnlich heute schon schon für die Nutzung von Flächen für Windkraft und Kernkraft.

Zudem empfehlen die Wissenschaftler, Tagebau-Seen im EEG als Konversionsfläche einzuordnen, weil sich künstliche Standgewässer oft in Rohstoffabbaugebieten befinden. So könnten FPV-Projekte an Ausschreibungen der Bundesnetzagentur teilnehmen. Um FPV auf Tagebauseen zu installieren, könnte es auch sinnvoll sein, diese Nutzungsform in die Sanierungsrahmenpläne der ehemaligen Tagebaue mit aufzunehmen. Da FPV-Anlagen eine konkurrierende Nutzungsform zu Tourismus, Naherholung, Naturschutz und Wasserwirtschaft darstellen können, wird zudem die Erforschung der Umweltverträglichkeit und Akzeptanz an einem FPV-Prototypen in Deutschland empfohlen. Auch eine Methode zur Bürgerbeteiligung speziell für die Umsetzung von FPV-Kraftwerken sieht das Projektteam des Fraunhofer ISE als sinnvoll an.

3.2.2020 | Quelle: Fraunhofer ISEhttps://www.ise.fraunhofer.de solarserver.de
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Am 31. Januar hat das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) den grundsätzlichen Rollout für das Smart-Metering verkündet. Dies gilt aber noch nicht für Photovoltaik-Smart-Metering.

Zwar kommt die Marktanalyse des BSI zu dem Ergebnis, dass die technischen Voraussetzungen für Smart-Meter-Gateways erfüllt sind. So gibt es nun drei unabhängige Unternehmen, die intelligente Messsysteme am Markt anbieten. Das ist eine Grundvoraussetzung für den Rollout. Dies bedeutet laut Marktanalyse des BSI aber nicht, dass alle möglichen Anwendungsfälle für das Smart-Metering damit schon eine Freigabe erhalten. So trifft dies nicht auf das Photovoltaik-Smart-Metering zu.

Smart-Meter nicht für alles geeignet

So erklärt das BSI, die zur Verfügung stehenden Smart-Meter seien noch nicht für alle Messaufgaben geeignet. Das betrifft zum einen Letztverbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresstromverbrauch. Das gilt aber auch für Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW. So ist es der Marktanalyse zu entnehmen: „Die Messaufgabe kann bei Anlagen dieser Größe nicht mit den aktuell zertifizierte nintelligenten Messsystemen realisiert werden.“

Unterschiedliche Digitalisierungsansätze von Gesetzen

Darüber hinaus gibt es eine weitere Hürde. Wie das BSI erklärt enthalten das Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) und das Erneuerbare-Energien-Gesetz noch „unterschiedliche Digitalisierungsansätze“. Das Bundesamt verweist auf den „Fahrplan für die weitere Digitalisierung der Energiewende“ des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi). Demnach lasse das EEG in zahlreichen Fällen explizit das Steuern und Schalten von Erzeugungsanlagen ohne Einbindung eines Smart-Meter-Gateways (SMGW) zu. Das BMWi habe deshalb zügige Rechtsänderungen zugunsten der Netzintegration von EEG- und KWKG-Anlagen über das Smart-Meter-Gateway angekündigt. Doch eine abschließende Beurteilung zur Feststellung der technischen Möglichkeit zum Einbau intelligenter Messsysteme bei EEG- und KWKG-Anlagen könne zum aktuellen Zeitpunkt nicht erfolgen, so das BSI. Photovoltaik-Smart-Metering ist demnach noch nicht einsetzbar. Eine neue Bewertung müsse daher der nächsten Aktualisierung der Marktanalyse vorbehalten bleiben. Diese kündigt das BSI für einen Zeitraum unmittelbar nach Anpassung des Rechtsrahmens, jedoch spätestens zum 30. Oktober 2020 an.

3.2.2020 | Quelle: BSI| solarserver.de
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Die beiden Verbände sehen in angekündigten Maßnahmen der NRW-Landesregierung zwar gute Ansätze. Sie reichten aber nicht aus, um der Photovoltaik zu einem echten Durchbruch zu verhelfen. „Wir meistern Kohle- und Atomausstieg nur mit einem Erneuerbaren-Boom“, so LEE-Vorsitzender Reiner Priggen. „Die Photovoltaik muss neben der Windenergie dafür massiv ausgebaut werden. PV ist ein echter Preis-Leistungs-Knüller. In den letzten zehn Jahren sind die Preise massiv gefallen, die Leistung aber stark gestiegen. Gehemmt wird der Zubau vor allem durch Bürokratie und Auflagen. Wenn die Landesregierung Solar entfesseln will, muss sie hier anfangen.“ Die Bürokratie für Photovoltaikanlagen sei zu verringern.

Rahmenbedingungen für Solarausbau verbessern

Nicht nur Dachflächen, auch weitere ungenutzte Flächen müssen für die Photovoltaik leichter nutzbar gemacht werden. „In den Ausschreibungen für Freiflächen räumen regelmäßig Bayern, Baden-Württemberg und östliche Bundesländer ab. Warum untersagt NRW seinen Landwirten auf ihren Grundstücken immer noch die Nutzung von PV“, fragt sich Reiner Priggen. Um Flächenkonflikte zu vermeiden, schlägt Priggen vor, das Freiflächenverbot zunächst für Landwirte zu öffnen, die auf eigenen Flächen eigene Anlagen bauen wollen. Auch hier bremse die Bürokratie für Photovoltaikanlagen den Ausbau.

Ein ebenfalls großes Potenzial liegt bei der Nutzung von Gewerbedächern- und Flächen. Seit einigen Monaten bereite die Landesregierung eine Solarinitiative für Gewerbeflächen vor, so die Verbände. Bisher aber ohne bekanntes Ergebnis. Weiter ließen sich etwa die Parkhäuser und Parkplätze in NRW mit Solaranlagen ausstatten und mit intelligenten Ladekonzepten für die E-Mobilität verknüpfen. Auf Seen könnte die sogenannte Floating-PV, also schwimmende Solaranlagen, ein zusätzliches Potenzial erschließen. Allein das Niederrheinische Revier komme auf ein Potenzial von 35 MW. Dafür bräuchte es aber vereinfachte Genehmigungsverfahren und Leitfäden für die Praxis, so die Verbände, und weniger Bürokratie für Photovoltaikanlagen.

Hürden sollen weg

Priggen: „Wir müssen heute, hier und jetzt alle Möglichkeiten auf den Weg bringen, alle Optionen prüfen. Erleichterungen müssen her, Hürden und Hemmnisse müssen weg. Dann kann es was werden mit der Energiewende.“

Solarenergie in NRW reicht aus, um potentiell die Hälfte des gesamten Strombedarfes zu decken. Ausreichend dafür wäre bereits eine Fläche von nur 1,4 Prozent des Landes. Stattdessen friste Photovoltaik in NRW aber immer noch ein Schattendasein, meint Prisen „Die Fesseln der Solarenergie in NRW müssen weg.“

Solar-Info-Center für NRW

Dazu zählen die Verbände auch nicht ausreichende Informationen. Sie schlagen daher die Gründung eines unabhängigen, bürgernahen „Solar-Info-Center NRW“ vor: online und vor Ort. Peter Asmuth, Erster Vorsitzender der DGS NRW, fragt: „Warum haben nicht alle 11 Millionen Dächer in NRW eine Solaranlage? Weil zu wenige wissen, dass PV fast überall möglich, einfach und kostengünstig ist. Es gibt zwar viele gute Informationen und Angebote, aber nicht gebündelt, nicht unabhängig, nicht kostenfrei. Viele Interessierte sind von den Anforderungen, den Rahmenbedingungen und den Möglichkeiten überfordert. Das wollen wir mit einem Solar-Info-Center NRW ändern.“

Aktuell sind in Nordrhein-Westfalen rund 280.000 Photovoltaikanlagen in Betrieb. Das sind etwa 17.300 mehr als noch Ende 2018. Insgesamt kommen die installierten Anlagen auf eine Leistung von rund 5.300 Megawatt. Im Vergleich der Bundesländer liegt NRW damit an dritter Stelle. Bisher stammen aber nur etwas mehr als 3 Prozent des in NRW verbrauchten Stroms aus Solarenergie.

3.2.2020 | Quelle:  LEE NRW, DGS NRW | solarserver.de
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Mit 339 Megawatt Photovoltaik-Zubau im Dezember ist das Jahr 2019 auf anhaltend gutem Niveau zu Ende gegangen. Das geht aus den Zahlen der Bundesnetzagentur hervor. Insgesamt kam der Zubau im Jahr 2019 damit auf 3,9 Gigawatt.

Da dieser Photovoltaik-Zubau im Jahr 2019 deutlich über dem von der Bundesregierung anvisierten Zubaukorridor liegt, sinkt nun die Degression der Fördersätze. Ab Januar gilt schon der neue Degressionssatz von 1,4 Prozent. Bislang waren es 1 Prozent. Die Einspeisevergütung liegt damit für Anlagen bis 10 kW Leistung, die ab diesem Januar an das Netz gehen, bei 9,87 Cent pro Kilowattstunde. Ab Februar sind es dann nur noch 9,72 Cent pro Kilowattstunde.

Bei der Windenergie sieht es nicht so rosig aus. Im Dezember 20109 kamen an Land Windkraftanlagen mit nur 200 Megawatt ans Netz. Offshore waren es saisonbedingt sogar nur 19 Megawatt. Damit kam der Windenergie-Zubau in Deutschland im Jahr 2019 insgesamt auf 2 Gigawatt. Das entspricht also nur der Hälfte vom Photovoltaik-Zubau im Jahr 2019. 0,9 Gigawatt des Windenergie-Zubaus entfielen auf Anlagen an Land. 1,1 Gigawatt wurden offshore auf hoher See errichtet.

Mit der heute veröffentlichten Marktanalyse hat das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) die technische Möglichkeit zum Einbau von Smart-Meter-Gateways als Herzstück des intelligenten Messsystems festgestellt. Damit sind die Voraussetzungen des Messstellenbetriebsgesetzes erfüllt, der Startschuss für das Smart-Meter-Rollout ist gefallen. Smart-Meter-Gateways werden wesentlich zur Stärkung der digitalen Souveränität Deutschlands im Energiebereich beitragen. „Nach einem jahrelangen Prozess kann nun die systematische Einführung intelligenter Messsysteme beginnen und eine zentrale Säule der Energiewende realisiert werden“, so Anke Hüneburg, Bereichsleiterin Energie im ZVEI.

Mit der Marktanalyse bestätigt das BSI, dass die zertifizierten Smart-Meter-Gateways die hohen Sicherheitsanforderungen sowie eichrechtlichen Bedingungen erfüllen. Die Smart-Meter-Gateways wurden nach Anwendungsfällen differenziert freigegeben. „Hier hätten wir uns durchaus ein offensiveres, innovationsfreundlicheres Ergebnis gewünscht, denn technisch ist bereits heute nachweislich viel mehr möglich“, bewertet Hüneburg die Marktanalyse. Das Potenzial, das sich durch die hochsichere Kommunikationsplattform des Smart-Meter-Gateways biete, müsse breit nutzbar gemacht werden. Der Prozess dazu müsse trotz Startschuss für das Smart-Meter-Rollout schneller und unkomplizierter laufen als bisher.

„Die Marktanalyse des BSI und der Fahrplan für die weitere Digitalisierung der Energiewende aus dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) belegen, dass die Geräte technisch jetzt schon mehr Anwendungsfälle bedienen können. Wir erwarten demnach insbesondere hinsichtlich des Einsatzes bei Erneuerbare-Energien-Anlagen noch in diesem Jahr Fortschritte und vertrauen hier auf entsprechende Ankündigungen durch BMWi und BSI“, so Hüneburg.

Die Marktanalyse des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik kann unter nebenstehenden Link heruntergeladen werden.

31.01.2020 | Quelle: ZVEI | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Duke Energy Renewables, eine Tochtergesellschaft von Duke Energy, gab bekannt, dass das Lapetus Solar-Projekt mit einer Leistung von 100 Megawatt im texanischen Andrews County in Betrieb gegangen ist. Es ist das zweite kommerzielle Solarprojekt von Duke Energy in Texas und das erste große Solarprojekt in Andrews County. „Texas liegt landesweit an vierter Stelle für Solarenergie. Wir freuen uns, dass Lapetus Solar jetzt online ist und zum Wachstum der kommunalen Anlagen für saubere Energien beitragen wird “, sagt Rob Caldwell, Präsident von Duke Energy Renewables.

Das Projekt, das Duke Energy Renewables im Februar 2019 von 7X Energy übernahm, beschäftigte in der Hochbauphase bis zu 240 Mitarbeiter. Es enthält über 340.000 Photovoltaik-Module auf zirka 800 Hektar. „7X hat das Lapetus Solar-Projekt ins Leben gerufen und entwickelt, und wir sind stolz darauf, Andrews County bei seinem ersten großen Solarprojekt zu unterstützen“, sagt Clay Butler, Präsident und CEO von 7X Energy. „Wir sind Andrews County dankbar, dass sie Solar in der örtlichen Gemeinde willkommen geheißen hat und die damit verbundenen wirtschaftlichen Vorteile.“

Mehrjährige Stromlieferverträge

Die im Rahmen des Lapetus Solar-Projekts erzeugte Energie wird an das ERCOT-Netz geliefert und im Rahmen von drei mehrjährigen Stromlieferverträgen (PPA) verkauft. Das Design der Anlage, die Beschaffung von PV-Modulen, Wechselrichtern, die Bilanzierung von Anlagensystemen und der Bau des Projekts wurden von Swinerton Renewable Energy durchgeführt. Duke Energy Renewables schloss die Projektentwicklung ab, leitete den Bau des Projekts und wird die Anlage betreiben und verwalten.

Neben dem Lapetus Solar-Projekt in Andrews County gab Duke Energy Renewables 2019 die Akquisition des 200-MW Holstein Solar-Projekts in Nolan County und des 200-MW Rambler Solar-Projekts in Tom Green County, Texas, bekannt. Beide Projekte werden bis Mitte 2020 kommerziell betrieben. Duke Energy ist einer der führenden Anbieter von erneuerbaren Energien in den USA. Bis Ende 2020 will das Unternehmen 8.000 Megawatt Wind-, Solar- und Biomasseenergie besitzen.

31.01.2020 | Quelle: Duke Energy | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Der EU-Emissionshandel (EU-ETS) kontrolliert nur knapp die Hälfte der in der Europäischen Union verursachten CO2-Emissionen. Wie man das System auf alle Emissionsquellen inklusive der Landwirtschaft und auf alle Treibhausgase ausweiten könnte, hat ein Forscherteam um Professor Gernot Klepper vom Kieler Instituts für Weltwirtschaft untersucht. Die Wissenschaftler wollen auch alle erneuerbaren Energien mit einbeziehen. Sie plädieren dafür, die Zertifikatpflicht bei den Bereitstellern der Brennstoffe einzuführen und nicht bei den Betreibern diverser kleiner Emissionsquellen wie Heizungen oder Pkws. Sie haben berechnet, dass Biogas aus Gülle ab einem Preis von 50 Euro pro Tonne CO2-Äquivalent die zweitgünstigste Energiequelle im Stromsektor nach Windenergie wäre. Professor Klepper: „Wenn alle Energieformen und Verursacher auf gleiche Weise einen Preis für ihre THG-Emissionen zahlen, ist das gerecht und effizienter als die momentane Vielzahl von Regelungen. Mit diesem System würde sich der kostengünstigste Weg zum Klimaschutz automatisch durchsetzen.“

Aktuell beachtet der 2003 eingeführte EU-Emissionshandel nur die CO2-Emissionen großer Verbrennungsanlagen ab 20 MW und die des innereuropäischen Luftverkehrs. Hinzu kommt, dass die Preise für Emissionsrechte im ETS bislang nicht hoch genug für eine signifikante Änderung der Energieversorgungsstruktur sind. In einem erweiterten Emissionshandelssystem, von den Forschern ETSPLUS genannt, wären auch die Emissionen des Straßenverkehrs, der privaten Haushalte und hier insbesondere der Wärmeerzeugung, der Landwirtschaft und des Dienstleistungssektors zertifikatpflichtig. Damit wären etwa doppelt so viele Emissionen wie bisher erfasst. Außerdem würden neben CO2 auch weitere Treibhausgase sowie Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie berücksichtigt.

Klimaschutzpolitik vereinheitlichen

Übergeordnetes Ziel des ETSPLUS ist es, die derzeitige, durch eine Vielzahl unterschiedlicher Maßnahmen geprägte Klimaschutzpolitik durch ein einheitliches und allgemeingültiges System abzulösen. Dies soll Ineffizienz, der Überförderung einzelner Bereiche und zu hohen Kosten vorbeugen. Für die erneuerbaren Energien bedeutet dies, dass sie im direkten Vergleich mit den konventionellen Energieträgern stehen und hier Vorteile aufgrund ihrer geringeren THG-Emissionen haben. Andererseits stehen sie aber auch untereinander im Wettbewerb. Mittelfristig würden sich die kostengünstigsten Technologien zur THG-Vermeidung durchsetzen.

Ein ETSPLUS müsste auf EU-Ebene im Zuge eines ordentlichen Gesetzgebungsverfahrens eingeführt und durch die Mitgliedsstaaten in nationales Recht übertragen werden. In Deutschland wäre im Wesentlichen das Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG) betroffen.

Die Studie „Konsistente Förderung erneuerbarer Energien durch eine Ausweitung des europäischen Emissionshandels (ETSPLUS)“ wurde von Wissenschaftlern des Instituts für Weltwirtschaft (IfW) an der Christian-Albrechts-Universität zu Kiel in Zusammenarbeit mit der Universität Göttingen und den Firmen meo-consulting und energynautics erstellt. Der Abschlussbericht steht auf Homepage des Projektträgers Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR) zur Verfügung.

31.01.2020 | Quelle: FNR | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Österreich hat im EU-Vergleich in den letzten zehn Jahren beim Ausbau der erneuerbaren Energien deutlich an Boden verloren. Das bedeutet: Österreich ist Ausbau-Schlusslicht. Darum ist Österreich beim Anteil der erneuerbaren Energien vom dritten auf den fünften Platz abgerutscht. Kaum ein anderes Land in der EU hat prozentuell seinen erneuerbaren Anteil so wenig gesteigert wie Österreich. „Die Aufholjagd zurück an die Spitze Europas muss umgehend begonnen werden“, sagt Stefan Moidl, Geschäftsführer des österreichischen Windenergieverbandes IG Windkraft (IGW).

Letzte Woche wurde die Energiebilanz 2018 von eurostat veröffentlicht. „Dabei lohnt sich eine detaillierte Analyse“, erklärt Moidl: „Wieder wird deutlich, dass Österreich mit seinem Ausbau der erneuerbaren Energien hinterherhinkt.“ Konnte Österreich noch 1999 den dritten Platz in der EU hinter Lettland und Schweden belegen, rutschte Österreich kurz darauf auf den vierten Platz ab. 2017 folgte der weitere Abstieg auf den fünften Platz. „Diese Abwärtsbewegung ist nicht überraschend, denn Österreich kann mit der Ausbaugeschwindigkeit in Europa nicht mehr mithalten“, bemerkt Moidl.

Österreich ist Ausbau-Schlusslicht in Europa

Vergleicht man die prozentuelle Steigerung des erneuerbaren Anteils am Gesamtenergieverbrauch in Europa von 1999 bis 2018, so kommt Österreich mit 46,6 Prozent auf dem vorletzten Platz zu liegen. Nur Lettland ist mit 26,7 Prozent noch hinter Österreich. Finnland als nächster Staat vor Österreich konnte mit 88,8 Prozent den erneuerbaren Anteil bereits doppelt so stark steigern wie Österreich.

Betrachtet man die Zunahme der Prozentpunkte in der Periode von 1999 bis 2009, so wird ersichtlich, dass in dieser Zeit Österreich zumindest mit dem EU-Durchschnitt noch mithalten konnte. Mit einer Steigerung von 8,2 Prozentpunkten lag hier Österreich noch über dem EU-Durchschnitt von 7,2 Prozentpunkten. Der Abstand zu Schweden mit 21,3 Prozentpunkten war aber bereits beachtlich. In den Jahren von 2009 bis 2018 stürzte Österreich mit einem Zuwachs von lediglich 2,4 Prozentpunkten regelrecht ab. Nur drei Staaten (Rumänien, Slowenien und Ungarn) kommen dabei noch hinter Österreich zu liegen. Dänemark konnte im selben Zeitraum mit einem Zuwachs von 16,2 Prozentpunkten den erneuerbaren Anteil knapp sieben Mal mehr steigern.

Österreich muss Vorreiter werden

„Diese Zahlen zeigen deutlich, dass Österreich den Ausbau der erneuerbaren Energien in den letzten zehn Jahren verschlafen hat“, sagt Moidl: „Mit der neuen österreichischen Regierung keimt nun die Hoffnung, dass wir mit der Ausholjagd in Europa endlich beginnen werden“ und fordert, dass den Zielen des Regierungsprogrammes – 100 Prozent erneuerbare Energien beim Strom 2030 und Klimaneutralität im Jahr 2040 – rasch entsprechende Maßnahmen folgen müssen.

31.01.2020 | Quelle: IGW | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Eine wissenschaftliche Abschlussarbeit der TU München konnte aufzeigen, dass Vanadium-Redox-Flow Stromspeicher in puncto CO2-Fußabdruck ökologische Vorteile gegenüber Lithium-Systemen aufweisen. Das gab der Hersteller von Vanadium-Redox-Flow Stromspeichern VoltStorage bekannt. Zudem seien VoltStorage Speichersysteme vollständig und energiearm recycelbar.

Im Rahmen einer Cradle-to-Gate Analyse wurden die bei der Ressourcengewinnung und Produktion entstehenden CO2-Emissionen des VoltStorage SMART Heimspeichers und vergleichbarer Lithium-Speicher einander gegenübergestellt. Unterschieden wurde dabei zwischen Lithium-Batterien auf Basis von Eisenphosphat und Nickel-Mangan-Cobalt (NMC).

Bis zu 37 Prozent weniger CO2-Emissionen bei VoltStorage Stromspeicher

Der Emissionsvergleich zeigt: Die Ressourcengewinnung und Produktion des Vanadium-basierten Speichersystems setzt signifikant weniger CO2-Emissionen frei als gängige Lithium-Batterietypen. Während im Vergleich zu klassischen NMC-Batterien 27 Prozent weniger CO2 entsteht, sind es bei Lithium-Eisenphosphat-Batterien sogar 37 Prozent. Zurückzuführen sind die Emissionsvorteile auf die Besonderheiten der Vanadium-Produktion sowie auf den hohen Energiebedarf bei der Produktion von Lithium-Batterien.

Vanadium als Nebenprodukt verringert CO2-Emissionen

Die Vanadium basierte Elektrolytflüssigkeit, die als Speichermedium dient, macht einen entscheidenden Anteil an der Gesamtmasse des Stromspeichers aus. Daher wurde in der Forschungsarbeit ein besonderes Augenmerk auf die CO2-Auswirkungen bei der Herstellung des Vanadium-Elektrolyts gelegt. Die Ergebnisse zeigen, dass die Elektrolyt-Produktion mit 59 Prozent einen Großteil der gesamten CO2-Emissionen des VoltStorage SMART ausmacht.

Die absoluten CO2-Emissionen der Elektrolyt-Herstellung fallen jedoch gering aus, da Vanadium zu sehr großen Teilen als Nebenprodukt bei der Eisenproduktion entsteht. Der für die Eisenproduktion ohnehin benötigte Energiebedarf kann somit dafür genutzt werden, Vanadium zu gewinnen. Dies wiederum wirkt sich positiv auf den CO2-Fußabdruck von Stromspeichern aus, die auf der Vanadium-Redox-Flow Technologie basieren.

Hoher Energiebedarf bei Produktion von Lithium-Batterien

Die Ergebnisse der Crade-to-Gate Analyse zeigen mit Blick auf Lithium basierte Speichersysteme, dass der erhöhte Energiebedarf im Zuge der Batterieherstellung einen massiven Emissionstreiber darstellt. So sind mehr als ein Drittel aller CO2-Emissionen, die im Zuge der Produktion und Ressourcengewinnung anfallen, auf die Bereitstellung von Strom und Wärmeenergie zurückzuführen. Dabei konnte festgestellt werden, dass die Unterschiede zwischen den gängigen Lithium-Batterietypen auf Eisenphosphat und NMC-Basis in puncto Energiebedarf geringfügig sind.

Der hohe Energiebedarf bei der Produktion von Lithium-Batterien erklärt sich durch das energieintensive Trockenverfahren, das im Rahmen der Elektroden-Produktion zum Einsatz kommt. Zur Herstellung der Elektroden werden Aktivmaterialien (u.a. Lithium) zusammen mit weiteren chemischen Inhaltsstoffen zu einer feuchten Paste verarbeitet. Diese Paste wird auf Kupfer- oder Aluminiumfolien aufgetragen, die im Anschluss unter hohen Temperaturen getrocknet werden müssen, um weiterverarbeitet werden zu können.

Die Betrachtung der Cradle-to-Gate Analyse zeigt, dass die Vanadium-Redox-Flow Speichertechnologie deutliche ökologische Vorteile gegenüber Lithium-basierten Speicherlösungen aufweist. Für den weiteren Ausbau der E-Mobilität, einer der entscheidenden Säulen für die Reduktion der weltweiten CO2-Emissionen, werden Lithium-Batterien jedoch weiterhin von großer Bedeutung sein. So bringen Lithium-Batterien mit ihrer hohen Energiedichte und ihrem geringen Gewicht besondere Eigenschaften mit, um die Elektrifizierung des Mobilitätssektors voranzutreiben. Im stationären Bereich dagegen, wo Energiedichte und Gewicht von Speichersystemen eine untergeordnete Rolle spielen, sind laut Hersteller VoltStorage seine Vanadium-Redox-Flow Lösungen aus vorzuziehen.

31.01.2020 | Quelle: VoltStorage | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH

Es sind nach wie vor Luftwärmepumpen, die die Tendenz im Wärmepumpen-Markt in 2019 bestimmten: 2019 wurden in diesem Segment insgesamt 66.000 Geräte verkauft, das entspricht einer Steigerung von neun Prozent im Vergleich zum Vorjahr. Splitgeräte konnten hierbei mit einem Plus von 11 Prozent (31.000 verkaufte Geräte) besonders zulegen. Bei den Monoblockgeräten fiel das Wachstum mit sechs Prozent genauso aus wie im Vorjahr.

Erdwärmepumpen verzeichnen Einbußen

Erdgekoppelte Systeme (inklusive Grundwasser-Wärmepumpen) mussten im Wärmepumpen-Markt in 2019 Einbußen hinnehmen: Mit 20.000 Geräten sank der Absatz gegenüber dem Vorjahr um rund 15 Prozent. Luftwärmepumpen machten somit 77 Prozent des Gesamtabsatzes aus (im Vorjahr waren es 72 Prozent), Erdwärmepumpen und sonstige liegen bei 23 Prozent (gegenüber 28 Prozent im Jahr 2018).

Den Wärmepumpen-Markt in 2019 mitgezählt sind insgesamt in Deutschland nun rund 966.000 Heizungswärmepumpen installiert. „Der Markt wächst langsam aber stetig und die Branche zeigt sich zuversichtlich. Wir gehen davon aus, dass die Wachstumskurve mit Beginn der neuen Zwanzigerjahre aufgrund der attraktiven Förderbedingungen steiler ausfallen wird“, sagt Paul Waning, Vorstandsvorsitzender des Bundesverbands Wärmepumpe (BWP).

Neue Förderrichtlinien machen Hoffnung auf Modernisierungsschub

Die seit Januar 2020 geltende Anteilsförderung für das Heizen mit Erneuerbaren Energien aus dem Marktanreizprogramm der Bundesregierung könnte ein Impulsgeber für den Einbau umweltschonender Heizungssysteme werden – insbesondere in der Modernisierung. „Zumindest der Informationsbedarf bei Hausbesitzern und Bauherren, Handwerkern und Planern ist, gemessen an den eingehenden Anfragen in unserer Berliner Geschäftsstelle, schon im ersten Monat des neuen Jahrzehnts spürbar gestiegen“, berichtet Waning.

Die Bundesregierung unterstützt den Einbau klimafreundlicher Heizungen wie Wärmepumpen seit diesem Jahr mit einem Investitionszuschuss von bis zu 35 Prozent im Neubau und in der Modernisierung. Wird eine Ölheizung ersetzt, werden Wärmepumpen sogar mit bis zu 45 Prozent Erstattung der Investitionskosten gefördert. „Wir begrüßen diese Maßnahme und hoffen auf eine spürbare Lenkungswirkung für die Dekarbonisierung des Gebäudesektors. Unsere Branche ist jedenfalls für eine steigende Nachfrage gerüstet“, erklärt Waning.

Ohne Fachhandwerker und Planer geht es nicht

Die sorgfältige Planung und fachgerechte Installation ist Voraussetzung für den erfolgreichen Umstieg auf ein klimaschonendes Wärmepumpensystem“, ergänzt der BWP-Vorstand. „Der Fachkräftemangel im SHK-und Brunnenbau- Sektor darf nicht zur Bremse für die Wärmewende werden“, mahnt Waning. Laut der Prognos-Studie „Fachkräftebedarf für die Energiewende in Gebäuden“ (2017) vergrößert sich die SHK-Fachhandwerkerlücke aufgrund des gesteigerten Sanierungsbedarfs durch die Energiewende insgesamt um mindestens 50 Prozent. 40.000 SHK-Fachkräfte würden nach der Prognose bereits im Jahre 2025 fehlen.

Der Bundesverband Wärmepumpe unterstützt die Branche mit Aus- und Weiterbildungsmaßnahmen. Gemeinsam mit dem VDI läuft seit 2018 das Schulungsprogramm nach der Richtlinie VDI 4645 zum „Sachkundigen für Wärmepumpensysteme“, um SHK-Fachbetrieben, Planern und Beratern die Möglichkeit zu geben, sich in Richtung erneuerbare Heizsysteme weiterzubilden – mit wachsendem Erfolg.

Konsequenz in der Klima- und Energiepolitik gefordert:  Strompreis muss  weiter sinken

„2020 wird das Jahr der Millionsten Heizungswärmepumpe in Deutschland und es könnte, wenn die Politik den Weg zur Erreichung der Klimaziele noch konsequenter beschreitet, auch ein Jahr des Umbruchs im Gebäudesektor werden“, sagt Waning. Denn bislang passiert im Bestand in Sachen Heizungstausch immer noch viel zu wenig. „Teurer Strom und billige fossile Brennstoffe sind nach wie vor das größte Hindernis für den Erfolg der Wärmewende. Wissenschaft, Kohlekommission und Industrieverbände verweisen eindringlich auf die hohen Stromkosten für private Haushalte. In keinem anderen Land der EU kostet Strom so viel wie in Deutschland. „Die geplante Senkung der EEG-Umlage im Zuge des nationalen Brennstoffemissionshandels ist ein wichtiger Impuls – der Preisunterschied zwischen fossilen Energieträgern und erneuerbarem Strom ist aber nach wie vor zu hoch“, so Paul Waning.

31.01.2020 | Quelle: BWP | solarserver.de © EEM Energy & Environment Media GmbH