Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE hat Daten zur öffentlichen Nettostromerzeugung im ersten Halbjahr 2020 vorgestellt, die aus der Datenplattform Energy-Charts hervorgehen. Mit einem Anteil von 55,8 Prozent an der Nettostromerzeugung zur öffentlichen Stromerzeugung – also dem Strommix, der aus der Steckdose kommt – stellten die erneuerbaren Energien einen neuen Rekordwert auf. Im Februar lag ihr Anteil sogar bei 61,8 Prozent. Solar- und Windenergieanlagen speisten gemeinsam 102,9 Terawattstunden (TWh) in das öffentliche Netz ein, gegenüber 92,3 TWh im ersten Halbjahr 2019. Die Stromproduktion aus Kohle ging dagegen stark zurück: der Anteil der Braunkohle sank auf 13,7 Prozent, Steinkohle kommt nur noch auf 6 Prozent. Die Windenergie war mit einem Anteil von 30,6 Prozent erneut stärkste Energiequelle.

Folgen der Corona-Pandemie spürbar

Ab dem zweiten Quartal 2020 machte sich die gesunkene Stromnachfrage aufgrund der durch die Corona-Pandemie rückläufigen Industrieproduktion bemerkbar. Die Last ging zurück auf 35,3 TWh im Juni (Juni 2019: 37,6 TWh), die Stromproduktion sank von 47,9 TWh im Januar auf 36,0 TWh im Juni. Insgesamt lag die Last im ersten Halbjahr bei 234,2 TWh, ein deutlicher Rückgang gegenüber den 245,7 TWh im ersten Halbjahr 2019. Die Nettostromerzeugung im ersten Halbjahr 2020 ging gegenüber dem ersten Halbjahr 2019 um 21,7 TWh zurück auf 243,8 TWh. Ein Teil dieses Rückgangs ist auf die von 20,1 TWh auf 7,5 TWh gesunkenen Exporte zurückzuführen.

Erneuerbare Energien getrieben von starkem Wind

Photovoltaikanlagen speisten im ersten Halbjahr 27,9 TWh in das öffentliche Netz ein, eine Steigerung von 11,2 Prozent gegenüber dem Vorjahr (25,1 TWh). Die Solarstromanlagen profitierten dabei von den günstigen Wetterverhältnissen, die von April bis Juni jeweils mehr als 6 TWh Stromproduktion pro Monat erlaubten.

Die Windenergie produzierte in der ersten Jahreshälfte 2020 75 TWh und lag damit etwa 11,7 Prozent über der Produktion im ersten Halbjahr 2019 (67,2 TWh). Durch die zahlreichen Winterstürme stieg ihr Anteil im Februar sogar auf 45 Prozent der Nettostromerzeugung. Die Wasserkraft produzierte im ersten Halbjahr ca. 9,5 TWh, ein Minus von 9 Prozent im Vergleich zum Vorjahr (10,5 TWh). Aus Biomasse wurden ca. 23,7 TWh produziert, ein leichter Anstieg gegenüber dem Vorjahr.

In Summe produzierten die erneuerbaren Energiequellen Solar, Wind, Wasser und Biomasse im ersten Halbjahr 2020 136,1 TWh (Vorjahr: 125,6 TWh). Der Anteil an der öffentlichen Nettostromerzeugung liegt bei 55,8 Prozent, ein starker Anstieg gegenüber 2019 (47 Prozent). Der Anteil der Erneuerbaren Energien an der gesamten Bruttostromerzeugung liegt erstmals über 50 Prozent. Die Bruttoerzeugung enthält auch die Eigenerzeugung der Industrie (Betriebe im verarbeitenden Gewerbe sowie im Bergbau und in der Gewinnung von Steinen und Erden) sowie die internen Verluste der konventionellen Kraftwerke. Beide Anteile werden nicht in das öffentliche Stromnetz eingespeist.

Kohlestrom stark rückläufig- »Fuel Switch« zu Erdgas

Die Nettostromerzeugung im ersten Halbjahr 2020 aus Kernkraftwerken betrug 30,1 TWh, ein Rückgang um 12,9 Prozent gegenüber dem Vorjahresniveau (34,6 TWh). Braunkohlekraftwerke produzierten ca. 33,6 TWh netto. Das sind 19,1 TWh bzw. 36,3 Prozent weniger als im ersten Halbjahr 2019. Die Nettoproduktion aus Steinkohlekraftwerken brach um 46 Prozent auf nur noch 14,4 TWh ein. Der starke Rückgang ist bedingt durch die gestiegenen Kosten für CO₂-Zertifikate. Diese lagen durchschnittlich bei 21,91 Euro pro Tonne CO₂. Außerrdem sind die Day-Ahead Börsenstrompreises von durchschnittlich 22,94 Euro/MWh (gegenüber 36,83 Euro/MWh in 2019) gesunken. Bei einer Emissionen-Belastung von etwa 1 Tonne CO₂ pro erzeugter Megawattstunde Kohlestrom war die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken kaum mehr gegeben.

Da sich der Preis für Erdgas im gleichen Zeitraum halbierte (8,03 Euro/MWh statt 16,38 Euro in 2019) und Erdgaskraftwerke geringere CO₂-Zertifikatskosten haben, fand ein »Fuel Switch« von Kohle zu Erdgas statt.

Gaskraftwerke haben ihre Produktion auf 28 TWh gesteigert. Das ist ein Plus von 13,9 Prozent gegenüber den 24,6 TWh im Vorjahr. Neben den Kraftwerken zur öffentlichen Stromversorgung gibt es auch Gaskraftwerke im Bergbau und verarbeitenden Gewerbe zur Eigenstromversorgung. Diese produzierten zusätzlich ca. 20 TWh für den industriellen Eigenbedarf.

1.7.2020 | Quelle: Fraunhofer ISE | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

In tiefen Gesteinslagen unter dem Oberrheingraben liegt ein mineralischer Schatz verborgen: Gelöst in salzigen Thermalwasserreservoiren befinden sich beträchtliche Mengen des Elements Lithium, die für einen Lithiumabbau in Deutschland zur verfügung stehen. „Nach unseren Kenntnissen können es bis zu 200 Milligramm pro Liter sein“, sagt der Geowissenschaftler Jens Grimmer vom Institut für Angewandte Geowissenschaften (AGW) des KIT: „Wenn wir dieses Potenzial konsequent nutzen, dann könnten wir in Deutschland einen erheblichen Teil unseres Bedarfs decken.“ Aktuell ist Deutschland ein Nettoimporteur des begehrten Rohstoffs, der vor allem in die Produktion von Batteriezellen für Elektrofahrzeuge geht und somit für das Klimaschutzprogramm der Bundesregierung von großer Bedeutung ist. Deutschland importiert aus den typischen Förderländern Chile, Argentinien und Australien, die mehr als 80 Prozent der weltweiten Produktion auf sich vereinen.

Was den Lithiumabbau in Deutschland bislang verhinderte, war das Fehlen eines geeigneten Verfahrens, um diese Ressource kostengünstig, umweltschonend und nachhaltig zu erschließen. Gemeinsam mit seiner Forscherkollegin Florencia Saravia von der Forschungsstelle des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW) am Engler-Bunte-Institut (EBI) des KIT hat Grimmer ein solches Verfahren entwickelt und dieses hat das KIT zum Patent angemeldet. „Dabei werden in einem ersten Schritt die Lithiumionen aus dem Thermalwasser herausgefiltert und in einem zweiten Schritt weiter konzentriert, bis Lithium als Salz ausfällt“, so Grimmer.

Minimale Umweltschäden beim Lithiumabbau in Deutschland

Gegenüber den traditionellen Methoden der Lithiumproduktion aus den südamerikanischen Salzseen und den australischen Festgesteinen bietet das Grimmer-Saravia-Verfahren für den Lithiumabbau in Deutschland einige entscheidende Vorteile: Es nutzt die bestehende Infrastruktur von Geothermie-Anlagen, durch die pro Jahr bis zu zwei Milliarden Liter Thermalwasser strömen.

Im Gegensatz zum klassischen Bergbau fällt deshalb kaum Abraum an und der Flächenverbrauch ist minimal. Weil das Thermalwasser nach Gebrauch wieder in den Untergrund zurückfließt, setzt das Verfahren keine schädlichen Stoffe frei und stört auch die geothermische Strom- und Wärmeproduktion nicht. Die Extraktion von Lithium im Thermalwasserzyklus der Geothermie-Anlage geschieht kontinuierlich. Einige Stunden reichen, wohingegen die Anreicherung in den südamerikanischen Salzseen mehrere Monate dauert und stark wetterabhängig ist. Ein stärkerer Regen kann die dortige Produktion um Wochen oder gar Monate zurückwerfen. Darüber hinaus bietet das Verfahren die Möglichkeit, weitere seltene und werthaltige Elemente wie Rubidium oder Cäsium aus dem Thermalwasser zu extrahieren, die beispielsweise die Laser- und Vakuumtechnologie benötigt.

Da das Verfahren die technisch-energetischen Möglichkeiten einer Geothermie-Anlage nutzt, hebt es sich auch in der CO2-Bilanz positiv von den tradierten Verfahren ab. „Wir exportieren viele Umweltprobleme in Drittländer, um unseren Lebensstandard aufrechtzuerhalten und zu verbessern. Mit diesem Verfahren können wir wichtige Rohstoffe für moderne Technologien umweltverträglich vor der eigenen Haustür gewinnen“, sagt Saravia. „Darüber hinaus können wir regionale Wertschöpfungsketten aufbauen, Arbeitsplätze schaffen und gleichzeitig geopolitische Abhängigkeiten reduzieren.“

Hunderte Tonnen Lithium pro Jahr aus einer einzigen Anlage

Gemeinsam mit Partnern aus der Industrie sind die beiden Wissenschaftler nun dabei eine Testanlage zur Lithium-Gewinnung zu entwickeln. Der erster Prototyp, der in einer Geothermie-Anlage im Oberrheingraben aufgebaut werden soll, soll zunächst einige Kilogramm Lithiumkarbonat bzw. Lithiumhydroxid gewinnen. Wenn die Versuche erfolgreich sind, ist der Bau einer Großanlage für den Lithiumabbau in Deutschland geplant. Möglich wäre dann eine Produktion von mehreren hundert Tonnen Lithiumhydroxid pro Jahr pro Geothermie-Anlage. Nach aktueller Datenlage belaufen sich die Potenziale im Oberrheingraben auf deutscher und französischer Seite auf mehrere tausend Tonnen an förderbarem Lithium pro Jahr.

1.7.2020 | Quelle: KIT | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Die REC Group hat für den 2. Juli die Einführung des REC ProPortals angekündigt. Als zentrale Anlaufstelle konzipiert, gibt das neue REC ProPortal den von REC zertifizierten Installateuren die Möglichkeit, ihre täglichen Geschäftsabläufe zu vereinfachen und stets über Neuigkeiten zu REC Produkten informiert zu bleiben. Darüber hinaus bietet das Portal auch ein REC Lead Management System, das die Kontaktaufnahme mit Interessenten ermöglicht und Installateuren hilft ihre Umsätze zu steigern. Damit soll das REC ProPortal ein weiterer Baustein in der guten Zusammenarbeit zwischen REC und Solarfachleuten sein.

Die Bestandteile des neuen Portals sind:

• Das REC Lead Management unterstützt REC Installateure ihre Geschäftszahlen zu verbessern. Geschäftskontakte, die aus RECs B2C Marketingaktivitäten entstehen, werden direkt an die Installateure vor Ort weitergeleitet.
• Die REC ProTrust-Garantie ist exklusiv für die REC Certified Solar Professionals erhältlich und über das Portal abrufbar.
• Das REC ProPortal ist in sechs Sprachen auf Englisch, Deutsch, Spanisch, Französisch, Italienisch und Polnisch verfügbar.
• Der Installer-Locator ermöglicht Endkunden das Suchen und Finden von zertifizierten REC Installationsbetrieben und den Direktkontakt über die REC Webseite.
• Maßgeschneidert und angepasst für die globalen REC-Standorte, sind lokalisierte Inhalte auf dem Portal abrufbar.
• Die Bibliothek auf dem Portal stellt aktuelle Produktinformationen, Datenblätter, Verkaufsinformationen und vieles mehr zum Download zur Verfügung
• Zudem werden Schulungsmöglichkeiten und -termine für die kontinuierliche Fortbildung angeboten.

Webinare zur Einführung

Am 1. Juli 2020 werden drei Webinare stattfinden, in denen REC-Experten aus den Regionen Asien-Pazifik, Amerika sowie EMEA das neue Portal vorstellen. In den Sitzungen erhalten Installateure alle Informationen, die sie benötigen, um ihr Geschäft mit Unterstützung des neuen Portals auszubauen. Gleichzeitig erhalten die Teilnehmer Einblicke in die verschiedenen Funktionen des Portals. Darüber hinaus wird es auch die Möglichkeit geben, Fragen einzureichen. Die Registrierung für die jeweiligen Webinare ist über den Link für den entsprechenden Standort möglich: Asien-Pazifik, EMEA, Amerika.

Cemil Seber, Vice President, Global Marketing & Product Management der REC Group, betont: „In vielerlei Hinsicht sind unsere Installateure und Partner das Gesicht von REC. Wir verlassen uns auf sie und ihre Fähigkeiten, um unsere Solarmodule auf die bestmögliche Weise zu installieren. Deshalb sind wir stets bestrebt, unseren Installateuren modernste Unterstützung zur Verfügung zu stellen, um ihre Arbeit zu erleichtern. Gleichzeitig wollen wir mit ihnen wachsen. In der Solarindustrie ist REC ein Synonym für „Solar’s Most Trusted“, wenn es um herausragende Technologie, aber auch um Kundenbeziehungen geht. Wir setzen auf diesen Erfolg und werden unsere Kunden und Verbraucher stets bestärken grüne Energie zu nutzen“.

Der Start des REC ProPortals fällt mit dem kürzlich eröffneten virtuellen Intersolar-Stand von REC zusammen. Auf dem Stand werden REC Produkte, wie das Hochleistungssolarmodul REC Alpha und Services und Tools für Installateure einer lebendigen digitalen Ausstellung präsentiert.

1.7.2020 | Quelle: REC Group | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Da Corona-bedingt die Messe The smarter E diese jahr nicht stattfinden konnten, hat der Veranstalter die Gewinner des The smarter E AWARD 2020 und der anderen beiden Auszeichnungen am 30. Juni 2020 per Live Stream auf einer virtuellen Bühne vor internationalem Publikum gewürdigt.

Gewinner des Intersolar AWARD 2020 Ferroamp Elektronik AB (Schweden): Generic Solar String Optimizer (SSO)

Das 2010 gegründete schwedische Unternehmen Ferroamp Elektronik bietet Lösungen zur Energieoptimierung für Wohnhäuser, Gebäude und die Industrie. Der Generic Solar String Optimizer kann als PV-Stringwechselrichter für Gleichstromnetze beschrieben werden und funktioniert wie ein herkömmlicher Wechselrichter – durch ihn lassen sich Solarmodule direkt an netzunabhängige Batteriesysteme, an die Gleichstromseite von Speicherwechselrichtern und an den Gleichspannungszwischenkreis von Ladestationen für Elektrofahrzeuge anschließen. Mit einem Siliziumkarbid-Aufwärtswandler wird ein Spitzenwirkungsgrad von 99,5 Prozent erreicht.

Die Jury war beeindruckt von der Kompatibilität des String Optimizers mit einer Vielzahl von Konfigurationen, Spannungsebenen und Kontrollsystemen für Gleichsstromnetze, die eine Integration von Solarstrom in bestehende Systeme ermöglichen. Solarstrom kann somit kostengünstiger und einfacher in neue Energiesysteme eingebunden werden, wodurch auch die Anzahl der installierten Solaranlagen zunimmt und ein Übergang zu erneuerbaren Energien erleichtert wird.

Fronius International GmbH (Österreich): Symo GEN24 Plus

Fronius International ist ein österreichisches Unternehmen und in den Bereichen Schweißtechnik, Photovoltaik und Batterieladetechnik tätig. Der Symo GEN24 Plus ist ein dreiphasiger Hybrid-Wechselrichter, der sowohl AC- als auch DC-gekoppelte Hybridsysteme ermöglicht. Mit der Multi Flow Technologie wird sichergestellt, dass bei Stromausfällen Verbraucher mit Energie versorgt werden und gleichzeitig die Batterie aufgeladen wird. Durch die sich daraus ergebende länger anhaltende Notstromversorgung mit einer Ausgangsleistung von 10 Kilowatt wird eine bessere Eigenversorgung gewährleistet. Der durchschnittliche Energiebedarf kann gut gedeckt und die Batterie flexibler eingesetzt werden.

Die Jury lobte die Technik, durch die eine neue Art von Wechselrichter für größere Speichersysteme geschaffen wurde, der eine hohe AC-Ausgangsleistung, ein innovatives aktives Kühlsystem, einen Spitzenwirkungsgrad bei der Kombination von PV-System und Heimspeicher sowie zwei Lastprofile für kleinere und größere Häuser zu bieten hat. Zusätzlich überzeugten das Design, die Wartung, das Recycling und der erleichterte Austausch von Bauteilen.

REC Solar EMEA GmbH (Deutschland): REC Alpha Serie

Neben der Herstellung von Solarzellen und -modulen sowie anderen Produkten für erneuerbare Energien bietet das 1996 gegründete norwegische Unternehmen REC Solar auch Dienstleistungen in den Bereichen schlüsselfertige Lösungen, Beschaffung und Bau. Bei der REC Alpha Serie handelt es sich um ein aus halbierten Heterojunction-Zellen bestehendes 60-Zell-Solarpanel kombiniert mit modernster Zellverbindungstechnologie. Das Ergebnis ist ein Produkt, das mit einer Leistungsdichte von 217 Watt pro Quadratmeter bis zu 380 Watt liefert. Der Wirkungsgrad ist mit 21,7 Prozent ebenfalls hervorragend. Bei der Alpha Serie von REC werden dünne Runddrähte direkt mit der Zelloberfläche verbunden, wodurch die Anzahl der Lötpunkte in einem Panel um 95 Prozent und der gesamte Bleigehalt um 81 Prozent reduziert wird.

Die Jury war von RECs bahnbrechender Technologie – keine lichtinduzierte Degradation, hoher Wirkungsgrad, hohe Leistungsdichte und einer der niedrigsten Temperaturkoeffizienten auf dem Markt – beeindruckt. Nicht zu vergessen natürlich das Ziel, bis Ende 2020 vollständig bleifrei zu werden.

Gewinner des ees AWARD 2020 FENECON GmbH (Deutschland): FENECON Industrial

Feilmeier New Energy Consulting (FENECON) wurde 2011 gegründet und ist ein Anbieter von Stromspeichersystemen aller Größenordnungen. FENECON Industrial ist ein in einem Container verbautes OpenEMS-basiertes Plug-and-Play-Speichersystem. Es ermöglicht den Einsatz verschiedener Komponenten von Industrie- und Netzanwendungen bei gleichzeitiger Wahrung der Herstellerunabhängigkeit. Es handelt sich dabei um ein Zero- und Second-Life-Konzept, das speziell für Batterien aus Elektrofahrzeugen entwickelt wurde. Durch das flexible Design können neue oder gebrauchte EV-Batterien leichter eingesetzt werden.

Die Jury war beeindruckt von dem gut durchdachten Systemkonzept, durch das neue oder gebrauchte Fahrzeugbatterien intelligent eingesetzt, die Möglichkeiten der Automobilindustrie ausgeschöpft und die Problematik der finalen Nutzung von EV-Batterien gelöst werden. Darüber hinaus lobte die Jury das moderne und flexible Energiemanagement durch die Integration der OpenEMS-Plattform.

Webasto SE (Deutschland): CV Standard Battery System

Als globaler Systempartner der Fahrzeughersteller konzentriert sich Webasto auf Nachhaltigkeit als Schlüsselaspekt der zukünftigen Mobilität, einschließlich der Reduzierung des Kraftstoffverbrauchs und der Verwendung alternativer Antriebssysteme. Das Webasto CV Standard Battery System ist ein Konzept für standardisierte Plug-and-Play-Antriebsbatterien für Nutzfahrzeuge. Das System wurde unter Berücksichtigung der Gesamtbetriebskosten entwickelt und verfügt über ein flexibles Zweischicht-Design für eine einfachere Installation und Spannungsskalierung, das die Verwendung desselben Produkts in kleineren und größeren Lastwagen sowie Bussen ermöglicht.

Die Jury prämierte dieses Produkt für seine Skalierbarkeit, seine vielfältigen Anwendungsmöglichkeiten in verschiedenen Fahrzeugtypen sowie die Möglichkeit, bestehende Fahrzeuge kostengünstig nachzurüsten.

ZnR Batteries SAS (Frankreich): The Zinium Zinc-Air Rechargeable Battery

ZnR Batteries ist eine Tochtergesellschaft der EDF Group, die durch die Bereitstellung von Lösungen und Dienstleistungen für die Versorgung mit Elektrizität eine Netto-Null-Energiezukunft anstrebt, um so den Klimawandel zu bekämpfen. Die wieder aufladbare Zink-Luft-Batterie enthält Zink-Luft-Zellen, die aus in einen wässrigen Elektrolyten namens Zinolyte eingetauchten Komponenten bestehen. Dadurch ist die Batterie wiederaufladbar. Zinium arbeitet mit Umgebungsluft – die Batterie absorbiert und gibt während des Lade- und Entladevorgangs Sauerstoff ab. Das Speichersystem verfügt über ein spezielles firmeneigenes Batteriemanagement. Die Batterie enthält außerdem eine poröse Anode, die hauptsächlich aus Zink besteht sowie Mangan und Kalzium. Seltene Erden oder Edelmetalle gehören nicht zu den Bestandteilen.

Die Jury lobte den zukunftsweisenden Ansatz für eine sichere und umweltfreundliche Batterietechnologie. Während die Vermarktung neuer Technologien oftmals eine Herausforderung darstellt, würdigte die Jury die gut durchdachte Strategie, die auf Energiespeichermärkte für Privathaushalte, Gewerbe und Industrie zugeschnitten ist, bei denen niedrigere Markeintrittsbarrieren bestehen.

The smarter E AWARD 2020: Gewinner der Kategorie „Outstanding Projects“ Phaesun GmbH (Deutschland): „REvivED Water“ – Solarbetriebene Entsalzung in Somaliland

Das im deutschen Memmingen ansässige Unternehmen Phaesun hat sich auf netzunabhängige Photovoltaik-Technologie spezialisiert. Im Rahmen des EU-Entwicklungs- und Innovationsprojektes „REvivED Water“ entwickelte Phaesun die erste auf dem Markt erhältliche kleine solarbetriebene Entsalzungseinheit, die auf Elektrodialyse-Technologie basiert und der Reinigung von Brackwasser dient. Umgesetzt werden konnte das Projekt durch die Zusammenarbeit mit einem Team bestehend aus interdisziplinären Partnern – von Architekten über Universitäten bis hin zu Start-ups. Mithilfe des Entsalzungssystems können Dorfbewohner und Nomaden in abgelegenen Gebieten Somalilands pro Tag mit bis zu 2.000 Liter sauberem Trinkwasser versorgt werden. Die Elektrodialyse basiert auf einer Membrantechnologie: Elektrischer Strom sorgt dafür, dass Salzionen durch eine Ionenaustausch-Membran geleitet werden und so der Salzgehalt erheblich reduziert wird. Vor allem entlegene Gebiete können so mittels Solarenergie mit Trinkwasser versorgt werden.

Besonders begeistert war die Jury von der Kosteneffizienz und dem geringen Wartungsaufwand dieser Lösung sowie ihrer Wirksamkeit und der nachgewiesenen Umsetzbarkeit in ländlichen Gebieten Afrikas und Indiens, wo es an sauberem Trinkwasser mangelt.

Solar Chernobyl LLC (Ukraine): 1-MW-Solarkraftwerk – Solar Chernobyl

Solar Chernobyl ist ein 1-MW-Solarkraftwerk und ein gemeinsames Projekt des ukrainisch-deutschen Konsortiums Rodina-Enerparc. Die Rodina Energy Group ist auf Projekte im Bereich erneuerbare Energien in Osteuropa, der ehemaligen UdSSR und dem Nahen Osten spezialisiert. Die Enerparc AG plant, baut und betreibt Solarkraftwerke in Europa, Asien und den USA. Das Solarkraftwerk befindet sich auf dem radioaktiv kontaminierten Gelände des Kernkraftwerks Tschernobyl – gerade einmal 100 Meter von dem 1986 explodierten Reaktor entfernt. Als einziges seit diesem Zwischenfall von privaten Investoren ins Leben gerufene Projekt in der Sperrzone von Tschernobyl ist es ein einzigartiges Beispiel dafür, wie radioaktiv verseuchte Flächen neu genutzt werden können, um so die hohe Sicherheit und die Möglichkeiten von Solarenergie sowie seine Vorteile für eine atomkraftfreie Energiezukunft zu verdeutlichen. Um das Austreten radioaktiver Stoffe aus dem Boden zu reduzieren, wurde das System nicht nur wartungsarm konstruiert, sondern auch mit Ballastelementen auf der Oberfläche fixiert.

Die Jury würdigte die symbolische und zugleich praktische Bedeutung, die die Errichtung eines Solarkraftwerkes auf dem Schauplatz einer der schlimmsten Atomunfälle in der Geschichte mit sich bringt und damit den Weg in die Energieunabhängigkeit der Ukraine ebnet.

SunPower Corporation (USA): „Powerhouse Brattørkaia“

Die SunPower Corporation ist Teil des Powerhouse Teams, das an der Lösung von Klimaproblemen arbeitet. Das Unternehmen entwickelt und fertigt kristalline Silizium-Solarzellen und -Solarmodule. Das „Powerhouse Brattørkaia“ in Norwegen ist das nördlichste energiepositive Gebäude der Welt, und wurde nur drei Grad südlich des Polarkreises errichtet. Zum Einsatz kamen beim Bau SunPowers Maxeon-Solarmodule, die eine Widerstandsfähigkeit gegen hohe Windlasten bieten und – über einen Zeitraum von 25 Jahren – bis zu 35 Prozent mehr Energie als herkömmliche Module erzeugen. Der von dem mehrstöckigen Gebäude erzeugte Strom wird für den Eigenbedarf genutzt; überschüssige Energie wird in das lokale Stromnetz eingespeist.

Bei dieser Lösung arbeiten Architektur und Solarindustrie eng zusammen – die Funktion diktiert die Form und auch die Rentabilität der Solarenergie im hohen Norden wird unter Beweis gestellt. Das Powerhouse wurde von der Jury für seinen Leuchtturmcharakter belohnt und ist mit einer energiepositiven 60-jährigen Lebensdauer von der Wiege bis zur Bahre ein Beispiel für verantwortungsbewusstes Bauen der Zukunft.

The smarter E AWARD 2020: Gewinner der Kategorie „Smart Renewable Energy“ Stadtwerke München GmbH (Deutschland): M-Solar Sonnenbausteine

Die Stadtwerke München sind ein Energie- und Infrastrukturdienstleister in der bayerischen Landeshauptstadt. Die M-Solar Sonnenbausteine sind ein Geschäftsmodell, das es allen Bürgern ermöglicht, mittels Solarenergie an der städtischen Energiewende teilzuhaben: Mit einer Investition ab nur 500 Euro werden die Sonnenbausteine auf Dächern in der ganzen Stadt – nicht nur auf Privathäusern – installiert. Das Projekt wird über eine Online-Plattform abgewickelt; beteiligte Bürger können über das Beteiligungsmodell Strom beziehen und erhalten eine Verzinsung für ihre Beteiligung.

Die Jury lobte diese beispielhafte Bottom-up-Lösung, durch die den Bürgern die Teilhabe an regionaler erneuerbarer Energie ermöglicht wird. Dieses dezentrale Leuchtturmprojekt zeigt, dass jeder einen Beitrag leisten und Ökostrom in den regionalen Energiemix einbringen kann – und dass Klimaschutz in städtischen Gebieten gemeinschaftlich realisiert werden kann.

Fronius International GmbH (Österreich): Fronius Solhub

Fronius International mit Sitz in Österreich ist weltweit tätig. Das Unternehmen entwickelt Technologien zur Umwandlung und Steuerung elektrischer Energie, die bestens zur Lösung der heutigen technischen Herausforderungen geeignet sind. Fronius Solhub ist eine dezentrale Anlage, die der Erzeugung, Speicherung und Nutzung von grünem Wasserstoff dient, wo immer dieser benötigt wird – egal ob für Transportzwecke oder die saisonale Energiespeicherung. Durch die

Nutzung von Wasserstoff ist es möglich, die Sektoren Strom, Mobilität und Wärme zu koppeln und große Energiemengen über einen langen Zeitraum zu speichern. Zu der Zielgruppe von Solhub gehören vor allem mittelständische Unternehmen, die mithilfe regional verfügbarer erneuerbarer Energieressourcen ihren eigenen Kraftstoff erzeugen wollen.

Die Jury war von der zukunftweisenden Anlage beeindruckt, die modular, skalierbar und sofort einsatzbereit ist. Solhub ist die Tankstelle für Solarenergie und verdeutlicht die wachsende Bedeutung chemischer Energieträger, insbesondere im Schwerlast- und Langstreckentransport sowie für die industrielle Nutzung.

Next Kraftwerke GmbH (Deutschland): NEMOCS

Next Kraftwerke mit Sitz in der deutschen Stadt Köln ist ein Stromhändler und Betreiber virtueller Kraftwerke, der Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien mit gewerblichen und industriellen Stromverbrauchern und Stromspeichersystemen vernetzt. Mithilfe der Software-as-a-Service-Lösung NEMOCS werden Dritte beim Betrieb ihres eigenen virtuellen Kraftwerks unterstützt. NEMOCS kann Tausende von dezentralen Einheiten vernetzen, um deren Betrieb zu optimieren, indem es Daten in Echtzeit verarbeitet. Dadurch kann es die Erzeugungsprognosen verbessern. Mit NEMOCS ist es möglich, die verteilten Anlagen von einem einzigen Leitsystem aus zu überwachen, zu prognostizieren und zu steuern. Das verbessert die Leistung der Anlagen und die Gesamtleistung des Systems.

Die Jury begrüßte dieses Konzept: Es macht erneuerbare Energien wirtschaftlicher, fördert ihren Ausbau und beweist, dass erneuerbare Energien den Bedarf des zukünftigen Energiemarktes decken – und einen wachsenden Anteil daran übernehmen können, einschließlich der Übernahme von Systemverantwortung.

1.7.2020 | Quelle: Solar Promotion | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Die Daimler Truck AG treibt die Serienproduktion von Brennstoffzellen mit der Daimler Truck Fuel Cell GmbH & Co. KG konsequent voran. Experten von Daimler haben in den vergangenen zehn Jahren bereits Knowhow auf diesem Gebiet aufgebaut und Fertigungsverfahren entwickelt. Diese überführen die Stuttgarter nun – in enger Abstimmung mit ihren Kollegen in Vancouver, Kanada, sowie mit den laufenden Brennstoffzellen-Entwicklungsaktivitäten – in die direkte Vorstufe der zukünftigen Serienproduktion. Dazu wird in neue hochmoderne Anlagen investiert, die jede einzelne Prozessstufe der Brennstoffzellenproduktion abdecken: von der Membranbeschichtung über die Stack-Herstellung bis hin zum Brennstoffzellen-Aggregatebau.

„Wir verfolgen die Vision eines CO2-neutralen Transports der Zukunft. Die wasserstoffbasierte Brennstoffzelle ist dabei eine zentrale Technologie von strategischer Bedeutung. Wir gehen nun konsequent den Weg in Richtung Serienfertigung von Brennstoffzellen und leisten damit absolute Pionierarbeit – und dies über die Fahrzeugindustrie hinaus. Dafür investieren wir in den nächsten Jahren einen ganz erheblichen Betrag“, so Martin Daum, Vorsitzender des Vorstands der Daimler Truck AG und Mitglied des Vorstands der Daimler AG.

Neue Fertigungstechnologie für hochkomplexe und hochsensible Produkte

Klassische industrielle Produktionsprozesse lassen sich nicht unmittelbar auf die hochkomplexen und hochsensiblen Brennstoffzellen-Stacks übertragen. So findet die Bearbeitung zahlreicher filigraner Komponenten beispielsweise im Mikrometer-Bereich statt. Die kleinste Verunreinigung könnte die Funktionsfähigkeit der Brennstoffzellen beeinträchtigen, weshalb für einige Arbeitsschritte der geplanten Vorserienproduktion ein Sauberraum mit gefilterter Luft aufgebaut wird. Zudem kommt auch der Optimierung der Umgebungsluft in der Produktion eine besondere Bedeutung zu, da schon geringe Schwankungen von Temperatur und Luftfeuchtigkeit zu deutlichen Materialveränderungen führen können. Dies würde die Weiterverarbeitung in den Folgeprozessen erheblich erschweren. Die größte Herausforderung für die Daimler-Experten stellt jedoch das Erreichen einer kurzen Taktzeit der Produktion dar, was für eine wirtschaftliche Fertigung unerlässlich ist. Die Experten greifen daher bei der Produktion der Brennstoffzellen-Stacks zum Beispiel teilweise auch auf Technologien der Verpackungsindustrie zurück – was in der konventionellen Motorenherstellung in der Regel keine Anwendung findet.

Geplantes Brennstoffzellen-Joint Venture von Daimler Truck AG und Volvo Group

Die Daimler Truck AG hat erst im April dieses Jahres gemeinsam mit der Volvo Group eine vorläufige, nicht bindende Vereinbarung zur Gründung eines neuen Joint Ventures zur serienreifen Entwicklung und Vermarktung von Brennstoffzellensystemen für den Einsatz in schweren Nutzfahrzeugen und anderen Anwendungsfeldern geschlossen. Das Joint Venture greift auf die Expertise der Daimler Truck AG und der Volvo Group zurück. Auch Serienproduktion von Brennstoffzellen soll Bestandteil des Joint Ventures werden. Die Daimler Truck AG und die Volvo Group planen, in der zweiten Hälfte des Jahrzehnts schwere Brennstoffzellen-Nutzfahrzeuge für den anspruchsvollen und schweren Fernverkehr in Serie anzubieten.

Daimler Truck AG bündelt konzernweite Brennstoffzellen-Aktivitäten

Um das Joint Venture mit der Volvo Group zu ermöglichen, bündelt die Daimler Truck AG alle konzernweiten Brennstoffzellen-Aktivitäten in der kürzlich gegründeten Tochtergesellschaft Daimler Truck Fuel Cell GmbH & Co. KG. Dazu gehört auch die Zuordnung der Aktivitäten der Mercedes-Benz Fuel Cell GmbH. Die Daimler Truck Fuel Cell GmbH & Co. KG soll später in das geplante Joint Venture übergehen. Daimler hat rund um die Brennstoffzelle mit seinem Standort in Nabern/Deutschland (derzeit Hauptsitz der Mercedes-Benz Fuel Cell GmbH) sowie weiteren Produktions- und Entwicklungsstätten in Deutschland und Kanada in den vergangenen Jahrzehnten bereits bedeutendes Knowhow aufgebaut.

Geplante Kooperation mit Rolls-Royce für stationäre Brennstoffzellensysteme

Konkrete Chancen zur Kommerzialisierung der Brennstoffzellen-Technologie durch das geplante Joint Venture von Daimler Truck AG und Volvo Group zeigt die von der Daimler Truck AG und dem britischen Technologiekonzern Rolls-Royce plc geplante Kooperation im Bereich stationärer Brennstoffzellensysteme. Der Geschäftsbereich Power Systems von Rolls-Royce plant, für die von ihm entwickelten und vertriebenen Notstromgeneratoren der Produkt- und Lösungsmarke MTU in Rechenzentren zukünftig auf die Brennstoffzellensysteme aus dem geplanten Joint Venture von Daimler Truck AG und Volvo Group und die langjährige Expertise von Daimler auf diesem Gebiet zu setzen. Bis Ende des Jahres soll ein umfassender Kooperationsvertrag ausgearbeitet und unterzeichnet werden.

30.6.2020 | Quelle: Daimler Truck AG | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Großtechnische Elektrolyseanlagen, die der Anlagenbauer Thyssenkrupp für die Industrie herstellt, können ab sofort über das Virtuelle Kraftwerk von E.ON mit dem Strommarkt in Deutschland gekoppelt werden. Die Anlagen sind dadurch „Strommarkt ready“. So kann industrielle Wasserstoffproduktion dazu beitragen, grünen Strom effizient in das Energiesystem zu integrieren.

Das Prinzip: Bei einem hohen Bedarf im Stromnetz fährt die Anlage die Wasserstoffproduktion herunter, so dass die Energie für die Elektrolyse der öffentlichen Stromversorgung zur Verfügung steht. Umgekehrt fährt sie die Wasserstoffproduktion hoch, wenn mehr Energie in die Netze eingespeist wird, als verteilt werden kann.

Mit dieser Innovation werden so genannte Power-to-X-Anlagen für die Industrie attraktiver. Der Betreiber einer Anlage kann seine Bereitschaft, sich flexibel dem allgemeinen Strombedarf anzupassen, vermarkten und so zusätzliche Einnahmen am Strommarkt erwirtschaften.

Virtuelles Kraftwerk gleicht schwankende Stromproduktion aus

Den Prozess steuert das Virtuelle Kraftwerk von E.ON automatsich. Diese Softwareplattform verbindet verschiedene zumeist industrielle Erzeuger und Großabnehmer von Energie und steuert Erzeugung und Verbrauch dieser Kunden je nach aktueller Netzauslastung. Das Virtuelle Kraftwerk leistet so einen wesentlichen Beitrag, die schwankende Stromproduktion aus Erneuerbarer Energie im Stromnetz auszugleichen.

Bei der Carbon2Chem-Pilotanlage mit einer Leistung von bis zu zwei Megawatt in Duisburg haben Thyssenkrupp und E.ON das System erfolgreich getestet. E.ON hat ebenfalls geprüft, dass die Anlage alle Voraussetzungen zur Teilnahme am Regelleistungsmarkt erfüllt. Aufgrund der hohen Reaktionsschnelligkeit kann die Technologie sogar am Markt für Primärregelleistung teilnehmen. Dies haben die Partner mit dem Übertragungsnetzbetreiber erfolgreich getestet.

Thyssenkrupp und E.ON kooperieren jetzt bei der Vermarktung. Ab sofort vertreibt Thyssenkrupp die Power-to-X-Technologie mit der zusätzlichen Option, die Anlage an das Virtuelle Kraftwerk zu koppeln. E.ON bietet den Kunden an, die Elektrolyseanlagen so zu betreiben, dass sie optimal auf den Strommarkt abgestimmt sind.

E.ONs Virtuelles Kraftwerk steuert rund 150 Anlagen in Deutschland und Großbritannien und vermarktet den Strom und die Flexibilität aus diesen Anlagen. Insgesamt werden etwa 600 Megawatt vermarktet. Es handelt sich um eine von E.ON eigens entwickelte Plattformlösung zur Anbindung und Steuerung dezentraler technischer Einheiten.

30.6.2020 | Quelle: E.ON | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Nachdem TÜV NORD bereits mit verschiedenen Vorgängermodellen betraut war, werden die Windenergieexperten nun auch die weltweit größte Offshore-Windenergieanlage, die SG 14-222 DD auf dem Weg zur Marktreife begleiten. Sie sind mit der Zertifizierung nach dem international anerkannten IECRE-Schema OD 501 beauftragt. Zusammen mit OD 502 ist das Schema insbesondere für die hochkomplexe Zertifizierung von Offshore-Projekten geeignet.

Gewappnet für extreme Umweltbedingungen

Für die SG 14-222 DD übernimmt TÜV NORD die Zertifizierung des Prototyps, der 2021 fertiggestellt sein soll. Zudem die Typenzertifizierung, welche im Vorfeld der Serienproduktion ansteht. Im Vordergrund steht das Gesamtkonzept der Windenergieanlage. Die TÜV NORD-Experten prüfen die Auslegung der Anlage für die gesamte Entwurfslebensdauer. Diese beträgt bei der SG 14-222 DD 25 Jahre. Dabei bewerten sie die komplette Anlage von den Rotorblättern über die Gondel bis zum Turmfuß. Ebenso fließt die Qualität entlang der Lieferkette und ein ausführliches Testprogramm in die Bewertung mit ein. Dabei beziehen die Experten auch die extremen Bedingungen mit ein, denen eine Windenergieanlage auf offenem Meer ausgesetzt ist. Denn auch bei hoher Salzbelastung, Sturmfluten und Orkanböen muss die Anlage sicher sein. So wird für die SG 14-222 DD etwa die so genannte „Taifun-Klasse“ geprüft, die vor allem für den Einsatz in Japan und Taiwan gefordert ist.

Der neue Superlativ von Siemens Gamesa

Die Windturbine SG 14-222 DD von Siemens Gamesa wird in vielerlei Hinsicht Rekorde brechen. Denn die Nennleistung der direkt angetriebenen Windenergieanlage soll mehr als 14 Megawatt betragen, was sich per Power-Boost-Funktion sogar auf bis zu 15 Megawatt steigert. Jeweils 108 Meter messen Rotorblätter, der Rotordurchmesser liegt bei 222 Metern. Dank der gigantischen Ausmaße und Leistung spart die Turbine in nur 25 Jahren etwa 1,4 Millionen Tonnen CO2-Emmissionen ein im Vergleich zur Stromerzeugung durch Kohle. Somit kann eine einzige Windenergieanlage dieses Typs rund 18.000 durchschnittliche europäische Haushalte jährlich mit Elektrizität versorgen. Marktreife soll die weltweit größte Offshore-Windenergieanlage im Jahr 2024 erlangen.

Bereits jetzt liegen Siemens Gamesa Aufträge über den Einsatz der Turbine in drei Offshore-Windprojekten auf drei Kontinenten vor. Das von Northland Power und Yushan Energy geplante 300-MW-Projekt „Hai Long“ in Taiwan, das von innogy geplante 1.400-MW-Projekt „Sofia“ in Großbritannien und das von Dominion Energy geplante 2.640-MW-Offshore-Windprojekt „Coastal Virginia Offshore Wind“ in den USA.

30.6.2020 | Quelle: TÜV Nord | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Das Freibad Kiebitzberge in Kleinmachnow nutzt die Sonnenenergie, um das Schwimmbadwasser für seine Badegäste zu wärmen. Dafür sind auf etwa 700 Quadratmetern Dachfläche des Technikgebäudes 240 Schwimmbadabsorber HelioPool der Dautphetaler Roth Werke montiert – installiert von dem Unternehmen Wassertechnik Wertheim. Der HelioPool dient der direkten solaren Erwärmung von Schwimmbadwasser im Durchlaufprinzip. Der Ertrag des Kollektorfeldes im Freibad Kiebitzberge liegt bei etwa 190 Megawattstunden pro Saison. Bezogen auf die 1.000 Quadratmeter Beckenfläche ergibt die Energiebilanzsimulation für die Anlage eine CO2-Einsparung von über 50 Tonnen jährlich durch den Einsatz der Schwimmbadabsorber HelioPool.

Von der Beratung über die Planung bis zur Ausführung begleitete Roth das Bauprojekt und erstellte die notwendigen Auto-CAD-Zeichnungen und Hydraulikpläne. Der Hersteller arbeitet mit der modernen Simulationssoftware „T*SOL“, um Anlagen bedarfsgerecht zu dimensionieren. Zudem kommen die Fachleute von Roth zu Montagebeginn für die Einweisung der Partner vor Ort.

Vom Bundesumweltministerium gefördertes Modellprojekt

Das Energiekonzept für die Sanierung des rund 30 Kilometer von Berlin entfernten Freibads ist ein vom Bundesumweltministerium gefördertes Modellprojekt. Das Gesamtkonzept beinhaltet neben der Solaranlage für die Schwimmbecken ein zweites Solarsystem, das ganzjährig, solares Heizen und Warmwasserbereitung für den ganzen Komplex ermöglicht. Ein durchdachtes Zusammenspiel von Hybridkollektoren, Eisspeicher und Wärmepumpe vom Hersteller Consolar sorgt für hohe Solarerträge im Vergleich zu konventionellen Solarsystemen.

Der Startschuss für die Sanierung fiel im April 2017. Das Mitte der 1970er-Jahre entstandene Freibad feierte seine Wiedereröffnung im Jahr 2018. Seitdem erfreuen sich rund 100.000 Besucher jährlich an einem umfangreichen Angebot. Neben Schwimmerbecken mit Sprungturm, Nichtschwimmerbecken, Kleinkindbecken und Sauna gibt es großzügige Liegewiesen im familienfreundlichen Freibad. Betreiber der Einrichtung sind die drei Kommunen Kleinmachnow, Teltow und Stahnsdorf. Im Rahmen der Projektlaufzeit des Modellprojekts bis Ende 2019 boten sie Führungen rund um das Energiekonzept. Aktuell gibt es weiterhin einen Showroom, der die Badegäste informiert, wie solares Heizen fossile Systeme ersetzen kann.

Auch für private Schwimmbäder geeignet

Roth bietet den Schwimmbadabsorber HelioPool in Größen von 2,2 und 1,2 Quadratmeter. Die kleinere Variante eignet sich besonders für private kleine Schwimmbäder und geometrisch anspruchsvolle Dächer. Beide Absorbergrößen sind flexibel kombinierbar. Mit nur einem Kollektortyp können alle Montageanwendungen realisiert werden. Jeder Absorber besitzt je vier Anschlüsse mit 25 Millimeter und mit 40 Millimeter, die je nach Anschlussart variabel belegt werden können.

Als Spezialist in Kunststoffverarbeitung entwickelte der Hersteller den Schwimmbadabsorber aus hochwertigem High Density-Polyethylen (HDPE) und fertigt als einziger Hersteller im Coextrusionsverfahren (CoEx). Der Roth HelioPool zeichnet sich durch einen hohen Wirkungsgrad aus. Er wird vollflächig durchströmt, ist frostsicher und begehbar. Die spezielle Absorber-Konstruktion mit vollflächiger Durchströmung gewährleistet einen geringen Druckverlust. Roth bietet ein komplettes und montagefertiges System inklusive Befestigungssets für alle Montagemöglichkeiten und einer Regelung an.

30.6.2020 | Quelle: Roth Werke | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

IBC Solar, ein Systemhaus für Photovoltaik und Energiespeicher, baut seine Expertise im Bereich gewerbliche Energiesysteme aus. Mit der Gründung der Abteilung Commercial Energy Systems steht Fachpartnern und Kunden von IBC Solar ab sofort ein Expertenteam zur Seite, das auf die Entwicklung individueller Energiesysteme für Unternehmen spezialisiert ist. Mit der neuen Ausrichtung will das Systemhaus in erster Linie seine Fachpartner unterstützen und umfassende gewerbliche Photovoltaik-Lösungen inklusive Energiemanagement (EMS), Speicher und E-Mobilität umsetzen.

Gewerbliche Solar-Anwendungen, speziell in Verbindung mit dem richtigen EMS, sind ein Wachstumsmarkt mit enormem Potenzial. Doch jedes Projekt ist ein Einzelfall, von der Akquise über die Planung bis hin zur Installation. IBC Solar unterstützt seine Fachpartner hier ganz individuell mit den passenden Produkten und Know-how, sodass Installateure maßgeschneiderte gewerbliche Anlagen liefern können.

Umfassende Projektbegleitung

Dabei bietet das Unternehmen eine umfassende Projektbegleitung von Anfang bis Ende – sowohl telefonisch beim Fachpartner als auch beim Gewerbekunden vor Ort. Neben einer umfangreichen Analyse der Bedarfs- und Verbrauchsdaten, der Lastgänge und der Lastspitzen des jeweiligen Betriebs, unterstützt das Expertenteam auch bei der Auslegung der PV-Anlage, bei der Integration von Speichern sowie im Bereich E-Mobilität und bei der Einbindung eines passenden EMS. Nach der Konzeption der optimalen Energielösung können die Fachpartner das vorgeschlagene System detailliert planen und installieren. Auch hier steht das Systemhaus jederzeit unterstützend zur Seite und ist bei Bedarf bei der Installation und Inbetriebnahme vor Ort dabei.

„Mit unserer neuen Abteilung können wir Fachpartner, die sich bisher noch nicht oder nur selten mit Gewerbelösungen beschäftigt haben, zielgerichtet in diesem Geschäftsfeld unterstützen. Das Marktpotenzial für solche Anlagen ist groß. Genauso groß ist aber auch die Herausforderung, diese komplexen und sehr individuellen Anlagen zu planen und umzusetzen“, so Stratis Tapanlis, Director, Commercial Energy Systems. „Wir befähigen unsere Fachpartner diese Hürde zu nehmen und smarte, sichere und wirtschaftliche Lösungen für ihre Kunden zu finden.“

30.6.2020 | Quelle: IBC Solar | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Die Varta AG, Hersteller von Lithium-Ionen Batterien, treibt die Weiterentwicklung ihrer Technologie voran. Dafür erhält Varta Fördermittel. Neben der Entwicklung der neuesten Generation kleinformatiger Lithium-Ionen Zellen mit noch höheren Energiedichten soll der Schwerpunkt des Förderprogramms auf der Übertragung der Varta-Technologie auf größere Formate liegen. Diese Batteriezellen könnten in Zukunft in Energiespeichern, Robotern aber auch in Bereichen der Mobilität eingesetzt werden.

Auf einer Pilotlinie sollen diese neuen Batterieformate optimiert und in eine Massenproduktion überführt werden. Zudem investiert das Unternehmen in Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten für Batteriezellen in Sonderformaten, die zunehmend beispielsweise für IOT-Anwendungen nachgefragt werden. Das Bundeswirtschaftsministerium und die Länder Bayern und Baden-Württemberg unterstützen die Batterieindustrie in Deutschland und Europa im Rahmen eines IPCEI. IPCEI steht für „Important Project of Common European Interest“. Dabei handelt es sich um von mehreren EU-Staaten gemeinsam finanzierte Fördermaßnahmen. Für das Vorhaben stellen Bund und Länder der Varta Fördermittel von bis zu 300 Mio. Euro bis Ende 2024 zur Verfügung.

Altmeier: Batteriezellproduktion hat hohe Priorität

Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier dazu: „Ich freue mich, dass ich Varta AG als erstes Unternehmen in Deutschland einen Bescheid über die Förderung der Batteriezellfertigung aushändigen kann. Der Aufbau einer innovativen und nachhaltigen Batteriezellproduktion in Deutschland hat für uns hohe Priorität. Sie ist erforderlich, um im Zuge der Energie- und Verkehrswende wettbewerbsfähig zu bleiben, neue Arbeitsplätze zu schaffen und Wohlstand zu sichern. Heute machen wir einen großen Schritt zu einer eigenen Großserie bei Batteriezellen für automobile und industrielle Anwendungen.“

Herbert Schein, Vorstandsvorsitzender der Varta AG, sagt: „Wir haben unsere Lithium-Ionen Technologie in Deutschland in eine hochprofitable Massenfertigung überführt. Mit dem IPCEI werden wir die Lithium-Ionen Technologie weiter ausbauen und die Entwicklung der neuesten Generationen nochmals beschleunigen und neue Produkte auf den Markt bringen. Ich freue mich, dass die Politik dieses Projekt unterstützt und damit die Batterieindustrie stärkt.“ Varta investiert weiterhin in den Ausbau seiner Lithium-Ionen Massenproduktion und wird bis Ende nächsten Jahres rund 1000 neue Stellen in Ellwangen und Nördlingen schaffen.

30.6.2020 | Quelle: Varta | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Die Agentur für Erneuerbare Energien hat Friedrich-Wilhelm-Lübke-Koog (FWLK) zur Energie-Kommune des Monats ausgezeichnet. Die Kommune mit ihren 80 Haushalten versorgt mit ihren 30 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 70 Megawatt circa 100.000 Haushalte mit regenerativem Strom. In den letzten Jahren musste in der beschaulichen nordfriesischen Gemeinde immer mehr Windstrom aufgrund mangelnder Netzkapazitäten abgeregelt werden. Im Rahmen der – vom Europäischen Landwirtschaftsfond für die Entwicklung des ländlichen Raums geförderten – Wind-und-Wärme-Modellregion erprobt man seit 2018, wie man diesen abgeregelten Strom effektiv nutzen kann.

2017 haben die Netzbetreiber deutschlandweit über 5,5 Milliarden Kilowattstunden Windstrom abgeregelt und damit nicht in das Stromnetz eingespeist. Den höchsten Anteil hatte hier Schleswig-Holstein mit knapp über 50 Prozent und 2,86 Mrd. Kilowattstunden. Der Anstieg der Produktionskapazitäten und fehlende Netzkapazitäten führten dazu, dass in den letzten Jahren immer mehr Strom abgeregelt werden musste, um einer Überlastung der Netze vorzubeugen. Gleichzeitig stagniert der Anteil Erneuerbarer Energien im Wärmesektor bei knapp unter 15 Prozent. Durch die Kopplung von Windstrom und Wärme testet Friedrich-Wilhelm-Lübke-Koog, wie man diese Überkapazitäten zum Heizen nutzen kann. „Dank Power-to-heat-Technologien und virtuellen Kraftwerken sind wir mittlerweile einen großen Schritt weiter in puncto Effizienz und Bezahlbarkeit, wenn es um die Nutzung von abgeregeltem Strom zur Wärmeerzeugung geht. Unsere Energie-Kommune des Monats zeigt, wie wichtig innovative Modellprojekte sind, um die Energiewende voranzubringen“, sagt Robert Brandt, Geschäftsführer der Agentur für Erneuerbare Energien e.V. (AEE).

Umstellung von Öl- auf Elektroheizung

Nach der Konzeptphase wurde 2018 mit der Umsetzung des Projekts begonnen. Hier soll bis Ende 2020 eine Auswertung vorliegen, welche die Machbarkeit und das Potenzial der Modellregion für die Nutzung von abgeregeltem Strom bewertet. Gemeinsam mit den Partnern ArgeNetz, dem Institut für Wärme und Oeltechnik e. V. (IWO) und dem Bürgerwindpark erprobt man momentan, inwieweit man die Überkapazitäten bei der Erzeugung von Windstrom für die lokale Wärmeversorgung nutzen kann. 13 der 80 Haushalte der Gemeinde haben dafür eine Öl-Hybridheizung erhalten, die von der Verbrennung von Öl auf eine Elektroheizung umstellt, sobald der lokal produzierte Windstrom nicht mehr in das Stromnetz fließen kann. Das System läuft schon jetzt vollautomatisch. Das virtuellen Kraftwerk der ArgeNetz in Husum steuert es. 

Bis zur Vorlage des Abschlussberichtes ist es schwer, genaue Zahlen zu nennen. Erste Schätzungen gehen jedoch davon aus, dass es möglich ist, zwischen 30 und 40 Prozent der Heizenergie aus anderweitig abgeregeltem Windstrom zu gewinnen. Der Bürgermeister der Gemeinde, Christian Nissen, ist optimistisch: „Beim Projekt ging es darum, die Möglichkeit der Nutzung von zuvor abgeregeltem Windstrom zu Heizzwecken in größerem Umfang zu prüfen. Der Beweis dafür ist erbracht“. Handlungsbedarf sieht er vor allem bei der Politik, denn obwohl das System technisch funktioniert, ist dessen Wirtschaftlichkeit noch nicht sichergestellt. „Es geht darum, eine Gleichrangigkeit der Energieträger herzustellen. Wir hoffen da auf die Politik“, kommentiert Bürgermeister Nissen.

Öl ist nicht gleich Öl

Mittelfristig lässt sich gerade in dünn besiedelten Gebieten wie in Friedrich-Wilhelm-Lübke-Koog eine zentrale Wärmeversorgung schwer umsetzen. Da abgeregelter Strom nur bis zu 40 Prozent der Wärmeenergie eines Haushaltes bereitstellen kann, bleiben die Lübke-Kooger*innen zumindest mittelfristig auf Öl als Energieträger angewiesen. Um die, in der Modellregion installierten Öl-Hybridheizsysteme, dennoch möglichst klimaschonend betreiben zu können, hat das IWO im Rahmen des Projekts einen erneuerbaren Energieträger aus Reststoffen entwickelt, den man dem regulären Heizöl im Verhältnis eins zu eins beimischt. Damit reduziert sich der Verbrauch des restlichen Heizöls um die Hälfte. Das Konzept soll so zunächst als Vorbild für Schleswig-Holstein dienen, denn hier gibt es nicht nur viel Wind, sondern auch noch rund 200.000 Ölheizungen.

Auch in Zukunft sucht die Gemeinde weiter nach Wegen, ihre Windenergie möglichst effektiv nutzen zu können. So ist aktuell ein Konzept zur Förderung der Elektromobilität in Planung und auch die Erstellung einer Wasserstoffstrategie ist angedacht.

29.6.2020 | Quelle: AEE | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Im sonnenreichen Süden Indiens erstreckt sich der Solarpark Pavagada über eine bemerkenswerte Fläche von 53 Quadratkilometern oder 7.420 Fußballfeldern. Mit einer Gesamtleistung von rund zwei Gigawatt belegt der Park derzeit Platz 2 unter den weltgrößten Solarparks. Für einzelne Teil-Abschnitte des Parks sind verschiedene Betreiber verantwortlich. Das Oldenburger Unternehmen energy & meteo systems prognostiziert für diesen Park seit Anfang 2020 die Stromerzeugung für die Unternehmen Tata und SB Energy – zwei der größten Betreiber des Parks, die zusammen rund 700 Megawatt Anlagenleistung verantworten. Mit diesem Anteil am Solarpark Pavagada stellt das Unternehmen nun verlässliche Prognosen für Betreiber von fünf der sechs größten Solarparks der Welt bereit. Dazu zählt auch der aktuelle Spitzenreiter im indischen Bhadla mit etwa 2,2 Gigawatt Gesamtleistung. Für die Firma Greenko werden Vorhersagen für deren 500 Megawatt Kapazität im weltweit sechstgrößten Solarpark Kurnool im indischen Andhra Pradesh mit einer installierten Gesamtkapazität von 1.000 Megawatt geliefert.

Drei der sechs größten Solarparks stehen in Indien, alle mit Nennleistungen im Gigawatt-Bereich. Um derart leistungsstarke Photovoltaik-Kraftwerke sicher in die Stromnetze zu integrieren, brauchen die Netzbetreiber besonders verlässliche Stromerzeugungsprognosen. Diese müssen nicht nur das lokale Wetter berücksichtigen, sondern auch die örtlichen und technischen Eigenheiten der jeweiligen Anlage einbeziehen. Ungenaue Vorhersagen gefährden die Sicherheit der Stromversorgung. Denn wenn Netzbetreiber nicht schnell genug auf unvorhergesehene Schwankungen im Netz reagieren, können die Stromnetze ganzer Regionen kollabieren.

Präzise auch unter tropischen Wetterbedingungen

In Indien sind die Betreiber von Solarparks daher dazu verpflichtet, eigene Erzeugungsprognosen zu erstellen und an die Netzbetreiber zu übermitteln. Es gibt Strafen, wenn die tatsächliche Stromerzeugung von den Prognosen abweicht und diese online veröffentlicht wurden. So zeigt sich, welcher Anbieter die besten Prognosen macht. „In Indien sehen wir im direkten Vergleich mit Wettbewerbern, dass unsere Prognosen zu den genauesten zählen“, sagt Ulrich Focken, Geschäftsführer und Mitbegründer von energy & meteo systems. „Wir freuen uns, trotz der herausfordernden tropischen Wetterbedingungen so gute Ergebnisse zu erzielen. Der Monsun macht uns keinen Strich durch die Rechnung.“

Das Oldenburger Unternehmen prognostiziert heute rund 40 Prozent der weltweit installierten Solarenergieleistung und rund 50 Prozent der weltweit installierten Windenergieleistung. Mehr als 20 internationale Übertragungsnetzbetreiber vertrauen auf die Prognosen des Unternehmens.

29.6.2020 | Quelle: energy & meteo systems | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Biomethan ist ein vielseitiger flexibler Energieträger dessen Nutzung effektiv zum Gelingen der Energiewende und zur Dekarbonisierung des Energiesystems beitragen kann. Einsatzmöglichkeiten in den Bereichen Strom, Wärme und Verkehr bieten enormes Potenzial für die Sektorkopplung. Dazu kann man in der chemischen Industrie als Alternative zu fossilen Rohstoffen nutzen. Um dieser Bedeutung gerecht zu werden, beabsichtigt das Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) mit dem Förderaufruf Biomethan Forschungs- und Entwicklungs-Vorhaben zu initiieren.

200 Anlagen in Betrieb

Seit dem Bau der ersten Biomethananlage 2006 in Pliening sind bisher etwa 200 weitere Anlagen in Deutschland in Betrieb gegangen. Veränderte Rahmenbedingungen und niedrige Preise fossiler Rohstoffe führten in den letzten Jahren zu neuen Herausforderungen und einem insgesamt deutlich verlangsamten Ausbau. Um die ambitionierten Klimaziele und die angestrebte Umstellung der Energieversorgung auf erneuerbare Energien zu erreichen, ist es allerdings erforderlich, die durchaus vorhandenen Potenziale zu erschließen. Nach aktuellen Veröffentlichungen wird von einem Biomethan-Potenzial von 10,3 Mrd. m3 pro Jahr ausgegangen, dieses entspricht etwa 100 TWh, die man bis 2030 in das deutsche Gasnetz eingespeisen könnte. Ende 2018 wurden allerdings erst 10 % davon realisiert. Förderliche Rahmenbedingungen sind daher notwendig, um die Vorteile von Biomethan zu nutzen. Biomethan liefert zuverlässig Energie, ist langfristig speicherbar. Man kann es zudem flexibel zur Strom- und Wärmeerzeugung, als Kraftstoff oder als Grundbaustein für die chemische Industrie einsetzen.

Für die ambitionierten Klimaschutzziele, ist es u. a. erforderlich, vorhandene Biomethanpotenziale zu erschließen. Mit dem Förderaufruf Biomethan forciert das BMEL die Weiterentwicklung und Verbesserung von Konzepten, Verfahren, Maßnahmen und technischen Lösungen. Dazu bedarf es Projekte, die marktrelevante und anwendungsbezogene Arbeiten umfassen. Sie sollen die Biomethan-Erzeugung und –Verwertung entlang der gesamten Wertschöpfungskette durch wissenschaftliche Arbeiten und praxisorientierte Lösungen weiterbringen. 

Interessierte können Projektvorschläge noch bis zum 15. Juli 2020 bei der FNR einreichen. Der Förderaufruf „Optimierung der Biomethanerzeugung“ ist unter dem nebenstehenden Link zu finden.

29.6.2020 | Quelle: FNR | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Das ifeu hat in einer aktuellen Studie für das Umweltbundesamt (UBA) zusammen mit seinen Projektpartnern DLR und JOANNEUM Research untersucht, ob die Herstellung so genannter Power-to-X-Energieträger (PtX) der Umwelt schadet. PtX-Brennstoffe sind synthetische Gase (Wasserstoff, Methan) oder flüssige Kohlenwasserstoffe (Diesel, Benzin, Kerosin, Methanol), die mit Strom aus erneuerbaren Quellen hergestellt werden können.

Über 60 Herstellungspfade analysiert

Ziel des Projektes SYSEET war es, zu bestimmen, mit welchen Umweltbelastungen die Herstellung dieser speicherbaren Energieträger verbunden ist – heute und im Verlauf des Transformationsprozesses bis 2050. Dafür habne die Forscher über 60 Pfade analysiert, PtX-Brennstoffe herzustellen und nach Deutschland zu transportieren. So wird in diesem Modell etwa Diesel mit Strom aus Photovoltaikanlagen in Saudi-Arabien und CO2 aus dortigen Zementwerken hergestellt und per Tankschiff nach Deutschland transportiert. In einem anderen Pfad analysiren die Forscher die Herstellung von Methanol in Schweden aus Waldrestholz und mit Strom aus Wasserkraft. Auch die Herstellung von Wasserstoff in Deutschland und die Erzeugung von Biomethan aus landwirtschaftlichen Rohstoffen haben die Studienautoren betrachtet. Die Pfade haben sie insgesamt so ausgewählt, dass sich der Einfluss verschiedener Prozessschritte und -optionen gut herausarbeiten ließ. Analysiert haben die Forscher die Umweltauswirkungen dann in einem rechnerbasierten Ökobilanzmodell.

Die wichtigste Erkenntnis: PtX-Brennstoffe sparen Treibhausgase ein, aber selbst mit 100 Prozent Strom aus erneuerbaren Quellen ist die Herstellung synthetischer Brennstoffe mit erheblichen Umweltlasten verbunden. So benötigt der Bau der Wind- und Photovoltaikanlagen, der Synthese-Einrichtungen und der Transportinfrastruktur Rohstoffe und ist mit Emissionen in Luft und Wasser verbunden. Der für die Herstellung von Kohlenwasserstoffen nötige Kohlenstoff muss man als CO2 aus Abgasen, der Luft oder aus Biomasse gewinnen. Daraus resultieren wiederum Umweltbelastungen – von der Emission von Feinstaub über Überdüngung bis hin zur Versauerung von Böden und Gewässern.

Die Studie „Systemvergleich speicherbarer Energieträger aus erneuerbaren Energien“ zeigt deutlich: Die Herstellung synthetischer Kraftstoffe kann nur nachhaltig sein, wenn man auch die Herstellung der Stromerzeugungsanlagen und der Transport optimiert. Ein Großteil der errechneten Belastungen stammt nämlich aus der Herstellung von Stahl, Zement und Metallen, die man für Windkraft- und Photovoltaikanlagen benötigt.

29.6.2020 | Quelle: ifeu | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Das Forschungs- und Entwicklungsteam von LONGi hat die Gallium-dotierten M10 Standartsiliziumwafer (182mm) optimiert, um mit dem Hi-Mo 5 Modul ein P-Typ Mono PERC Modul mit geringer LID herzustellen. Bei Gallium-dotierten Siliziumwafer wurde im Vergleich zur Bor-dotierten Methode eine geringere LID-Leistung mit stabiler, langfristiger Stromerzeugung nachgewiesen. Herkömmliche Gallium-dotierte Siliziumwafer sind jedoch teurer. LONGi hat dieses Problem wirksam mit Weiterentwicklung der Technologie bei größerem Produktionsumfang angegangen.

Die Gallium-dotierten Zellen verbessern laut Hersteller beim Hi-Mo 5 die Langzeitstabilität, Leistungsfähigkeit und dauerhafte Zuverlässigkeit. Die Leistungsgarantie im ersten Jahr liegt bei 98 %, führend in der Industrie, und die lineare jährliche Degradation beträgt maximal 0,45 %.

Gleichzeitig führt LONGi auch die „Smarte Löttechnik“ beim Hi-Mo-5 ein, die die Effizienz der Module um 0,3 % verbessert. Diese patentierte Technologie nutzt integrierte segmentierte Kontaktbänder, die die Lichteinstrahlung maximieren und die Zellen verlässlich und hochpräzise mit einem geringeren Abstand verbinden. „Smartes Löten“ verringert die Zugbelastung der Zellen.

Robustes Doppelglas-Modul

Hi-MO 5 hat eine bifaziale Variante im „Doppelglas mit Rahmen“-Design, das sehr robust sein soll. Die Robustheit des Rahmens macht laut Hersteller einen Querträger unnötig, und dann keine Abschattungsverluste an der Rückseite des Moduls entstehen. Die Modulhöhe des Hi-MO 5 ist mit horizontalen ein- und zweireihigen einachsigen Nachführsystemen kompatibel.

Laut LONGI haben BOS-Simulationen, bei denen feste Klemmsysteme und zentrale Wechselrichter benutzt werden, gezeigt, dass das Hi-MO 5 Modul die BOS-Kosten um mehr 1,2 US-Dollar Cent im Vergleich zu den Mainstreamprodukten des Marktes verringern kann. Mit Stringwechselrichtern kann das Hi-MO 5 Modul den Energieertrag der Anlage verbessern, die Kosten der Wechselstromgeräte verringern und den geringsten LCOE für Großkraftwerke bieten.

Bifaziale und monofaziale Varianten

Das Hi-MO 5-Sortiment umfasst 66 und 72-zellige Formate in bifazialer und monofazialer Anwendung. Die 72-Zellen-Version setzt das traditionelle 6-Reihen-Design mit Vorderseitenleistung bis zu 540 W ein. Die 66-zelligen Module haben Vorderseitenleistung von 495 W und eine kleinere Größe, der ihren Anwendungsbereich erweitert.

29.6.2020 | Quelle: LONGi | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Die Rendite mit Photovoltaik-Hausanlagen in Deutschland sinkt weiter. Das geht aus der Auswertung von 2.100 Angeboten für PV-Anlagen im Jahr 2019 hervor. Die HTW Berlin hat die Analyse für die Verbraucherzentrale in NRW durchgeführt. Der Verbraucherschützer haben auf dieser Basis ihren aktualisierten Preisindex‘ für verschiedene Anlagengrößen vorgestellt. Für die Beispielkonstellation einer neuen 10 kWp-Anlage, die bei Inbetriebnahme im Januar 2019 noch 3,4 Prozent Rendite abwerfen konnte, ermittelten die Experten jetzt nur noch 2 Prozent. Und das trotz der in dieser Leistungsklasse weiterhin sinkenden Anlagenpreise.

Sehr kleine Anlagen unter 4 kWp seien demnach kaum noch wirtschaftlich zu betreiben. Kleinere Anlagen seien zudem auch 2019 erneut leicht im Preis gestiegen. Die Auswertung bestätige die Trends des Vorjahrs. Kleine Anlagen mit vier (plus 2,7 Prozent) oder sechs (plus 1,2 Prozent) Kilowatt Leistung stiegen erneut im Preis, während größere Anlagen günstiger wurden. Hier überwogen sogar stärkere Rückgänge als im Vorjahr: Fiel der spezifische Preis pro Kilowatt Leistung bei 12 kWp-Anlagen damals um 2,2 Prozent, gab er nun um weitere 5,3 Prozent nach. Auch bei allen darüber liegenden Leistungsklassen sank der Preis um mehr als fünf Prozent.

Kleine Anlagen schreiben rote Zahlen

„Trotz der klaren Preisrückgänge sinkt die Wirtschaftlichkeit auch der größeren Anlagen“, sagt Thomas Wennmacher, Experte für Finanzierungsmodelle in der Energiewende bei der Verbraucherzentrale NRW. Grund sei die regelmäßige Degression der EEG-Vergütung. Besonders hart treffe das aber Haushalte mit kleineren Anlagen unter 4 kWp und einem jährlichen Stromverbrauch unter 3.000 Kilowattstunden. Solche Neuanlagen schrieben bei realistischer Rechnung nunmehr rote Zahlen. „Die EEG-Vergütung ist natürlich nicht dazu da, privaten Photovoltaikbetreibern große Renditen zu garantieren“, sagt der Experte. „Aber wenn viele kleine Beiträge weiterhin Teil der Energiewende sein sollen, muss der Mechanismus der sinkenden EEG-Vergütung auf den Prüfstand.“ Ein finanzielles Plus bleibe bei Anlagen ab etwa 5 kWp dank des Zusammenspiels mit dem Eigenverbrauch aber bis auf weiteres die Regel.

Eine unabhängige preisliche Orientierung für die Anschaffung bietet die Verbraucherzentrale NRW mit ihrem Preisindex unter www.verbraucherzentrale.nrw/photovoltaik-preise. „Private Betreiber müssen vor allem wissen, dass die nötige Investition nicht proportional mit der Anlagengröße wächst. Beim Vergleich einer 4 kWp-Anlage mit 16 kWp gilt etwa: Die vierfache installierte Leistung kostet nur den dreifachen Preis“, erläutert Wennmacher. Dachflächen sollten deshalb nach Möglichkeit voll ausgenutzt werden. Außerdem zeigten die Daten erneut eine sehr breite Preisstreuung innerhalb der einzelnen Größenklassen. Deshalb gelte: „Verbraucher sollten immer mehrere Angebote einholen, prüfen und vergleichen. Denn bei überteuerten Preisen steht letztlich die Wirtschaftlichkeit auf dem Spiel.“

26.6.2020 | Quelle: Verbraucherzentrale NRW | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Mieterstrom statt Vergütung heißt es in Berlin auf einem Haus der Wohnungsbaugenossenschaft Neues Berlin. Dort wandeln die Berliner Stadtwerke eine Photovoltaikanlage, die aktuell nach EEG einspeist, in eine Mieterstromanlage um. Wie die Stadtwerke mitteilten, handele es sich bei dem Gebäude um den „Degnerbogen“. Dieser finde wegen seiner kreisrunden Architektur, seiner künstlerischen Gestaltung des Atriums und seiner sozialen Komponente weithin Beachtung. Er befinde sich im Stadtteil Alt-Hohenschönhausen.

Die Stadtwerke haben die beim Bau des Siebengeschossers 2015 mitinstallierte Solaranlage nun von der Netzeinspeise- zur Mieterstromanlage umgebaut und betreiben sie.  Ab sofort drehe sich im Keller des Gebäudes mit 53 Mietparteien ein sogenannter Summenzähler. Der bilanziere genau den Strom aus dem Netz und vom eigenen Dach. Diese neue Nutzung könne ein Modell für viele PV-Anlagen sein, deren Förderung über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in den kommenden Jahren ausläuft.

Rund 18.000 Anlagen fallen aus der Vergütung

Diese anfangs zur Stimulation des Solarausbaus hohe gesetzlich garantierte Einspeisevergütung war mit den Jahren in mehreren EEG-Novellen immer weiter reduziert worden. Heute lohnen sich Einspeisung oder Direktvermarktung über die Leipziger Strombörse für Solarstrom weniger. Stattdessen sei der Verbrauch vor Ort die bessere Alternative. Allein 2021 würden bundesweit rund 18.000 Solarstromanlagen aus der EEG-Förderung fallen.

Die Berliner Stadtwerke und die Wohnungsbaugenossenschaft Neues Berlin hätten bereits 2019 ein Mieterstromprojekt in der Wohnanlage Malchower Aue in Hohenschönhausen umgesetzt. Dort verfügten seither rund 640 Haushalte über die Möglichkeit, sich mit günstigem Ökostrom vom eigenen Dach versorgen zu können. Dafür installierten die Berliner Stadtwerke auf vier Gebäuden der Genossenschaft insgesamt fünf Solarstromanlagen mit einer Gesamtkapazität von 224 Kilowatt (kW). Beide Unternehmen wollen weitere Mieterstrom-Projekte umsetzen.

26.6.2020 | Quelle: Berliner Stadtwerke | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Photovoltaik soll künftig für Fahrstühle in einer Fabrik in Vietnam zum Einsatz kommen. Der Produzent Thien Nam Elevator will dafür eine 393 Kilowatt starke Photovoltaikanlage auf seinem Betriebsgelände errichten. Dafür sucht das Unternehmen in Zusammenarbeit mit dem Emittenten Ecoligo eine Finanzierung von insgesamt 334.000 Euro. Wie das Berliner Finanz-Start-Up mitteilte, können sich Crowdinvestoren ab einem Betrag von 100 Euro zu einem Zins von jährlich 5,5 Prozent und einer Laufzeit von zwei Jahren beteiligen.

Bei der Firma handele es sich um einen etablierten Fahrstuhlproduzenten mit zwei Fabriken und 23 Wartungsstandorten im Land. Sie stammt aus der Region um die Hauptstadt Ho-Chi-Ming-City. Es handele sich bei der Photovoltaikanlage um ein Aufdach-System. Sie verfüge über eine Leistung von 393 kWp mit 904 Solarmodulen der Firma LONGi aus der Modellreihe LR4-72HPH und 6 Wechselrichtern von AEC ARM Solar (Trinergy Plus). Der erwartete Stromertrag beträgt 1.524 kWh pro installiertem Kilowatt und Jahr.

Thien Nam Elevator bleibe nichtsdestotrotz am Stromnetz des staatlichen Energieversorgers angeschlossen. Ein Teil der erzeugten Solarenergie werde ins Stromnetz eingespeist und anhand eines festgeschriebenen Einspeisetarifs vom lokalen Energieversorger vergütet. In der Nacht oder an bewölkten Tagen, wenn nicht genug Solarenergie produziert werde, beziehe die Fabrik weiter Strom aus dem Netz.

Ecoligo mit PPA und günstigem Solarstrom

Ecoligo habe mit dem Endkunden Thien Nam Elevator JSC ein Stromverkaufsvertrag (PPA) geschlossen. Aus den Einnahmen werde die Rückzahlung und Verzinsung der von den Investoren gegebenen Nachrangdarlehen beglichen. Der PPA beinhalte variable ferne Stromverkaufspreise in Vietnamesischen Dong. Der monatliche Umsatz aus dem Stromverkauf variiere zudem mit dem Solarertrag.

Der Strompreis orientiere sich dabei am Tarif für Strom des lokalen Energieversorgungsunternehmens Vietnam Electricity und soll stets 12,5 Prozent darunter, mindestens aber bei 0,05 Euro je Kilowattstunde liegen. Der Solarstrompreis liegt damit stets unter dem normalen Stronmpreis. Jährlich gebe es eine Neuberechnung des Tarifs, der zudem am Dollar und anderen Indizierungen gekoppelt sei. So würden Wechselkursschwankungen ausgeglichen. In den letzten zehn Jahren sei der EVN-Tarif um durchschnittlich 7 Prozent pro Jahr gestiegen.

26.6.2020 | Quelle: Ecoligo | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Der Photovoltaik-Multi-Megawattpark in Werneuchen in Brandenburg nimmt Gestalt an. Das teilte der Entwickler des Parks, der Karlsruher Eneregieversoreger EnBW, mit. Mit 187 Megawatt (MW) ist er nach Aussage des Unternehmens der größte Solarpark in Deuitschland, der ohne Förderung auskommt. Bis Ende des Jahres soll die Anlage in Betrieb gehen. Die ersten 18.000 Solarmodule der Firma Trina Solar seien jetzt auf der 164 Hektar großen Baufläche des Solarparks „Weesow-Willmersdorf“ eingetroffen. Der Park werde insgesamt rund 465.000 Solarmodule enthalten.

Die EnBW hatte den Bau Mitte März offiziell gestartet. Diese Woche erfolgte nun die Bestückung des ersten „Tisches“ mit 156 Solarmodulen. Dieser sogenannte „Mustertisch“ habe dabei die Qualitätsprüfung der EnBW bestanden. Nach seinem Vorbild erfolge nun die weitere Montage der rund 12.000 Tische. Über 25.000 Pfosten für die Unterkonstruktion seien dazu bisher in den Boden gerammt. Das entspreche etwa einem Viertel der Fläche. Die weiteren Montagearbeiten für die Unterkonstruktion und das Auflegen der Solarmodule erfolgten schrittweise.

Nahezu fertig seien bereits die Kabeltrassen für die Netzanbindung des Solarparks. Es handele sich dabei um eine Strecke von rund sieben Kilometer bis zu dem südwestlich geplanten Umspannwerk bei Blumberg und knapp vier Kilometer zum westlichen Umspannwerk bei Börnicke. Die Fundamente in Börnicke seien bereits gesetzt und der Mastumbau in Arbeit. Auch das Betriebsgebäude stehe bereits, in dem später die Schaltanlagen untergebracht sind. Innerhalb des Solarparks habe die EnBW bisher etwa 120 Kilometer Kabel verlegt. Das entspreche damit rund der Hälfte der internen Parkverkabelung im Boden.

Beschaffung eine Herausforderung

Mehr als 40 Firmen seien im Auftrag der EnBW rund um den Bau des Solarparks beschäftigt. Bis zu 150 Arbeiter könnten während der Bauphase zeitweise gleichzeitig für die Baustelle tätig sein. Durch die zeitlich gestaffelten Arbeitsschritte verteilten sich die Mitarbeiter über das 164 Hektar große Baufeld. „Die Logistik auf der Großbaustelle zu koordinieren, ist für sich schon herausfordernd. Aber auch die Beschaffung ist in Corona-Zeiten sehr speziell und hat uns immer wieder vor Herausforderungen gestellt, die wir bisher erfolgreich lösen konnten“, erklärt der EnBW-Projektleiter Stefan Lederer.

So mussten die zeitweise geschlossenen Grenzen entsprechend im Bauverlauf berücksichtigt werden: Schrauben kämen beispielsweise aus der Türkei, die Kabel teilweise aus Kroatien. Aber auch Mitarbeiter der Baustelle seien extra dafür aus dem Ausland angereist.

EnBW lege auch auf eine regionale Wertschöpfung Wert. „Angefangen von der Bauleitung vor Ort über Verkehrssicherung, landschaftspflegerische und handwerkliche Leistungen bis hin zur Entsorgung gibt es bei diesem Großprojekt auch jede Menge Aufgaben, die durch regionale Unternehmen ausgeführt werden können“, so Lederer.

Erste Einspeisung im Spätsommer

Die EnBW rechnet mit der Einspeisung der ersten Kilowattstunde im Spätsommer und zum Jahresende mit der vollständigen Inbetriebnahme. EnBW rechnet mit einer Betriebsdauer von 40 Jahren. Der Solarpark werde mit der Leitwarte der EnBW in Barhöft verbunden, die den Park rund um die Uhr technisch überwache.

Zum Projekt gehören neben den rein technischen Anlagen auch zahlreiche Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen für den Natur- und Artenschutz. So wird die gesamte Fläche auf und um den Solarpark zu einem artenreichen Grünland entwickelt. Zusätzlich zur Extensivierung der Flächen pflanze die Firma Sträucher und Bäume und lege Hecken und Trittsteinbiotope an.

Die EnBW plant den daraus erzeugten Strom selbst zu vermarkten. Dafür gebe es verschiedene Optionen. Das könne die Belieferung von Vertriebskunden, den Absatz über die Börse oder über Langfristverträge (PPA) sein. Noch sei das aber nicht entschieden.

25.6.2020 | Quelle: EnBW | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

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