Gesamtzahl der Seitenaufrufe

Follower

Mittwoch, 30. September 2015

Exytron startet Pilotprojekte für sein dezentrales Speicher- und Versorgungssystem

29. September 2015 | Märkte und Trends, Speicher und Netze, Topnews
Mit der Smart Energy Technology des 2013 gegründeten Unternehmens können sich auch Regionen, die keinen Netzanschluss besitzen, komplett mit Strom aus Photovoltaik- und Windkraftanlagen selbst versorgen. Die ersten kommerziellen Pilotprojekte zur Markteinführung der Power-to-Gas-Technologie starten derzeit.

Die Exytron GmbH aus Rostock startet derzeit mit den ersten kommerziellen Pilotprojekten für seine entwickelte Smart Energy Technology. Es handele sich um ein Energiespeicher- und –versorgungssystem, das Regionen ohne Stromnetzanschluss ermöglichen solle, sich komplett mit erneuerbaren Energien selbst zu versorgen. Bei dem System werde überschüssiger Strom aus Photovoltaik und Windkraftanlagen genutzt, um hochwertiges Methan, also Erdgas, zu produzieren. Dieses könne dann gespeichert werden und bei Bedarf wieder in nutzbare Energie umgewandelt werden. Sofern ausreichend Strom aus erneuerbaren Energiequellen erzeugt werde, könne damit eine komplette Autarkie erreicht werden, heißt es bei Exytron. Zu den Pilotprojekten für diese Power-to-Gas-Technologie gehörten neben neugebauten Wohnparks auch ein großes Freizeitbad, Beherbergungsbetriebe und sogar ein Projekt im südlichen Afrika.

Das System ist Exytron zufolge in einem Verbundvorhaben zusammen mit dem namhaften Leibniz-Institut für Katalyse an der Universität Rostock entwickelt und vom Land Mecklenburg-Vorpommern mit Mitteln aus dem Europäischen Fonds für Regionale Entwicklung gefördert worden. Das Verfahren sei weltweit patentiert. Das besondere an dem Prozess sei, dass eine Rückführung des bei der Verbrennung des Erdgases entstehenden CO2 erfolge. Es werde über einen Katalysator immer wieder zur Herstellung von neuem Erdgas eingesetzt. Es befinde sich somit in einem geschlossenen Kreislauf und das System komme somit ohne jeglichen CO2-Ausstoß aus. (Sandra Enkhardt)

Belectric OPV: Organische Solarmodule schweben am Seilnetz

29. September 2015 | Märkte und Trends, Topnews
In nur fünf Tagen ist die architektonisch ansprechende Konstruktion, die eine Kombination aus organischer Photovoltaik und Stahlseiltragwerken darstellt, realisiert worden. Für Belectric OPV ist es das erste Projekt nach der Ausstattung des Deutschen Pavillons auf der Expo 2015.

Die Belectric OPV GmbH hat für die Afrikanische Union ein energieerzeugendes Sonnensegel in Form des afrikanischen Kontinents im Peace and Security Building in Addis Abeba fertiggestellt. An dem Projekt, das unter Leistung der Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) stand, seien auch der Hersteller von Stahlseilnetz-Tragwerkskonstruktionen, der Carl Stahl Architektur GmbH und der Materialhersteller Merck KGaA beteiligt gewesen.

Zum ersten Mal sei ein Photovoltaik-Projekt in dieser Größenordnung mit den flexiblen organischen Solarmodulen von Belectric OPV reaöosoert worden. Dies sei durch das Edelstahlseiltragwerk von Carl Stahl ermöglicht worden. Die Gesamtanlage mit einer Größe von etwa 25 mal 20 Metern bestehe aus 445 blau-transparenten Einzelmodulen, für die Merck die Materialen geliefert habe. Sie werden von einer ausgeklügelten Seilnetzkonstruktion direkt unter der Membrankuppel des Innenraums des Peace and Security Building gehalten, wie es weiter hieß. Aufgrund der Lichtdurchlässigkeit der Module liege die Lichttransparenz der gesamten Deckenfläche bei etwa 75 Prozent. Das Sonnensegel liefere durch die OPV-Module zugleich ausreichend Solarstrom, um die LED-Beleuchtung des Innenraums zu versorgen.

Das Sonnensegel in der Hauptstadt Äthopiens sei das erste Nachfolgefolgeprojekt für Belectric OPV nach der Ausstattung des Deutschen Pavillions auf der Expo 2015 in Mailand gewesen. „Mit diesem weiteren, sehr renommierten Projekt sind wir mit unserem Angebot einer gestaltungsorientierten Photovoltaik für den Gebäudebereich endgültig im Markt angekommen“, erklärte Hermann Issa, Director Business Development and Sales von Belectric OPV. Das System sei in nur fünf Tagen und hauptsächlich mit lokalen Kräften montiert worden, ergänzte Montageleiter Luca Casati von Carl Stahl. Das Projekt zeige, wieviel Potenzial in der Kombination aus organischer Photovoltaik und Stahlseiltragwerken stecke. (Sandra Enkhardt)

SMA noch zuversichtlicher für Geschäftsjahr 2015

29. September 2015 | Märkte und Trends, Topnews
Der Photovoltaik-Wechselrichterhersteller geht für das laufende Jahr von höheren Umsätzen sowie einem besseren Ergebnis aus. Ein kleiner EBIT-Gewinn scheint für SMA nun doch realistisch.

Die SMA Solar Technology AG hat am Dienstag ihre Umsatz- und Ergebnisprognose für das laufende Geschäftsjahr nochmals angehoben. Der Vorstand gehe nun von einem Umsatz zwischen 850 und 900 Millionen Euro aus. Zuvor lag die Erwartung bei 800 bis 850 Millionen Euro. Für das operative Ergebnis (EBIT) gibt der SMA-Vorstand nun eine Spanne von 0 bis 10 Millionen Euro an. Zuvor prognostizierte der Photovoltaik-Wechselrichterhersteller noch ein EBIT-Ergebnis zwischen -25 und 0 Millionen Euro.

Als Gründe für das nochmalige Anheben der Prognosen nannte SMA den weiterhin positiven Geschäftsverlauf, erfolgreiche Produkteinführungen sowie eine Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit. „„SMA hat innerhalb kürzester Zeit einen nachhaltigen Turnaround geschafft. Durch die umfassende Transformation der SMA Gruppe im laufenden Geschäftsjahr gehen wir gestärkt aus dem seit Jahren anhaltenden Strukturwandel der Solarbranche hervor und werden in diesem Jahr erstmals seit 2010 wieder ein Umsatzwachstum erzielen“, erklärte SMA-Vorstandssprecher Pierre-Pascal Urbon. Am 12. November wird der hessische Photovoltaik-Hersteller seine Zahlen für den Geschäftsverlauf der ersten neun Monate vorlegen. (Sandra Enkhardt)

VDE|FNN beginnen koordinierte Testphase vor Rollout von intelligenten Messsystemen

29. September 2015 | Politik und Gesellschaft, Speicher und Netze, Topnews
An dem Pilotprojekt des Forums Netztechnik und Netzbetrieb im VDE sind 16 Unternehmen und weitere Marktpartner beteiligt. Erste Zwischenergebnisse der Testphase werden Anfang kommenden Jahres erwartet. Das Bundeswirtschaftsministerium legte vor wenigen Tagen einen Gesetzentwurf vor, mit dem es die Einführung von intelligenten Zählern und Smart Metern vorantreiben will.

Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE|FNN) hat nun eine koordinierte Testphase vor der Einführung des intelligenten Messsystems in Deutschland offiziell begonnen. Es sei das Ziel, möglichst viele Komponenten und Prozesse vor dem vor dem für 2017 geplanten Rollout von Smart Metern zu testen. Das Projekt sei auf zwei Jahre angelegt und solle drei Stufen von Labortests über kleine bis hin zu großen Feldversuchen umfassen, teilte das VDE|FNN am Dienstag mit. Es habe die Koordination des Pilotprojekts übernommen, an dem sich 16 Unternehmen beteiligten, vorwiegend Messstellen- und Netzbetreiber. Hersteller von Hardware wie etwa intelligente Zählern, Smart-Meter-Gateways und IT-Systemen seien über bilaterale Kooperationsvereinbarungen eingebunden.

Alle Teilnehmer an dem Projekt wollten die Interoperabilität und Praxistauglichkeit der Geräte und Prozesse über ihren gesamten Lebenszyklus erproben. Der Lebenszyklus umfasse dabei die Beschaffung, Installation und den Wechsel von Geräten bis hin zu Außerbetriebnahme. Bis zum Jahresende werde nun ein Testkatalog für die erste Phase der Labortests entwickelt. Die Labortests sollen aber auch noch im vierten Quartal beginnen. Erste Ergebnisse würden für das zweite Quartal 2016 erwartet, hieß es beim VDE|FNN.

Die Erkenntnisse aus den Labortests sollen in die Weiterentwicklung der FNN-Lastenhefte zum intelligenten Messsystem einfließen. Sie dienten als Basis für die weiteren Teststufen. Anfang 2016 solle zudem weiteren interessierten Unternehmen die Teilnahme an dem Pilotprojekt ermöglicht werden.

Vor gut einer Woche hatte das Bundeswirtschaftsministerium die Konsultationen zu seinem Referentenentwurf „Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende“ eröffnet. Mit dieser Regelung soll der Einsatz intelligenter Messsysteme vorangetrieben werden. Zentrale Aspekte in dem Entwurf sind, wie Datenschutz und –sicherheit durch technische Mindestanforderungen gewährleistet werden könne. Zudem müssten mit dem neuen Regulierungsrahmen auch Kosten und Nutzen sinnvoll in Einklang gebracht werden sowie ein zuverlässiger Datenverkehr abschließend geregelt werden, heißt es beim Bundeswirtschaftsministerium. Verbände können nun ihre Stellungnahmen zum Entwurf abgeben. (Sandra Enkhardt)

Photovoltaik-Zubau erneut deutlich unterhalb des Korridors; Solarstrom-Einspeisevergütung wird nicht gesenkt

Aufgrund der niedrigen Photovoltaik-Zubauzahlen der vergangenen zwölf Monate stagnieren die Solarstrom-Vergütungssätze zum ersten Mal überhaupt
Aufgrund der niedrigen Photovoltaik-Zubauzahlen der vergangenen zwölf Monate stagnieren die Solarstrom-Vergütungssätze zum ersten Mal überhaupt
Die Bundesnetzagentur hat am 30.09.2015 bekannt gegeben, dass die Vergütungssätze für Photovoltaik-Anlagen im Zeitraum vom 1. Oktober 2015 bis zum 1. Dezember 2015 nicht gekürzt werden.
„Die Zubauzahlen der vergangenen zwölf Monate liegen mit etwa 1.437 Megawatt unterhalb des gesetzlich festgelegten Zubaukorridors von 2.400 bis 2.600 Megawatt. Als Folge stagnieren die Vergütungssätze zum ersten Mal überhaupt“, kommentiert Peter Franke, Vizepräsident der Bundesnetzagentur.
Die Fördersätze für Strom aus Photovoltaik-Anlagen muss nach den Regeln des EEG monatlich angepasst werden. Entscheidend hierfür ist der Zubau der letzten zwölf Monate. Bewegt er sich innerhalb des gesetzlichen Korridors, ist eine Absenkung der Vergütungssätze um jeweils ein halbes Prozent pro Monat vorgesehen.

Aktuelle Berechnung der Solarstrom-Vergütungssätze basiert auf dem Zubau der Monate September 2014 bis August 2015
Die Senkung verstärkt sich, wenn der Zubau den Korridor überschreitet. Eine Unterschreitung des Photovoltaik-Zubaukorridors führt dagegen dazu, dass die Vergütung weniger stark sinkt, gleich bleibt oder sogar steigt.
Im Rahmen der aktuellen Berechnung der Vergütungssätze sind die Zubauzahlen der Monate September 2014 bis August 2015 berücksichtigt worden. In diesen Zahlen sind alle Meldungen in diesem Zeitraum, auch Nachmeldungen, enthalten.

Zahl der verspäteten Meldungen von Photovoltaik-Anlagen wieder deutlich gesunken
In den letzten drei Monaten sei die Zahl der verspäteten Meldungen von Photovoltaik-Anlagen, die zu Jahresbeginn stark gestiegen war, wieder deutlich gesunken, so die Bundesnetzagentur.
„In diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass Verzögerungen bei der Meldung zu erheblichen finanziellen Einbußen bei betroffenen Anlagenbetreibern führen können; im eigenen Interesse sollte jeder Anlagenbetreiber prüfen, ob er seine Anlage im PV-Meldeportal registriert und eine ASO-Nummer von der Bundesnetzagentur erhalten hat“, sagte Franke.
Weitere Informationen zu den EEG-Vergütungssätzen sind auf der Internetseite der Bundesnetzagentur zu finden unter: www.bundesnetzagentur.de/eeg-v

30.09.2015 | Quelle: Bundesnetzagentur; Bild: KACO new energy GmbH | solarserver.de © Heindl Server GmbH

Dienstag, 29. September 2015

Akasol liefert Batterien für Elektroauto-Konzept von ZF

28. September 2015 | Speicher und Netze, Topnews
Der Technologiekonzern hat seinen Prototypen auf der Automesse IAA offiziell präsentiert. Herzstück ist eine achtmodulige Traktionsbatterie von Akasol.

Auf der IAA in Frankfurt/Main ist das „Advanced Urban Vehicle“ erstmals öffentlich präsentiert worden. Seine Leistung beziehe das Elektrofahrzeug aus einer achtmoduligen Traktionsbatterie von Akasol, die der zur Schulz Group gehörende Speicherhersteller nun mitteilte. Die acht Module der Akasystem-Batterie seien in drei Systemeinheiten aufgeteilt mit der Konfiguration 2/3/3. Die Lithium-Ionen-Module könnte so platzsparend in den Freiräumen der Vorder- und Hinterachse verbaut werden. Die Ladeleistung der Lithium-Ionen-Batterie betrage bis zu 49 Kilowatt und der Energieinhalt 16,3 Kilowattstunden. Es habe bereits ein Versuchsbetrieb mit dem Prototypen des Elektrofahrzeugs stattgefunden, hieß es weiter. (Sandra Enkhardt)

Sächsischer Umweltpreis für Loser Chemie und Adensis-Speicher

28. September 2015 | Politik und Gesellschaft, Fachwissen und Technik, Topnews
Eine neue Technologie zum Recycling von Photovoltaik-Dünnschichtmodulen hat einen der Sächsischen Umweltweltpreise erhalten. Eine weitere Auszeichnung ging an die "Energy Buffer Unit" - einen Batteriespeicher in Containergröße von Adensis.

Ein Photovoltaik-Recyclingverfahren und ein Großspeicher sind am Wochenende mit dem Sächsischen Umweltpreis ausgezeichnet worden. Der Landesumweltminister Thomas Schmidt verlieh den Sächsischen Umweltpreise 2015 in der Preiskategorie I „Umweltfreundliche Technologien und Produktionsverfahren“ an die Loser Chemie GmbH. Das Unternehmen aus Langenweißbach mit 46 Mitarbeitern hat eine Technologie zum Recycling von Solarmodulen entwickelt. Das Verfahren sei zum einen umweltgerecht, zum anderen ermögliche es eine Wiederverwendung eines Teils des Photovoltaik-Moduls. Es würden dazu einzelne Elemente aus der Sandwichstruktur isoliert. Zugleich werde durch das Verfahren, die Wirtschaftlichkeit der Photovoltaik erhöht und Sonderabfall vermieden, heißt es beim sächsischen Umweltministerium.

Das Verfahren sei geeignet, um Dünnschichtmodule zerstörungsfrei zu öffnen, erklärt Wolfram Palitzsch von Loser Chemie auf Anfrage von pv magazine. Somit könnten auch die Gläser sortiert werden, was nicht mehr gehe, wenn die Module geschreddert würden. Nach dem Öffnen sei es auch möglich die Halbleiterschichten aufzulösen. Loser Chemie mache dies mit einer biologisch abbaubaren Substanz, die eine hohe Konzentration von verschiedenen Metallen zulasse und rückgewinnbar sei, so Palitzsch weiter.

In der Preiskategorie II „Umweltfreundliche Produkte“ ging der Preis an die Adensis GmbH aus Dresden. Die Firma mit elf Mitarbeitern hat einen Großspeicher, die sogenannte „Energy Buffer Unit“ entwickelt. Es handele sich dabei um einen Hochleistungsspeicher in Containergröße, der aufgrund seiner schnellen und flexiblen Reaktionsfähigkeit eine sichere und zuverlässige Stromversorgung gewährleisten könne, so das sächsische Umweltministerium. Der Einsatz von Batteriespeichern sei eine wichtige Voraussetzung für die Energiewende. Der Großspeicher von Adensis verfüge zudem über ein Überwachungs- und Steuerungssystem, das eine Fernüberwachung und einen Fernzugriff ermöglichten. Damit könne der Großspeicher auch in entlegenen Regionen eingesetzt werden.

Insgesamt hat der Minister acht Preisträger mit dem Sächsischen Umweltpreis geehrt. Eine siebenköpfige Jury aus Wissenschaft, Wirtschaft, Politik, Verwaltung und Medien habe die Gewinner aus 66 Bewerbungen ausgewählt. Das Preisgeld beträgt dem Ministerium zufolge insgesamt 50.000 Euro. Die Preisverleihung erfolgte am Samstag in der Schlosskappelle des Dresdner Residenzschlosses. (Sandra Enkhardt)

Jinko Solar liefert knapp 50 Megawatt nach Mexiko

28. September 2015 | Märkte und Trends, Topnews
Der chinesische Photovoltaik-Hersteller soll die Solarmodule für eines der größten Photovoltaik-Kraftwerke in Mexiko bereitstellen. Auftraggeber ist die spanische TSK Electrónica y Electricidad, S.A.

Die Jinko Solar Holding Co., Ltd. wird Solarmdole mit 49,8 Megawatt für eines der größten Photovoltaik-Kraftwerke in Mexiko liefern. Der Auftrag kommt von TSK Electrónica y Electricidad, S.A., das den Bau des Solarparks im Bundesstaat Durgango organisiert. Nach Angaben von Jinko Solar soll es sich bei dem Projekt um das erste Photovoltaik-Kraftwerk handeln, dass in das Nationale Stromsystem einbezogen wird. Derzeit befinde sich „Durango TAI“ in der zweiten Etappe der ersten Konstruktionsphase. Insgesamt werde es fünf Phasen geben. Das 49,8-Megawatt-Kraftwerk solle aber noch in diesem Jahr vollständig fertiggestellt werden. Das mexikanische Unternehmen Eosol sei für die Installation des Solarparks zuständig. Jinko Solar-Präsident Xiande Li hofft künftig auf eine weitere Zusammenarbeit mit Eosol und TSK.

Die Regierung in Mexiko plant nun eine erste offene Photovoltaik-Ausschreibung in US-Dollar durchzuführen. Grund sei die Schwäche des mexikanischen Peso. Die Grundzüge der Ausschreibung, die für März 2016 geplant ist, sollen voraussichtlich im Oktober finalisiert werden. (Sandra Enkhardt)

Baywa re veräußert britischen Solarpark

28. September 2015 | Märkte und Trends, Topnews
Insgesamt will das Münchner Unternehmen in diesem Jahr vier Photovoltaik-Kraftwerke auf der Insel verkaufen. Der Solarstrom aus der nun verkauften Anlage liefert saubere Energie für Mc Donalds-Restaurants.

Baywa re hat das Photovoltaik-Kraftwerk „Pingewood“ in England an SUSI Renewable Energy Fund II verkauft. Der Vertrag für das 15-Megawatt-Photovoltaik-Kraftwerk sei am vergangenen Donnerstag vollzogen worden, teilte das Münchner Unternehmen nun mit. Bei dem Käufer handele es sich um einen Investmentfonds, der von der Schweizer SUSI Partners AG verwaltet werde und die Interessen von institutionellen Anlegern wie Versorgungswerke und Versicherungen vertrete. Nähere Angabe zum Kaufpreis machte Baywa re nicht.

Es sei der erste von vier Solarparks, den das Unternehmen in diesem Jahr in Großbritannien verkaufen werde. Für das Photovoltaik-Kraftwerk, das im Frühjahr fertiggestellt und noch unter das ROC-Förderregime ans Netz angeschlossen wurde, gebe es einen Stromabnahmevertrag (PPA). Dies erhöhe die Attraktivität des Investments, so Baywa-Vorstand Matthias Taft. Der PPA beinhalte den Verkauf des erzeugten Solarstroms über eine Laufzeit von 20 Jahren zu einem festen Preis. Abnehmer sei Mc Donalds, das seine Restaurants auf der Insel so mit sauberem Strom versorgen wolle, hieß es weiter.

Die technische Betriebsführung für das Photovoltaik-Kraftwerk, das auf einer ehemaligen Mülldeponie errichtet worden ist, übernehme auch weiterhin Baywa re. Ursprünglich finanziert wurde der Solarpark durch die BayernLB. Das Münchner Unternehmen ist weiterhin auch sehr aktiv bei der Projektierung von Photovoltaik-Kraftwerken. Anfang August sei der Startschuss für den Bau eines 45-Megawatt-Projekts im Osten Englands gefallen. Dies sei das größte Photovoltaik-Einzelprojekt von Baywa re bislang. Die Fertigstellung sei für März 2016 vorgesehen. Weitere Projekte sollen folgen. (Sandra Enkhardt)

Vereinte Nationen setzen auf weltweiten Ausbau der Erneuerbaren

28. September 2015 | Politik und Gesellschaft, Topnews
Auf dem UN-Nachhaltigkeitsgipfel verabschiedeten die Teilnehmer 17 Ziele für nachhaltige Entwicklung weltweit. Dazu zählt auch der Ausbau der erneuerbaren Energien, was der BEE begrüßte und darauf hinweist, dass bei den Netto-Investitionen in neue Kraftwerke die fossilen Energien schon länger überholt wurden.

Auf dem UN-Nachhaltigkeitsgipfel in New York nahmen am vergangenen Wochenende mehr als 150 Staatschefs teil. Sie verabschiedeten dabei 17 nachhaltige Entwicklungsziele. Dazu zählte auch der Ausbau der erneuerbaren Energien weltweit. „Erneuerbare Energien sind der einzige Weg zu weltweitem Wirtschaftswachstum bei gleichzeitigem Klimaschutz“, erklärte Hermann Falk, Geschäftsführer des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE), mit Blick auf die Verabschiedung. Die Nachhaltigkeitsziele seien „ein Meilenstein für den Einklang von Wirtschaft und Umweltschutz“.

„In der Vergangenheit ging die Wohlstandsentwicklung häufig zu Lasten des Klimas; Luftverschmutzungen in China und Hitzewellen in Indien aus diesem Jahr sind hierfür traurige Beispiele“, so Falk weiter. Nach dem Global Status Report 2015, den REN21 im Juni vorstellte, geht es aber auch anders. So habe ein weltweites Rekordjahr beim Ausbau der erneuerbaren Energien dafür gesorgt, dass sich das globale Wirtschaftswachstum vom CO2-Ausstoß entkoppelt habe. Auch sei in neue Kraftwerkskapazitäten im Bereich der erneuerbaren Energien 2014 doppelt so viel Geld investiert worden, wie in den Bau neuer fossiler Kraftwerke. Bei den Netto-Investitionen hätten die Erneuerbaren damit bereits im fünften Jahr in Folge die konventionellen Energien überholt. 2014 waren REN21 zufolge die globalen Investitionen in erneuerbare Energien um 17 Prozent auf rund 270 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Jahr davor angestiegen. Diese Summe steige auf 301 Milliarden US-Dollar, wenn große Wasserkraftanlagen über 50 Megawatt mit einberechnet würden. In den Entwicklungsländern betrage der Investitionsanstieg sogar 36 Prozent und die Summe belaufe sich auf rund 131 Milliarden US-Dollar im Jahr 2014.

„Investitionen in Erneuerbare Energien und Energieeffizienz sind immer Investitionen in Ökonomie und Ökologie. Die UN-Nachhaltigkeitsziele bis 2030 machen Hoffnung, denn sie adressieren, was saubere Energiequellen leisten können: eine verlässliche, bezahlbare und moderne Energieversorgung, die das Klima schützt“, erklärte Falk. Die deutliche Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien ist im 7. Nachhaltigkeitsziel festgehalten. Wie genau die Umsetzung aussehen soll, sei aber noch offen. Mit dem Ausbau der erneuerbaren müsse in jedem Fall, der Rückgang der Kohleverstromung korrespondieren, um beim Klimaschutz nicht auf halbem Wege stehen zu bleiben, forderte Falk. (Sandra Enkhardt)

Verpflichtende Direktvermarktung stellt Anbieter und Betreiber vor neue Herausforderungen

25. September 2015 | Märkte und Trends, Politik und Gesellschaft, Topnews
Interview: Wer eine neue Photovoltaik-Anlage mit mehr als 500 Kilowatt installiert, muss den Solarstrom direkt vermarkten und die Anlage fernsteuerbar machen. Es kann jedoch auch für Betreiber von Bestandsanlagen interessant sein, sich mit dem Thema Direktvermarktung zu beschäftigen. Doch gerade mit Blick auf die kleinen Anlagen fehlen oft noch standardisierte Prozesse und günstige Fernsteuertechnik, um den Umstieg für Direktvermarkter und Betreiber wirklich interessant zu machen, sagt Jan Knievel von NEAS Energy. Allerdings schreibt das EEG vor, dass ab dem kommenden Jahr auch Solarstrom aus neuen Anlagen ab 100 Kilowatt direkt vermarktet werden muss.

pv magazine: Mit dem EEG 2014 ist eine verpflichtende Direktvermarktung für Photovoltaik-Anlagen ab 500 Kilowatt Leistung eingeführt worden. Was bedeutet das für Investoren, die in Anlagen ab dieser Größenordnung investieren wollen und wie wirkt sich das auf die Wirtschaftlichkeit aus?
Jan Knievel
(Foto): Grundsätzlich ist aus einer Option damit für Photovoltaik-Investoren eine zusätzliche Pflicht geworden. Sie produziert erst einmal nur zusätzliche Kosten.

Ab 2016 soll die verpflichtende Direktvermarktung dann ausgeweitet werden und für alle Anlagen ab 100 Kilowatt gelten. Welche Auswirkungen erwarten Sie?
Gerade für die noch kleineren Photovoltaik-Anlagen sind die zusätzlichen Kosten ein Problem. Die Fernsteuerbarkeit muss nun in die Wirtschaftlichkeitsrechnung einkalkuliert werden. Die Kosten von vier Euro pro Megawatt sind in der Vergütung eingepreist. Die Geschäftsprozesse der Direktvermarkter orientieren sich bisher meist an einer Anlagengröße ab einem Megawatt und deutlich darüber. Bei der Direktvermarktung von Photovoltaik-Anlagen unter einem Megawatt müssen Prozesse standardisiert und automatisiert werden, um wirtschaftlich arbeiten zu können. Dieses neue Marktsegment stellt die Direktvermarkter vor neue Herausforderungen.

Theoretisch können auch jetzt bereits kleinere Anlagen an der Direktvermarktung teilnehmen. Sie müssen aber fernsteuerbar sein. Gibt es da eine entsprechende Technik?
Bislang sind auch die meisten Fernsteuertechniken auf große Anlagen ausgerichtet. Auch hier muss es künftig mehr und kostengünstigere Lösungen für kleine Anlagen geben. Günstige Angebote sind derzeit noch kaum verfügbar, müssen aber spätestens kommen, wenn auch 100-Kilowatt-Anlagen ihren Solarstrom direkt vermarkten müssen.

Wann lohnt sich eine Nachrüstung bestehender Anlagen?
Das muss man im Einzelfall prüfen. Momentan sind gerade mit Blick auf kleinere Anlagen die Kosten doch noch eher zu hoch, als dass es sich für die Betreiber lohnen würde. Auch fokussieren sich Direktvermarkter aktuell eher auf größere Anlagenklassen.

Mit dem EEG 2014 ist auch die 6-Stundenregel eingeführt worden. Was verbirgt sich dahinter?
Der Artikel 24 EEG basiert auf einer EU-Vorgabe, bei der Stromproduktion bei negativen Preisen nicht vergütet werden soll. PV Anlagen mit einer Leistung von mehr als 500 Kilowatt, die nach dem 1. Januar 2016 ans Netz gehen, erhalten somit keine Vergütung mehr für den gesamten Zeitraum der negativen Preise, sofern diese Ereignis sechs Stunden oder mehr andauert.

Welche Auswirkungen hat diese Regelung für die Anlagenbetreiber und Direktvermarkter?
Derzeit wird die Regelung viel diskutiert. Große Unsicherheit sehen die Banken bei der Finanzierung. Die große Frage ist, wie oft das Phänomen zukünftig auftreten wird. Bislang ist mir aber kein Fall bekannt, bei dem eine Investition in eine Photovoltaik-Anlagen wegen der Sechs-Stunden-Regel abgesagt wurde. Aber es ist auch klar, dass Marktteilnehmer und Methoden gebraucht werden, um dieses Phänomen in der Zukunft bei einem weiter wachsenden Anteil Erneuerbarer zu dämpfen.

Das Interview führte Sandra Enkhardt.

Großbritannien: Erneuerbare stechen erstmals Kohle aus

25. September 2015 | Politik und Gesellschaft, Topnews
Photovoltaik, Windkraft und Biomasse haben gemeinsam im zweiten Quartal in Großbritannien mehr Strom ins Netz eingespeist als Kohlekraftwerke. Innerhalb eines Jahres hat sich die Photovoltaik-Leistung auf acht Gigawattt verdoppelt.

Die Verdoppelung der installierten Photovoltaik-Kapazität in Großbritannien innerhalb von nur zwölf Monaten hat dem Erneuerbaren-Energien-Sektor im zweiten Quartal 2015 geholfen, erstmals die Kohle im Strommix des Landes zu überholen. Dies geht aus den nun veröffentlichen Daten des britischen Ministeriums für Energie und Klimawandel (DECC) hervor. Bis Ende Juni 2015 sei die kumulierte Photovoltaik-Leistung in Großbritannien auf acht Gigawatt gestiegen. Der Solarstrom habe 3,2 Terawattstunden zur Gesamterzeugung beigetragen – eine Steigerung um 115 Prozent gegenüber dem zweiten Quartal 2014, so das DECC weiter.

Der Gesamtanteil der erneuerbaren Energien am Erzeugungsmix des Landes habe den Rekordwert von 25 Prozent erreicht. Damit lagen sie knapp hinter dem Erdgas, das 30 Prozent lieferte, wie das DECC veröffentlichte. Die Kohle sei mit 20,5 Prozent auf Platz vier abgerutscht. Erstmals lag sie damit hinter den Erneuerbaren, da einige Kohlkraftwerke stillgelegt oder abgeschaltet wurden. Die Kernkraft habe 21,5 Prozent zum Strommix beigetragen und lag damit auf dem dritten Platz.

Die wachsende Bedeutung der Photovoltaik für die Energiewende hat einige Befürworter der Erneuerbaren überrascht. Viele von ihnen kämpfen seit langem für etwas mehr Unterstützung für diese Technologie, damit sie die Netzparität mit den fossilen Brennstoffen erreicht. Nun will das britische DECC aber die Einspeisetarife für kleine Photovoltaik-Anlagen ab dem 1. Januar um bis zu 87 Prozent kürzen. Dieser Vorschlag stammt aus dem Sommer und hat viele Kritiker auf den Plan gerufen. Gerade bei privaten Photovoltaik-Dachanlagen und Gewerbeinstallationen könnte dieser Einschnitt für ein Abwürgen der Nachfragen sorgen. Zu Beginn des Jahres hatte das DECC auch beschlossen, die Förderung über Renewable Obligations (RO) für Photovoltaik-Anlagen unter fünf Megawatt Leistung zum 31. März 2015 vorzeitig zu beenden.

„Die staatliche Unterstützung hat die Kosten für erneuerbare Energien deutlich gesenkt und diese Statistiken zeigen, dass die erneuerbaren Energien nun erfolgreich mit anderen Technologien konkurrieren können“, erklärte eine DECC-Sprecherin bei der Präsentation der Daten. „Unsere Priorität ist nun, uns in Richtung einer kohlenstoffarmen Wirtschaft zu bewegen und gleichzeitig die Förderung für die Technologien zu nutzen, die sie am meisten brauchen und das beste Preis-Leistungs-Verhältnis für die Stromkunden haben.“

Allerdings sorgte bei den Befürwortern der erneuerbaren Energien für Verärgerung, dass die britische Energieministerin Amber Rudd eine Kreditgarantie über 2 Milliarden Pfund (2,72 Milliarden Euro) für den Bau des umstrittenen AKW Hinkley Point C bestätigte und dabei auf das Preis-Leistungs-Verhältnis des Projekts hinwies. Der britische Schatzkanzler George Osborne verteidigte ebenfalls diesen Schritt. Der Neubau des AKW soll insgesamt rund 16 Milliarden Pfund (21,76 Milliarden Euro) kosten. Die Entwicklung des Projekts erfolgt unter Führung des französischen Energiekonzern EDF und Chinas National Nuclear Corporation. Nach Berechnungen von Greenpeace Energy sind für Hinkley Point C insgesamt Staatsbeihilfen von etwa 22 Milliarden Euro vorgesehen. Neben den Kreditgarantien soll der Atomstrom unter anderem eine Einspeisevergütung von etwa elf Cent pro Kilowattstunde erhalten. (Ian Clover, übersetzt und bearbeitet von Sandra Enkhardt)

Antalya-Stadion mit 1,4 Megawatt Photovoltaik ausgestattet

25. September 2015 | Märkte und Trends, Topnews
Die hohen Einstrahlungswerte und Einspeisetarife machen den Einsatz der Photovoltaik in der Türkei attraktiv. In rund sechs Jahren soll sich die 1,3 Millionen Euro teure Anlage auf dem Fußballstadion amortisieren.

Das Antalya-Stadion hat eine neue Photovoltaik-Anlage bekommen. Die Leistung der Dachanlage liegt bei 1,4 Megawatt und hat rund 1,3 Millionen Euro gekostet, wie der japanische Wechselrichter-Hersteller Omron nun mitteilte. Die Investition komme von der türkischen Regierungsbehörde für Wohnungsbau, TOKI, und dem Sportministerium. Der Solarstrom werde ins Netz eingespeist. Die Amortisationszeit der Photovoltaik-Anlage werde voraussichtlich bei sechs Jahren liegen. Die Gesamtinvestition in das neue Stadion beziffert Omron mit rund 26 Millionen Euro, wovon etwa fünf Prozent in den Bau der Photovoltaik-Dachanlage geflossen sind.

Die Dachanlage sei von dem türkischen Projektierer SEISO umgesetzt worden. Dieser arbeite derzeit auch an verschiedenen Sportstätten in Katar, wo zur Vorbereitung der Fußball-Weltmeisterschaften 2022 ähnliche Projekte umgesetzt würden. Die Photovoltaik-Dachanlage des Antalya-Stadion bestehe aus 5.600 monokristallinen JA Solar-Modulen und 124 Stringwechselrichtern von Omron. Sie werde jährlich voraussichtlich etwa 2,15 Gigawattstunden Solarstrom produzieren. Dieser werde ins Netz eingespeist und mit einem Einspeisetarif über zehn Jahre vergütet. Dabei sei die Anlage in zwei 700-Kilowatt-Systeme aufgeteilt worden, die somit nicht der Lizenzierungspflicht durch die türkischen Behörden unterliegen.

Der türkische Photovoltaik-Markt kommt langsam in Schwung. Die ersten Lizenzen für Solarparks mit mehr als einem Megawatt Leistung sind mittlerweile vergeben und Projekte befinden sich in der Realisierung. Im unlizenzierten Segment unter einem Megawatt gibt es bereits eine sehr große Nachfrage. Zuletzt hatte etwa Solarworld über die Realisierung von mehreren Photovoltaik-Projekten in der Türkei berichtet. Dabei handelte sich um verschiedene Photovoltaik-Dachanlagen mit weniger als einem Megawatt Leistung. Zudem hat Solarworld nach eigenen Angaben in der Türkei Aufträge für Photovoltaik-Projekte mit mehr als 15 Megawatt Gesamtleistung für die kommenden Monate. (Sandra Enkhardt)

Nicht mit dem günstigen Angebot vorpreschen

25. September 2015 | Fachwissen und Technik, Topnews
Interview: Endkunden schlagen oft nicht beim billigsten Angebot für eine Photovoltaik-Anlage zu. Andy Satzer vom Systemhaus und Gestellhersteller SEN berichtet, bei welchen Komponenten Kunden gerne drauflegen und was Installateure davon haben.

pv magazine: Sie sagen, Ihre Kunden kaufen zunehmend nicht mehr die billigste Ware. Woran machen Sie das fest?
Andy Satzer
: Das sehen wir ganz klar an unseren Absatzzahlen. Wir sehen es aber auch im Wettbewerb und bei unseren Modullieferanten. 2012 gab es wenige Modulhersteller, die schwarz gerahmte Module mit schwarzen Rückseitenfolien angeboten haben. Mittlerweile hat jeder Modulhersteller so ein Produkt im Portfolio. Unser dazu passendes Montagesystem mit schwarzer Pulverbeschichtung macht mittlerweile 40 Prozent im Residential-Bereich aus, bei knapp zehn Prozent Marktanteil, den wir im Residential-Bereich in Deutschland haben. Die Aussage hat also durchaus eine Relevanz. Für Ästhetik wird Geld ausgegeben.

Wie viel teurer sind die Systemkosten für eine schwarze Photovoltaik-Anlage?
Das Montagesystem ist in etwa 50 Prozent teurer, die Systemkosten ungefähr 100 Euro pro Kilowattpeak. Auch bei den Wechselrichtern sehen wir, dass Kunden nicht die billigsten Lösungen kaufen. Zum einen beim Umgang mit der 70-Prozent-Regelung. Man kann entweder die Einspeiseleistung hart auf 70 Prozent der PV-Nennleistung begrenzen. Viele Endkunden und Installateure kaufen aber die weiche Lösung und nehmen bis zu 300 Euro mehr in die Hand, um eine dynamische Regelung zu installieren. Dort misst ein Drei-Phasen-Sensor die tatsächliche Einspeisungsleistung. Dadurch kann der Eigenverbrauch berücksichtigt werden. Die Kunden haben dadurch außerdem den Vorteil, dass sie ihren Eigenverbrauch monitoren können. Auf der anderen Seite stellen wir fest, dass Lösungen mit Modulwechselrichtern und insbesondere Leistungsoptimierern, ganz besonders Solaredge, eine sehr starke Nachfrage erfahren, obwohl sie rund 125 Euro pro Kilowattpeak mehr kosten. Mittlerweile machen diese Systeme gut ein Drittel unseres Wechselrichter-Portfolios aus.

Sie sagen also, monetär rechnet sich das noch nicht direkt, trotzdem kaufen die Endkunden das. Was ist die Motivation?
Es ist ein ähnlicher Effekt wie bei Hochleistungsmodulen: Dort sind die Emotionen ausschlaggebend, denn die Leute wollen den Porsche auf dem Dach. Das erreicht man mit den Leistungsoptimierern, das erreicht man mit Hochleistungsmodulen. Und man sieht durch das Monitoring dieser Systeme live auf Modulebene, was auf dem Dach passiert.

Was bedeutet es für Installateure, dass Endkunden durchaus bereit sind, etwas mehr auszugeben?
Ich rate dem Installateur, nicht mit dem günstigen Angebot vorzuspreschen. Er sollte versuchen, seine Empfehlung ganz klar abzugeben. Ein Angebot kann man hinterher immer noch abspecken. Nur wenn man so viel Kundennutzen wie nur möglich implementiert, kann man den Preis durchsetzen, den man braucht. Wenn man damit verglichen günstige Komponenten einsetzt, die kaum Mehrwert bieten, gibt es immer einen Wettbewerber, der noch günstiger ist. Das schmälert die Marge.

Machen das die meisten Installateure nicht schon so?
Es gibt viele Installateure, die das so machen. Das sehen wir an unseren Absatzzahlen. Allerdings gibt es immer noch Installateure, die dem günstigsten Kilowattpeak-Preis hinterherjagen und anschließend sieben Kilowattpeak für 1.150 Euro pro Kilowattpeak zu realisieren versuchen. Die wundern sich am Jahresende, dass sie nichts verdient haben. Es gibt natürlich auch Endkunden, die nur auf den Preis schauen. Und da muss man natürlich preisaggressiv herangehen. Doch die meisten Endkunden möchten keine 08/15-Anlage haben, sondern sie möchten etwas Individuelles, maßgeschneidert nach ihren Wünschen.

Das Gespräch führte Michael Fuhs.

KIT will mit optischen Tarnkappen Solarzellen effizienter machen

25. September 2015 | Forschung und Entwicklung, Topnews
Die Karlsruher Wissenschaftler haben nun einen unkonventionellen Weg beschritten, um den Wirkungsgrad von Photovoltaik-Modulen zu erhöhen. Optische Tarnkappen leiten dabei das Sonnenlicht um Objekte herum, die einen Schatten auf das Solarmodul werfen und erhöhen somit die Leistung. Die Forscher gehen von Effizienzsteigerungen von bis zu zehn Prozent aus.

Die Effizienz von Photovoltaik-Anlagen ist mit etwa 20 Prozent gegenüber anderen Energiequellen noch eher gering. 80 Prozent der Energie des Sonnenlichts gehen aus den vielfältigsten Gründen noch verloren. Die Wissenschaftler am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) haben nun eine unkonventionelle Methode vorgeschlagen, um die Effizienz von Solarzellen und Solarmodulen zu steigern. Optische Tarnkappen sollen das Sonnenlicht um Objekte leiten, wie etwa die Kontakte zur Stromabfuhr, die eigentlich einen Schatten auf das Solarmodul werfen, was die Effizienz der gesamten Zelle senkt.

„Unsere Modellexperimente haben gezeigt, dass die Tarnschicht die Kontaktfinger fast vollständig unsichtbar macht“, sagt Doktorand Martin Schumann vom Institut für Angewandte Physik am KIT, der die Experimente und Simulationen durchgeführt hat.

Das eigentliche Ziel der Tarnkappen-Forschung ist, Objekte unsichtbar zu machen, indem man das Licht um die zu tarnende Objekte herumleitet. Bei dem Forschungsprojekt des KIT ging es nun darum, das umgeleitete Licht auf die aktiven Flächen der Solarzellen zu bringen und damit den Wirkungsgrad zu steigern.

Zum Vorgehen der Wissenschaftler erklärte das Karlsruher Institut, dass zwei Möglichkeiten untersucht worden seien. Bei beiden Verfahren werde auf die Solarzelle eine Polymerschicht aufgebracht. Diese müssten exakt berechnete optische Eigenschaften besitzen, nämlich entweder einen Brechungsindex, der vom Ort abhängt, oder eine spezielle Oberflächenform. Das letztere Konzept sei besonders vielversprechend, da es sich potenziell auch kostengünstig in die Massenproduktion von Solarzellen integrieren lasse. Die Oberfläche der Tarnschicht weise Rillen auf, die entlang der Kontaktfinger ausgerichtet seien. Das einfallende Licht werde damit von den Kontaktfingern weg gebrochen und treffe schließlich auf die aktive Fläche der Solarzelle. Beide Konzepte seien geeignet, die Kontaktfinger zu tarnen, hieß es beim KIT weiter.

Im nächsten Schritt wollen die Wissenschaftler nun die Tarnschicht auf die Solarzelle aufbringen und die tatsächliche Effizienzsteigerung bestimmen. Sie rechnen mit Effizienzsteigerungen um bis zu zehn Prozent. Physiker des KIT um den Leiter des Forschungsprojekts Carsten Rockstuhl haben gemeinsam mit Partnern aus Aachen, Freiburg, Halle, Jena und Jülich die am KIT entworfene optische Tarnkappe weiterentwickelt. (Sandra Enkhardt)

Donnerstag, 24. September 2015

Aleo startet Zellproduktion in Prenzlau

Bisher produzierte Aleo Solar in Prenzlau nur Module. Ab 2016 laufen hier auch Zellen vom Band.
Bisher produzierte Aleo Solar in Prenzlau nur Module. Ab 2016 laufen hier auch Zellen vom Band.
22.09.2015 15:53 - Aleo Solar will eine eigene Zellproduktion in Deutschland aufbauen. Am Standort Prenzlau sollen am kommendem Jahr 200 Megawatt vom Band laufen. Damit stärkt Aleo Solar sein internationales Geschäft.
Der Modulhersteller Aleo Solar im brandenburgischen Prenzlau baut eine eigene Zellproduktion auf. Bisher bekamen die Modulbauer ihre Zellen vom Mutterkonzern Sino American Silicon Products (SAS) mit Sitz im taiwanesischen Hsinchu. Noch im kommenden Jahr versorgen sich die Prenzlauer aber zum großen Teil selbst mit Solarzellen.

Technologien aufeinander abstimmen

Geplant ist der Aufbau von Produktionslinien, von denen ab 2016 mono- und polykristalline Solarzellen mit einer Gesamtleistung von 200 Megawatt laufen sollen. „Aleo Solar wird durch die Zellfertigung in Deutschland noch flexibler und platziert sich mit einem größeren Anteil an der Wertschöpfungskette selbstbewusst am Markt“, begründet Günter Schulze, Geschäftsführer von Aleo Solar, die Entscheidung. „Durch die Integration eines weiteren Produktionsschritts an unserem deutschen Standort können zudem unsere Ingenieure die Zell- und Modultechnologie noch besser aufeinander abstimmen.“

Mutterkonzern ist einverstanden

Mit der Entscheidung, selbst Zellen herzustellen, stoßen die Prenzlauer den Mutterkonzern SAS nicht vor den Kopf. Zwar stellt SAS selbst Wafer und Zellen für die Modulproduktion her und verkauft diese zum normalen Marktpreis an Aleo Solar. Trotzdem unterstützt das Mutterunternehmen den Aufbau der Fertigung in Prenzlau mit 15 Millionen Euro. SAS hat schließlich ein Interesse daran, den Modulabsatz von Aleo Solar zu steigern.

Export ohne Handelsschranken

Bisher können die Prenzlauer auch gute Steigerungsraten vorweisen, seit sie vor anderthalb Jahren wieder neu gestartet sind. Sie haben aber ein riesiges Problem auf dem Wachstumsmarkt USA. Denn dort muss Aleo Solar Antidumpingzoll bezahlen, weil die Module mit Zellen aus Taiwan gebaut sind. Das amerikanische Handelsministerium unterscheidet schon längst nicht mehr zwischen China und Taiwan, nachdem viele chinesischen Unternehmen ihre Zellfertigung in das Nachbarland ausgelagert haben, um die amerikanischen Einfuhrbeschränkungen zu umgehen. „Mit Zellen und Modulen Made in Germany machen wir uns unabhängig von Antidumpingzöllen und kostentreibenden Wechselkursen“, erklärt Günter Schulze. (Sven Ullrich)

Großspeicher ist wirtschaftlicher als gedacht

Insgesamt 16.600 Lithium-Manganoxid-Zellen sind in dem Großspeicher der Wemag verbaut. Noch ist allerdings nicht die gesamte Leistung für den Regelleistungsmarkt präqualifiziert.
Insgesamt 16.600 Lithium-Manganoxid-Zellen sind in dem Großspeicher der Wemag verbaut. Noch ist allerdings nicht die gesamte Leistung für den Regelleistungsmarkt präqualifiziert.
22.09.2015 12:00 - Der Großspeicher des Energieversorgers Wemag übertrifft mit seinen Erlösen alle Erwartungen, die der Betreiber vor der Installation hatte. So gewannen die Schweriner alle Ausschreibungen von Primärregelleistung trotz der systematischen Benachteiligung von Speichertechnologien.
Der Berliner Speicherintegrator Younicos hat Bilanz für das Betriebsjahr des Großspeichers der Wemag in Schwerin gezogen. Das Ergebnis: Europas erster kommerzieller Batteriespeicher hat die in ihn gesetzten Erwartungen voll und ganz erfüllt. Das sogar trotz weiterhin systematischer Benachteiligung von Speichern gegenüber konventionellen Kraftwerken, betonen die Speicherexperten aus Berlin. Damit geht das Geschäftskonzept auf, das die Wemag als Betreiber der Lithium-Ionen-Anlage anvisiert hat.
Dieses Modell steht auf zwei Beinen. Zum einen kann die Wemag mit dem Speicher die an ihrem Netz angeschlossenen Ökostromanlagen besser integrieren, ohne das Netz üppig ausbauen zu müssen. Immerhin werden schon mehr als 80 Prozent der im Netzgebiet der Schweriner verbrauchten Strommenge mit Windkraft- und Photovoltaikanlagen produziert. So spart die Wemag mit dem Speicher schon einmal viel Geld.

Zusätzlich Geld verdienen

Doch die Schweriner wollen mit dem Speicher auch zusätzlich Geld verdienen. Deshalb haben sie zumindest mit dem größten Teil der Leistung des Speichers an der Ausschreibung von Primärregelleistung teilgenommen, die die Übertragungsnetzbetreiber täglich durchführen. Dabei konnte die Wemag mit den ihrem Speicher alle Ausschreibungen gewinnen, an denen sie sich beteiligt hatte. Die Schweriner erzielten damit durchschnittlich einen Erlös von 3.810 Euro pro Megawatt. „Dank stabiler Preise am Primärregelleistungsmarkt und eines optimierten Gebotsverfahrens durch unseren Energiehandel erwirtschaftet der Batteriespeicher ein Jahr nach Inbetriebnahme Umsätze, die weit über den Erwartungen zum Zeitpunkt der Investitionsentscheidung lagen“, rechnet Thomas Pätzold, Technikvorstand der Wemag, vor. „Und das, obwohl ein weiteres Megawatt der Leistung noch nicht durch die vier Übertragungsnetzbetreiber präqualifiziert wurde. Wir haben alle erforderlichen technischen Voraussetzungen erfüllt und sind zuversichtlich, bald auch die vollen fünf Megawatt vermarkten zu können und damit unsere Erlöse zu steigern“, kündigte Pätzold an.

Benachteiligung macht Energiewende unnötig teuer

Allerdings sehen die Übertragungsnetzbetreiber die Speicher nicht gern am Regelleistungsmarkt. Sie wollen lieber konventionelle Kraftwerken die Geschäftsmodelle retten. „Deshalb werden Batteriespeicher, die nicht über einen Pool im Verbund mit konventionellen Kraftwerken vermarktet werden, am Markt noch systematisch benachteiligt“, kritisiert Clemens Triebel, Gründer von Yxouicos und dort für die unternehmerische Vision zuständig. „Und das obwohl sie nachweislich das Stromsystem entlasten, während die Must-run-Leistung konventioneller Kraftwerke die Leitungen für saubere Energie verstopft. Mit der systematischen Benachteiligung von Speichern machen wir die Energiewende unnötig teuer.“

Deutschland hängt hinterher

Dass sich intelligente Kurzzeitspeicher sowohl aus betriebswirtschaftlicher als auch aus volkswirtschaftlicher Sicht lohnen, hat die Wemag mit ihrer Anlage eindrücklich gezeigt. Doch Deutschland hängt da leider international mittlerweile hinterher“, weiß Clemens Triebel. „In Amerika etwa wird längst auch Schnelligkeit und Präzision honoriert.“ Deshalb ist in den USA auch für die Präqualifizierung nicht nur die Zeitdauer bei der Ausschreibung von Regelleistung von Bedeutung. Vielmehr geht es hier um Schnelligkeit, mit der der Speicher das Stromnetz im Notfall stützen kann. Da sind sie gegenüber den konventionellen Kraftwerken im Vorteil. Diese regeln nicht selten sogar zunächst in die falsche Richtung, weil sie für die Bereitstellung von Primärregelleistung eigentlich viel zu träge sind. (Sven Ullrich)

Solarworld erhält von Panasonic Großauftrag in den USA

23. September 2015 | Märkte und Trends, Topnews
Die US-Tochter des deutschen Photovoltaik-Herstellers soll Solarmodule mit einem Volumen von 65 Megawatt an den japanischen Konzern liefern. Sie sollen in einem Solarpark im US-Bundesstaat Oregon verbaut werden.

Panasonic Enterprise Solutions Co. hat die Lieferung von 65 Megawatt Solarmodulen mit der US-Tochter der Solarworld AG vereinbart. Sie sei für das kommende Jahr bestimmt, teilte der Photovoltaik-Hersteller nun mit. Die monokristallinen Hochleistungsmodule würden dann in einem Solarpark im US-Bundesstaat Oregon installiert. Es handelt sich um den größten Einzelauftrag in den USA den Solarworld bisher erhalten hat. Er mache mehr als fünf Prozent des erwarteten Jahresumsatzes von etwa 700 Millionen Euro aus, sagte Vorstandschef Frank Asbeck der Nachrichtenagentur Reuters.
Die US-Produktionsstätte des Photovoltaik-Herstellers befindet sich in Oregon. Alle Werke von Solarworld laufen nach Aussage von Asbeck derzeit auf voller Auslastung. Gerade der Photovoltaik-Markt in den USA hat sich für Solarworld zu einem Umsatztreiber entwickelt. Im ersten Halbjahr 2015 hatte Solarworld seinen dortigen Absatz gegenüber dem Vorjahreszeitraum verdoppelt. 52 Prozent seiner insgesamt abgesetzten Solarmodule und Photovoltaik-Bausätze verkaufte Solarworld demnach in den USA. Der Umsatz stieg im Jahresvergleich um 40 Prozent auf 320 Millionen Euro.

Der Vertrag mit der US-Tochter von Panasonic war am Rande der Solar Power International, die in der vergangenen Woche im kalifornischen Anaheim stattfand, ausgehandelt worden. Sie werde das Photovoltaik-Kraftwerk bauen, besitzen und betreiben, hieß es weiter. (Sandra Enkhardt)

Vattenfall eröffnet Verkaufsprozess für Braunkohlesparte

23. September 2015 | Märkte und Trends, Topnews
Der Energiekonzern hat potenzielle Investoren aufgefordert, ihr Interesse zu bekunden. Der Verkauf des deutschen Braunkohlegeschäfts ist Teil der vor allem von der schwedischen Regierung erzwungenen Umstellung des Erzeugungsportfolios von Vattenfall.

Vattenfall hat nun den Verkaufsprozess für seine Braunkohle-Aktivitäten offiziell eröffnet. Potenzielle Bieter seien ab sofort eingeladen, ihr Interesse am deutschen Braunkohlegeschäft zu bekunden, teilte der schwedische Energiekonzern am Dienstag mit. Der Verkauf sei ein wesentlicher Bestandteil der Unternehmensstrategie bei der Umstellung des Erzeugungsportfolios. Vattenfall sucht dabei nach einem Käufer für das gesamte Geschäft, also sowohl die Tagebaue in Deutschland als auch die Kraftwerke in Brandenburg und Sachsen.

Daneben könnten die Interessenten zusätzlich zum deutschen Braunkohlegeschäft auf für ein Portfolio von zehn Wasserkraftwerken bieten, hieß es weiter. Diese stünden aber nicht separat zum Verkauft. Die Wasserkraftwerke würden sich unweit der Braunkohlereviere von Vattenfall in Thüringen, Sachsen und Sachsen-Anhalt befinden. Der Energiekonzern rechnet damit, dass der Verkauf der Braunkohlesparte erst im kommenden Jahr vollzogen werde.

Hintergrund der Umstellung ist eine Ansage der rot-grünen Regierungskoalition in Schweden an den Staatskonzern. "Die Zukunft des Unternehmens muss in der Entwicklung erneuerbarer Energien liegen und nicht in Kohle und Gas", teilten die Sozialdemokraten schon Anfang Oktober 2014 in Stockholm mit. Kurz danach bestätigte der Vorstand diese unternehmenspolitische Energiewende. "Wir haben die klare Strategie, unsere CO2-Bilanz zu verbessern und unser Portfolio stärker auf erneuerbare Energien auszurichten", sagte Vattenfall-Chef Magnus Hall. Für die Braunkohle-Sparte des Konzerns solle daher eine "nachhaltige, neue Eigentümerstruktur" geprüft werden. In der Folgezeit erklärte Vattenfall dann, das Braunkohlegeschäft veräußern zu wollen. (Sandra Enkhardt)

Photovoltaik-Leuchtturmprojekt eingeweiht

23. September 2015 | Politik und Gesellschaft, Topnews
Vier Energiegenossenschaften haben sich zusammengeschlossen, um einen Bürgersolarpark mit 2,9 Megawatt Leistung zu installieren. 1125 Bürger haben sich mit rund drei Millionen Euro an dem Photovoltaik-Projekt beteiligt. Der Solarstrom soll dabei direkt an Kunden vor Ort geliefert werden.

Derzeit wird viel über die Bürgerbeteiligung an der Energiewende diskutiert, die viele nach der kommenden EEG-Reform in Gefahr sehen. Vier Energiegenossenschaften aus Baden-Württemberg zeigen nun aber, dass es immer noch möglich ist, Bürgersolarparks zu bauen. Die Energeno Heilbronn-Franken eG, die BEG Adersbach-Sinsheim-Kraichgau eG, die Bürgerenergie Neckar-Odenwald eG und die Bürgerenergie Zabergäu eG haben nun ihr Photovoltaik-Kraftwerk eingeweiht. Die Freiflächenanlage mit 2,9 Megawatt Leistung befindet sich zwischen Sinsheim und Heilbronn. „Die Anlage gilt als Leuchtturmprojekt für die Energiewende in Bürgerhand. Trotz schwieriger Rahmenbedingungen gelang es den vier beteiligten Energiegenossenschaften, das Vorhaben mit großer Unterstützung aus der Bevölkerung zu stemmen. Insgesamt beteiligen sich 1125 Bürger mit rund drei Millionen Euro an dem Projekt“, teilte Bürgerwerke nun mit. Dies ist nach eigenen Angaben ein Verbund von derzeit 38 Energiegenossenschaften.

Insgesamt sind für die Photovoltaik-Anlage mehr als 11.000 Solarmodule von Canadian Solar installiert worden. Die Wechselrichter für die Anlage, die in Kürze ans Netz gehen soll, stammen von Kaco, erklärte ein Bürgerwerke-Sprecher auf Nachfrage von pv magazine. Die Bauzeit für den Solarpark auf einer alten Erddeponie habe drei Wochen betragen; der Finanzierungsprozess einige Monate. Voraussichtlich werde die Anlage jährlich etwa drei Gigawattstunden Solarstrom liefern, was für die Versorgung von 950 Haushalten ausreiche. Der Strom werde über die Bürgerwerke zukünftig auch direkt an Kunden vor Ort geliefert. „Wir sind stolz, dass wir gemeinsam die größte Bürgersolaranlage der Region realisieren konnten und Strom für die Bürger vor Ort erlebbar machen“, so Daniel Knoll, Projektleiter der Energeno.

Energeno hatte den Bau des Bürgersolarparks initiiert und hält 55 Prozent an der Anlage. Die übrigen drei Energiegenossenschaften sind mit jeweils 15 Prozent an der Photovoltaik-Anlage beteiligt. (Sandra Enkhardt)

In Bayern und Niedersachsen gibt es die meisten Photovoltaik-Speicher

23. September 2015 | Politik und Gesellschaft, Topnews, Speicher und Netze
Die Agentur für Erneuerbare Energien hat die neuen Zahlen zum Speichermonitoring im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums auf die Verteilung nach Bundesländern ausgewertet. In absoluten Zahlen sind die meisten der insgesamt 10.111 Photovoltaik-Speichersysteme in Bayern und Nordrhein-Westfalen installiert worden. Wenn man die Zahl an der installierten Photovoltaik-Leistung bemisst, liegt Niedersachsen vorn.

Batteriespeicher in Kombination mit Photovoltaik-Anlagen sind vor allem in den großen Bundesländern zu finden. Dies ergibt die Auswertung der neuen Daten des Speichermonitorings der RWTH Aachen, das im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums durchgeführt wird, durch die Agentur für Erneuerbare Energien (AEE). Insgesamt seien 2014 in Deutschland 10.111 neue Batteriespeichersysteme im Zusammenhang mit Photovoltaik-Anlagen installiert worden.

In absoluten Zahlen sei Bayern beim Zubau mit 3024 Photovoltaik-Speichern im vergangenen Jahr deutschlandweit führend gewesen. Es folgen Nordrhein-Westfalen mit 2001 und Baden-Württemberg mit 1525. Unter den Ländern mit relevanten Zubauzahlen lag Niedersachsen im Jahr 2014 mit 16,3 Prozent auf Platz eins, wie die Auswertung ergab, gefolgt von Nordrhein-Westfalen mit 16 Prozent und Brandenburg mit 15,6 Prozent. Der deutschlandweite Durchschnitt habe bei 13,4 Prozent gelegen. Die Stadtstaaten Bremen und Berlin lägen zwar theoretisch beim Anteil der neuen Photovoltaik-Anlagen mit Speicher an der Spitze - allerdings gab es dort gerade einmal 31 und 84 neue Batteriespeicher.
Grafik: AEE

„Aus Sicht des Stromnetzes bieten Batteriespeicher die Möglichkeit, die maximale Stromeinspeisung zur Mittagszeit zu reduzieren und damit die Belastung der Netze zu begrenzen. Sie sorgen dafür, dass die Solarstromanlagen auf dem Dach nur 40 bis 60 Prozent ihrer technisch möglichen Leistung ins Netz einspeisen“, erklärte AEE-Geschäftsführer Philipp Vohrer. Photovoltaik-Anlagen mit Batteriespeichern könnten zunehmend auch Systemdienstleistungen anbieten, beispielsweise die Frequenz des Stromnetzes stabil halten. Die Beibehaltung der Netzstabilität sei eine der zentralen Herausforderungen der Energiewende. Trotz eines Anteils von etwa 28 Prozent erneuerbaren Energien verfüge Deutschland über eines der sichersten Stromnetze weltweit. Nach jüngsten Veröffentlichungen der Bundesnetzagentur war die Stromversorgung im vergangenen Jahr nur für durchschnittlich zwölf Minuten unterbrochen und damit die Dauer der Stromausfälle so niedrig wie noch nie. (Sandra Enkhardt)

Mittwoch, 23. September 2015


Smart Meter – wozu, wann und für wen?

Intelligente Messsysteme und Zähler sollen erneuerbare Energien in das Energiesystem einbinden und den Stromverbrauch senken. Ab 2017 sollen sie nach einem Gesetzesentwurf des BMWi schrittweise bei Stromverbrauchern in Deutschland einziehen. Auch bei Ihnen? Hier finden Sie Antworten rund um die Digitalisierung der Energiewende.

Ein Stromzähler wird montiert© Fotolia/ Gerhard Seybert

Wozu intelligente Messsysteme?

Intelligente Messsysteme (Smart Metering Systeme) sollen Strom aus erneuerbaren Energien besser in den Strommarkt einbinden. Sie sollen helfen, Stromangebot und -nachfrage in Einklang zu bringen und den Stromverbrauch zu senken. Dafür machen sie Stromverbrauch und -erzeugung transparent. Sie machen beispielsweise den Stromverbrauch zu Hause präzise sichtbar oder veranschaulichen, wieviel etwa die Photovoltaikanlage auf dem Dach in das Stromnetz einspeist. In Zukunft könnte ein intelligentes Messsystem auch verraten, zu welcher Tageszeit Strom besonders günstig verfügbar ist und zum Beispiel den Betrieb der Stromspeicherheizung oder Wärmepumpe daran ausrichten. Aber nicht nur Strom kann perspektivisch an den intelligenten Messsystemen abgelesen werden, sondern auch der Verbrauch von Gas und Wärme. So können die eigenen vier Wände nach und nach zum Smart Home werden – einem Zuhause, das Energie klug und effizient nutzt. Damit können intelligente Messsysteme helfen, dass die Energiewende gelingt.

Wann bekomme ich ein intelligentes Messsystem?

Nach den Plänen des BMWi sollen intelligente Messsysteme ab 2017 in Deutschland schrittweise zum Einsatz kommen – sowohl bei Verbrauchern als auch bei Erzeugern. Das sieht der Entwurf eines "Gesetzes zur Digitalisierung der Energiewende" vor. Los geht es für Großverbraucher ab 10.000 Kilowattstunden Jahresstromverbrauch und Erzeuger zwischen 7 Kilowatt (kW) und 100 kW installierter Leistung. Andere Verbraucher und Erzeuger können ab 2020 zum Einbau verpflichtet werden. Ein freiwilliger Einbau intelligenter Messsysteme ist daneben immer möglich. Zum Vergleich: Ein Haushalt mit vier Personen verbraucht in Deutschland pro Jahr im Schnitt 4.400 kWh.

Wer trägt welche Kosten?

Die Kosten für Einbau und Betrieb hat grundsätzlich der jeweilige Verbraucher oder Anlagenbetreiber zu tragen – so wie jetzt schon bei den herkömmlichen Stromzählern. Neu ist der Kostenschutz mit individuellen jährlichen Preisobergrenzen, die beim Einbau stets eingehalten werden müssen. Es gilt die Maxime: kein Einbau um jeden Preis. In Bezug auf die Verbraucher etwa richtet sich der Einbau danach, wieviel Einsparpotenzial bei den Stromkosten zu erwarten ist.

Wie erfahre ich, was mit meinen Daten geschieht?

Der Gesetzentwurf enthält strikte Transparenzvorgaben. Wer wann welche Daten bekommt, müssen Messstellenbetreiber, die für den Einbau und den Betrieb von Stromzählern zuständig sind, jedem Verbraucher in gesonderten Datenblättern erklären.

Wie wichtig sind Datenschutz und Datensicherheit?

Der Schutz und die Sicherheit von Daten sind zentral, wenn intelligente Messsysteme zum Einsatz kommen. Schließlich nimmt mit ihrem Einsatz auch der Datentransfer zu: Statt einmal im Jahr erfolgen Messungen teilweise im Viertelstundentakt. Der Gesetzentwurf sieht vor, dass nur solche Smart Meter verwendet werden dürfen, die spezielle Schutzprofile und Technische Richtlinien für Datenschutz, Datensicherheit und Interoperabilität verbindlich einhalten. Erst das macht einen gewöhnlichen Smart Meter zum intelligenten Messsystem, das den Standards des Bundesamts für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) entspricht. Schutzprofile und Technische Richtlinien wurden im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums vom BSI erarbeitet (veröffentlicht unter www.bsi.bund.de). Intelligente Messsysteme müssen unter anderem Firewall-Mechanismen enthalten. Verbindungen sollen nur von innen nach außen, nicht aber umgekehrt aufgebaut werden können. Das soll beispielsweise vor Hacker-Angriffen schützen. Zudem enthält der Gesetzentwurf genaue Regelungen, wer wann auf welche Daten zugreifen darf. So wird der Datenschutz gewährleistet, und gleichzeitig können Daten, die für die Energieversorgung erforderlich sind, genutzt werden.

... und was ist ein "Smart Meter Gateway"?

Ein Smart Meter Gateway ist die zentrale Kommunikationseinheit des intelligenten Messsystems. Smart Meter Gateways sorgen für die sichere und verschlüsselte Kommunikation der einzelnen Bausteine im Energiesystem und werden dafür vom BSI zertifiziert. Sie sind in der Lage, nicht nur Stromzähler, sondern über gesonderte Schnittstellen auch Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen wie Solaranlagen, Elektromobile, Stromspeicherheizungen und Wärmepumpen in das intelligente Energienetz zu integrieren.

Beckmeyer: "Beschlüsse des Energiegipfels rasch umsetzen"

Beim Deutschen Energiekongress in München beschrieb Staatssekretär Uwe Beckmeyer die nächsten Schritte in der Energiepolitik.

Uwe Beckmeyer, Staatssekretär im BMWi, am Rednerpult.© Süddeutscher Verlag Veranstaltungen GmbHBeim 10. Deutschen Energiekongress in München hat der Parlamentarische Staatssekretär beim Bundesminister für Wirtschaft und Energie, Uwe Beckmeyer, die nächsten Schritte der Bundesregierung in der Energiepolitik beschrieben.

"Der 1. Juli 2015 wird ohne Frage als Tag der Energiewende-Beschlüsse in den politischen Kalender eingehen", betonte Staatssekretär Beckmeyer in seiner Eröffnungsrede. "Die von der Regierungskoalition dort verabredeten Maßnahmen setzen wir jetzt zügig um: beim Strommarkt, bei der Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung und auch beim Netzausbau. In all diesen Bereichen arbeitet unser Haus aktuell intensiv daran, die Weichen zu stellen, um möglichst rasch einen Rechtsrahmen zu schaffen, der den Herausforderungen der Zukunft Rechnung trägt."

Energiegipfel hat Energiewende weiter strukturiert

Beim Energiegipfel der Regierungskoalition Anfang Juli hatten die Spitzen der Regierungskoalition ein Maßnahmenpaket beschlossen, das die nächsten Schritte der Energiewende strukturiert und für alle Akteure planbar macht. Sie betreffen vor allem den schnellen und bürgerfreundlichen Ausbau der Stromnetze, die Gestaltung eines zukunftsfähigen Strommarkts, eine klare Perspektive für die klimafreundliche Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und die Umsetzung der Klimaziele. Im Herbst soll das Kabinett die Vereinbarungen des Energiegipfels verabschieden.

Wegweisende Gesetze auf den Weg gebracht

Erst vor wenigen Tagen hat das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) zwei Gesetzesentwürfe auf den Weg gebracht, die den Umbau unseres Energiesystems deutlich voranbringen sollen: den Entwurf zur Digitalisierung der Energiewende sowie den Entwurf zur Weiterentwicklung des Strommarkts. Die beiden Entwürfe reihen sich in die wegweisenden Regelungen für die Energiewende ein, die das BMWi bereits umgesetzt hat. So war 2014 die Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, kurz EEG, ein wichtiger Beitrag, um die Marktintegration der regenerativen Energien voranzutreiben. Schon heute sind erneuerbare Energien ein Pfeiler der Stromversorgung in Deutschland: Wind, Sonne und andere regenerative Energiequellen liefern rund ein Drittel des Stroms. Im ersten Halbjahr 2015 lag der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch bei 32,5 Prozent.

Der Deutsche Energiekongress fand am 8. und 9. September 2015 statt und stand unter dem Motto "Energiewirtschaft im Wandel". An der Veranstaltung, die der Süddeutsche Verlag ausrichtet, nahmen führende Vertreter aus Energiewirtschaft, Forschung und Politik teil.