Photovoltaik-Freiflächenanlage
Ein Photovoltaik-Kraftwerk, auch bekannt als Solarpark, Solarfarm oder Solarkraftwerk, ist eine große netzgekoppelte Photovoltaik-Anlage (PV-Anlage), die für die Versorgung mit kommerziellem Strom ausgelegt ist. Sie unterscheiden sich von den meisten auf Gebäuden montierten und anderen dezentralen Solaranlagen, da sie Strom auf der Ebene des Versorgungsunternehmens liefern und nicht an einen oder mehrere lokale Nutzer. Manchmal wird für diese Art von Projekten auch der allgemeine Begriff "Großanlagen" verwendet. ⓘ
Die Solarstromquelle sind Photovoltaikmodule, die Licht direkt in Strom umwandeln. Dies unterscheidet sich jedoch von der konzentrierten Solarenergie, der anderen großtechnischen Technologie zur Solarstromerzeugung, bei der Wärme zum Antrieb verschiedener konventioneller Generatorsysteme genutzt wird, und sollte nicht damit verwechselt werden. Beide Ansätze haben ihre eigenen Vor- und Nachteile, aber bisher hat sich die Photovoltaik-Technologie aus verschiedenen Gründen in diesem Bereich viel stärker durchgesetzt. Im Jahr 2019 machten Konzentratorsysteme etwa 3 % der Solarstromkapazität im öffentlichen Maßstab aus. ⓘ
In einigen Ländern wird die Nennleistung eines Photovoltaik-Kraftwerks in Megawattpeak (MWp) angegeben, was sich auf die theoretische maximale Gleichstromleistung der Solaranlage bezieht. In anderen Ländern gibt der Hersteller die Fläche und den Wirkungsgrad an. In Kanada, Japan, Spanien und den Vereinigten Staaten wird jedoch häufig die umgerechnete niedrigere Nennleistung in MWAC angegeben, ein Maß, das direkt mit anderen Formen der Stromerzeugung vergleichbar ist. Eine dritte, weniger gebräuchliche Angabe ist die Angabe in Megavolt-Ampere (MVA). Die meisten Solarparks werden in einer Größenordnung von mindestens 1 MWp entwickelt. Im Jahr 2018 übersteigen die größten in Betrieb befindlichen Photovoltaik-Kraftwerke der Welt 1 Gigawatt. Ende 2019 waren rund 9.000 Anlagen mit einer Gesamtkapazität von über 220 GWAC Solarparks, die größer als 4 MWAC (utility scale) waren. ⓘ
Die meisten der bestehenden Photovoltaik-Großkraftwerke befinden sich im Besitz unabhängiger Stromerzeuger und werden von diesen betrieben, aber die Beteiligung von kommunalen und versorgungseigenen Projekten nimmt zu. Früher wurden fast alle zumindest teilweise durch regulatorische Anreize wie Einspeisetarife oder Steuergutschriften unterstützt, aber da die nivellierten Kosten in den 2010er Jahren deutlich gesunken sind und in den meisten Märkten Netzparität erreicht wurde, sind externe Anreize in der Regel nicht erforderlich. ⓘ
Unter einer Photovoltaik-Freiflächenanlage (auch Solarpark) versteht man eine Photovoltaikanlage, die nicht auf einem Gebäude oder an einer Fassade, sondern ebenerdig auf einer freien Fläche aufgestellt ist. Eine Freiflächenanlage ist ein fest montiertes System, bei dem mittels einer Unterkonstruktion die Photovoltaikmodule in einem optimalen Winkel zur Sonne (Azimut) ausgerichtet werden. ⓘ
Eine Sonderform der Photovoltaik-Freiflächenanlage ist die Agri-Photovoltaik (Abk.: Agri-PV, auch Agrar-PV oder Agro-PV). Hier wird nicht die gesamte Freifläche der Photovoltaik gewidmet. Stattdessen wird die Freifläche gleichzeitig für Photovoltaik und Landwirtschaft genutzt. Erreicht wird das dadurch, dass die Photovoltaikanlagen so hoch installiert werden, dass landwirtschaftliche Fahrzeuge unter ihnen hindurch fahren können. Durch das Verhältnis der Fläche der Module zur Freifläche kann der Grad der Beschattung der Agrarfläche festgelegt werden. Im Zuge des Klimawandels gewinnt diese Technik an Bedeutung, weil die Austrocknung des Bodens und Pflanzenschäden durch zu intensive Sonnenbestrahlung gemindert werden können. ⓘ
Neben den fest montierten Freiflächenanlagen gibt es auch nachgeführte Anlagen, sogenannte Tracker-Systeme, die dem Stand der Sonne folgen. Es gibt auch Photovoltaikanlagen, die auf Schwimmkörpern installiert sind, die auf Seen (z. B. Baggerlöchern) schwimmen (siehe unten). ⓘ
Auf den besten Standorten weltweit können Solarparks mit Stand 2020 mit Stromgestehungskosten von deutlich unter 2 US-Cent/kWh produzieren. Zudem ist die Flächeneffizienz von Solarparks vergleichsweise hoch: So liefern Solarparks pro Flächeneinheit etwa 25- bis 65-mal so viel Strom wie Energiepflanzen. ⓘ
Geschichte
Der erste Solarpark mit einer Leistung von 1 MWp wurde Ende 1982 von Arco Solar in Lugo in der Nähe von Hesperia, Kalifornien, errichtet. 1984 folgte eine 5,2-MWp-Anlage in Carrizo Plain. Beide wurden inzwischen stillgelegt, obwohl in Carrizo Plain mehrere große Anlagen im Bau oder in Planung sind. Die nächste Phase folgte nach der Überarbeitung der Einspeisetarife in Deutschland im Jahr 2004, als eine beträchtliche Anzahl von Solarparks errichtet wurde. ⓘ
Seitdem wurden in Deutschland mehrere hundert Anlagen über 1 MWp installiert, davon mehr als 50 über 10 MWp. Mit der Einführung von Einspeisetarifen im Jahr 2008 wurde Spanien kurzzeitig zum größten Markt mit etwa 60 Solarparks über 10 MWp, aber diese Anreize wurden inzwischen wieder abgeschafft. Die USA, China, Indien, Frankreich, Kanada, Australien und Italien sind unter anderem ebenfalls zu wichtigen Märkten geworden, wie die Liste der Photovoltaik-Kraftwerke zeigt. ⓘ
Die größten im Bau befindlichen Anlagen haben Kapazitäten von Hunderten von MWp und einige von mehr als 1 GWp. ⓘ
Standortwahl und Flächennutzung
Der Flächenbedarf für eine gewünschte Leistung hängt vom Standort, dem Wirkungsgrad der Solarmodule, der Neigung des Geländes und der Art der Montage ab. Solaranlagen mit fester Neigung und typischen Modulen mit einem Wirkungsgrad von etwa 15 % auf horizontalen Flächen benötigen in den Tropen etwa 1 Hektar/MW, in Nordeuropa sind es über 2 Hektar. ⓘ
Aufgrund des längeren Schattens, den die Anlage wirft, wenn sie in einem steileren Winkel geneigt ist, ist diese Fläche bei einer Anlage mit verstellbarer Neigung oder einem einachsigen Tracker in der Regel um etwa 10 % und bei einem zweiachsigen Tracker um 20 % größer, wobei diese Zahlen je nach Breitengrad und Topografie variieren. ⓘ
Die besten Standorte für Solarparks im Hinblick auf die Flächennutzung sind Brachflächen oder Orte, an denen es keine andere wertvolle Flächennutzung gibt. Selbst in bebauten Gebieten kann ein beträchtlicher Teil des Geländes eines Solarparks auch für andere produktive Zwecke genutzt werden, z. B. für den Ackerbau oder die biologische Vielfalt. Die Veränderung der Albedo wirkt sich auf die lokale Temperatur aus. Eine Studie behauptet einen Temperaturanstieg aufgrund des Wärmeinseleffekts, und eine andere Studie behauptet, dass die Umgebung in trockenen Ökosystemen kühler wird. ⓘ
Agrivoltaik
Bei der Agrivoltaik wird dieselbe Fläche sowohl für die Photovoltaik als auch für die Landwirtschaft genutzt. Eine kürzlich durchgeführte Studie hat ergeben, dass der Wert der durch Solarenergie erzeugten Elektrizität in Verbindung mit schattentolerantem Pflanzenanbau den wirtschaftlichen Wert von landwirtschaftlichen Betrieben, die anstelle der konventionellen Landwirtschaft agrivoltaische Systeme einsetzen, um über 30 % erhöht. ⓘ
Ko-Standort
In einigen Fällen werden mehrere verschiedene Solarkraftwerke mit unterschiedlichen Eigentümern und Auftragnehmern auf benachbarten Grundstücken errichtet. Dies kann den Vorteil bieten, dass sich die Projekte die Kosten und Risiken der Projektinfrastruktur wie Netzanschlüsse und Baugenehmigungen teilen. Solarparks können auch zusammen mit Windparks errichtet werden. ⓘ
Manchmal wird der Begriff "Solarpark" verwendet, um eine Reihe einzelner Solarkraftwerke zu beschreiben, die sich Standorte oder Infrastrukturen teilen, während der Begriff "Cluster" verwendet wird, wenn sich mehrere Anlagen in der Nähe befinden und keine gemeinsamen Ressourcen nutzen. Einige Beispiele für Solarparks sind der Charanka-Solarpark mit 17 verschiedenen Erzeugungsprojekten, Neuhardenberg mit elf Anlagen und der Golmud-Solarpark mit einer gemeldeten Gesamtkapazität von über 500 MW. Ein extremes Beispiel ist die Bezeichnung aller Solarparks im indischen Bundesstaat Gujarat als ein einziger Solarpark, der Gujarat Solar Park. ⓘ
Technologie
Bei den meisten Solarparks handelt es sich um bodenmontierte PV-Systeme, die auch als Freiflächen-Solarkraftwerke bezeichnet werden. Sie können entweder fest geneigt sein oder einen ein- oder zweiachsigen Solar Tracker verwenden. Die Nachführung verbessert zwar die Gesamtleistung, erhöht aber auch die Installations- und Wartungskosten des Systems. Ein Solarwechselrichter wandelt die Leistung der Anlage von Gleichstrom in Wechselstrom um, und der Anschluss an das öffentliche Stromnetz erfolgt über einen dreiphasigen Hochspannungstransformator von in der Regel 10 kV und mehr. ⓘ
Anordnung der Solarzellen
Die Solaranlagen sind die Teilsysteme, die das einfallende Licht in elektrische Energie umwandeln. Sie bestehen aus einer Vielzahl von Solarmodulen, die auf Stützkonstruktionen montiert und miteinander verbunden sind, um die Leistung an elektronische Subsysteme zur Energieaufbereitung zu liefern. ⓘ
Nur eine Minderheit der Solarparks im industriellen Maßstab verwendet auf Gebäuden montierte Solarkollektoren. Bei der Mehrheit handelt es sich um Freiflächensysteme mit auf dem Boden montierten Strukturen, die in der Regel einem der folgenden Typen angehören: ⓘ
Fest installierte Arrays
Bei vielen Projekten werden Montagekonstruktionen verwendet, bei denen die Solarmodule mit einer festen Neigung montiert werden, die so berechnet wird, dass ein optimales jährliches Ertragsprofil erzielt wird. Die Module sind normalerweise in Richtung Äquator ausgerichtet, mit einem Neigungswinkel, der etwas geringer ist als der Breitengrad des Standorts. In einigen Fällen können je nach den örtlichen klimatischen und topografischen Bedingungen oder den Strompreisen andere Neigungswinkel verwendet werden, oder die Anlagen können von der normalen Ost-West-Achse versetzt werden, um die Morgen- oder Abendstunden zu bevorzugen. ⓘ
Eine Variante dieses Konzepts ist die Verwendung von Arrays, deren Neigungswinkel zwei- oder viermal jährlich angepasst werden kann, um die saisonale Leistung zu optimieren. Sie benötigen auch mehr Landfläche, um die interne Abschattung bei dem steileren Neigungswinkel im Winter zu verringern. Da die Leistungssteigerung in der Regel nur wenige Prozent beträgt, rechtfertigt sie nur selten die höheren Kosten und die Komplexität dieses Konzepts. ⓘ
Zweiachsige Tracker
Um die Intensität der einfallenden Direktstrahlung zu maximieren, sollten die Solarmodule senkrecht zur Sonne ausgerichtet werden. Um dies zu erreichen, können Arrays mit zweiachsigen Trackern konstruiert werden, die in der Lage sind, die Sonne bei ihrer täglichen Bewegung über den Himmel und bei ihren Höhenveränderungen im Laufe des Jahres zu verfolgen. ⓘ
Diese Arrays müssen in größeren Abständen aufgestellt werden, um die Zwischenabschattung zu reduzieren, wenn sich die Sonne bewegt und die Ausrichtung der Arrays ändert, und benötigen daher mehr Landfläche. Außerdem sind komplexere Mechanismen erforderlich, um die Oberfläche des Arrays im gewünschten Winkel zu halten. Die Leistungssteigerung kann an Standorten mit hoher direkter Einstrahlung in der Größenordnung von 30 % liegen, in gemäßigten Klimazonen oder bei starker diffuser Einstrahlung aufgrund von Bewölkung ist die Steigerung jedoch geringer. Daher werden zweiachsige Nachführsysteme am häufigsten in subtropischen Regionen eingesetzt und wurden erstmals in der Anlage in Lugo im Versorgungsmaßstab eingesetzt. ⓘ
Einachsige Nachführsysteme
Ein dritter Ansatz erzielt einige der Leistungsvorteile der Nachführung mit einem geringeren Nachteil in Bezug auf Landfläche, Kapital- und Betriebskosten. Dabei wird die Sonne in einer Dimension - auf ihrer täglichen Reise über den Himmel - nachgeführt, aber nicht an die Jahreszeiten angepasst. Der Winkel der Achse ist normalerweise horizontal, obwohl einige, wie der Solarpark auf der Nellis Air Force Base, der eine Neigung von 20° hat, die Achse in Richtung des Äquators in einer Nord-Süd-Ausrichtung neigen - praktisch eine Mischung aus Nachführung und fester Neigung. ⓘ
Einachsige Nachführsysteme sind entlang von Achsen ausgerichtet, die ungefähr in Nord-Süd-Richtung verlaufen. Einige verwenden Verbindungen zwischen den Reihen, so dass ein und derselbe Aktuator den Winkel mehrerer Reihen auf einmal einstellen kann. ⓘ
Stromumwandlung
Solarmodule erzeugen Gleichstrom (DC), so dass Solarparks eine Umwandlungsanlage benötigen, um diesen Strom in Wechselstrom (AC) umzuwandeln, also in die Form, die vom Stromnetz übertragen wird. Diese Umwandlung wird von Wechselrichtern vorgenommen. Um ihre Effizienz zu maximieren, variieren Solarkraftwerke auch die elektrische Last, entweder innerhalb der Wechselrichter oder als separate Einheiten. Diese Geräte sorgen dafür, dass jeder String einer Solaranlage nahe an seinem Spitzenleistungspunkt gehalten wird. ⓘ
Es gibt zwei Hauptalternativen für die Konfiguration dieser Umwandlungsgeräte: Zentralwechselrichter und String-Wechselrichter, obwohl in einigen Fällen auch Einzel- oder Mikro-Wechselrichter verwendet werden. Einzelne Wechselrichter ermöglichen die Optimierung der Leistung jedes einzelnen Moduls, und mehrere Wechselrichter erhöhen die Zuverlässigkeit, indem sie den Verlust der Leistung bei Ausfall eines Wechselrichters begrenzen. ⓘ
Zentralisierte Wechselrichter
Diese Einheiten haben eine relativ hohe Leistung, die bei neueren Einheiten (2020) in der Regel zwischen 1 MW und 7 MW liegt, so dass sie die Leistung eines großen Blocks von Solaranlagen mit einer Fläche von bis zu 2 Hektar aufbereiten. Solarparks mit Zentralwechselrichtern sind oft in diskreten rechteckigen Blöcken angeordnet, wobei sich der entsprechende Wechselrichter in einer Ecke oder in der Mitte des Blocks befindet. ⓘ
String-Wechselrichter
String-Wechselrichter haben eine wesentlich geringere Leistung als Zentralwechselrichter, in der Größenordnung von 10 kW bis zu 250 KW bei neueren Modellen (2020), und konditionieren die Leistung eines einzelnen String-Arrays. Dabei handelt es sich in der Regel um eine ganze Reihe oder einen Teil einer Reihe von Solarzellen innerhalb der Gesamtanlage. String-Wechselrichter können die Effizienz von Solarparks verbessern, in denen verschiedene Teile der Anlage unterschiedlich stark der Sonneneinstrahlung ausgesetzt sind, z. B. wenn sie in verschiedenen Richtungen angeordnet sind oder dicht an dicht stehen, um die Fläche des Standorts zu minimieren. ⓘ
Transformatoren
Die Wechselrichter des Systems liefern in der Regel Strom bei Spannungen in der Größenordnung von 480 VAC bis 800 VAC. Die Stromnetze arbeiten mit viel höheren Spannungen in der Größenordnung von zehn- oder hunderttausend Volt, so dass Transformatoren eingebaut werden, um die erforderliche Leistung an das Netz zu liefern. Aufgrund der langen Vorlaufzeit entschied sich die Long Island Solar Farm dafür, einen Ersatztransformator vor Ort zu halten, da ein Transformatorausfall den Solarpark für einen langen Zeitraum vom Netz genommen hätte. Transformatoren haben in der Regel eine Lebensdauer von 25 bis 75 Jahren und müssen während der Lebensdauer eines Photovoltaik-Kraftwerks normalerweise nicht ausgetauscht werden. ⓘ
Leistung des Systems
Die Leistung eines Solarparks hängt von den klimatischen Bedingungen, den verwendeten Geräten und der Systemkonfiguration ab. Der primäre Energieeintrag ist die globale Lichteinstrahlung in der Ebene der Solarzellen, die wiederum eine Kombination aus direkter und diffuser Strahlung ist. In einigen Regionen ist die Verschmutzung, d. h. die Ansammlung von Staub oder organischem Material auf den Solarmodulen, das das einfallende Licht blockiert, ein wesentlicher Verlustfaktor. ⓘ
Eine wichtige Determinante für die Leistung des Systems ist der Umwandlungswirkungsgrad der Solarmodule, der insbesondere von der Art der verwendeten Solarzelle abhängt. ⓘ
Zwischen dem Gleichstromausgang der Solarmodule und dem in das Netz eingespeisten Wechselstrom treten Verluste auf, die auf eine Vielzahl von Faktoren zurückzuführen sind, wie z. B. Lichtabsorptionsverluste, Fehlanpassung, Spannungsabfall im Kabel, Umwandlungswirkungsgrade und andere parasitäre Verluste. Um den Gesamtwert dieser Verluste zu bewerten, wurde ein Parameter entwickelt, der als 'Performance Ratio' bezeichnet wird. Die Performance Ratio ist ein Maß für die gelieferte Wechselstrom-Ausgangsleistung im Verhältnis zur gesamten Gleichstromleistung, die die Solarmodule unter den klimatischen Umgebungsbedingungen liefern können sollten. In modernen Solarparks sollte die Performance Ratio in der Regel bei über 80 % liegen. ⓘ
Verschlechterung des Systems
Die Leistung früherer Photovoltaiksysteme nahm um bis zu 10 % pro Jahr ab. 2010 lag die durchschnittliche Degradationsrate bei 0,5 % pro Jahr, wobei die nach 2000 hergestellten Module eine deutlich geringere Degradationsrate aufwiesen, so dass ein System in 25 Jahren nur 12 % seiner Leistung einbüßt. Ein System mit Modulen, die sich um 4 % pro Jahr verschlechtern, verliert im gleichen Zeitraum 64 % seiner Leistung. Viele Modulhersteller bieten eine Leistungsgarantie an, in der Regel 90 % in zehn Jahren und 80 % über 25 Jahre. Für die Leistung aller Module wird in der Regel eine Garantie von plus/minus 3 % im ersten Betriebsjahr gewährt. ⓘ
Das Geschäft der Entwicklung von Solarparks
Solarkraftwerke werden entwickelt, um als Alternative zu anderen erneuerbaren, fossilen oder nuklearen Kraftwerken Strom in das Netz einzuspeisen. ⓘ
Der Eigentümer der Anlage ist ein Stromerzeuger. Die meisten Solarkraftwerke befinden sich heute im Besitz unabhängiger Stromerzeuger (IPP), einige sind jedoch auch im Besitz von Investoren oder kommunalen Versorgungsunternehmen. ⓘ
Einige dieser Stromerzeuger entwickeln ihr eigenes Kraftwerksportfolio, aber die meisten Solarparks werden zunächst von spezialisierten Projektentwicklern geplant und gebaut. In der Regel plant der Projektentwickler das Projekt, holt Planungs- und Anschlussgenehmigungen ein und arrangiert die Finanzierung des erforderlichen Kapitals. Die eigentlichen Bauarbeiten werden in der Regel an einen oder mehrere EPC-Firmen (Engineering, Procurement, Construction) vergeben. ⓘ
Die wichtigsten Meilensteine bei der Entwicklung eines neuen Photovoltaik-Kraftwerks sind die Planungsgenehmigung, die Genehmigung des Netzanschlusses, der finanzielle Abschluss, der Bau, der Anschluss und die Inbetriebnahme. In jeder Phase des Prozesses ist der Entwickler in der Lage, die Schätzungen für die voraussichtliche Leistung und die Kosten des Kraftwerks sowie für die zu erwartenden finanziellen Erträge zu aktualisieren. ⓘ
Planungsgenehmigung
Photovoltaik-Kraftwerke beanspruchen mindestens einen Hektar pro Megawatt Nennleistung und benötigen daher eine beträchtliche Landfläche, die einer Baugenehmigung bedarf. Die Chancen, eine Genehmigung zu erhalten, und die damit verbundene Zeit, die Kosten und die Bedingungen variieren je nach Gerichtsbarkeit und Standort. Viele Baugenehmigungen enthalten auch Auflagen für die Behandlung des Geländes nach der Stilllegung des Kraftwerks in der Zukunft. Bei der Planung eines PV-Kraftwerks wird in der Regel eine professionelle Gesundheits-, Sicherheits- und Umweltverträglichkeitsprüfung durchgeführt, um sicherzustellen, dass die Anlage in Übereinstimmung mit allen HSE-Vorschriften konzipiert und geplant wird. ⓘ
Netzanbindung
Die Verfügbarkeit, die Lage und die Kapazität des Netzanschlusses sind ein wichtiger Faktor bei der Planung eines neuen Solarparks und können einen erheblichen Anteil an den Kosten ausmachen. ⓘ
Die meisten Anlagen befinden sich in einem Umkreis von wenigen Kilometern um einen geeigneten Netzanschlusspunkt. Dieses Netz muss in der Lage sein, die Leistung des Solarparks bei maximaler Auslastung zu absorbieren. Der Projektentwickler muss in der Regel die Kosten für die Bereitstellung von Stromleitungen zu diesem Punkt und die Herstellung des Anschlusses übernehmen; hinzu kommen oft noch die Kosten für die Aufrüstung des Netzes, damit es die Leistung der Anlage aufnehmen kann. Daher werden Solarkraftwerke manchmal an den Standorten ehemaliger Kohlekraftwerke gebaut, um die vorhandene Infrastruktur wieder zu nutzen. ⓘ
Betrieb und Wartung
Sobald der Solarpark in Betrieb genommen wurde, schließt der Eigentümer in der Regel einen Vertrag mit einer geeigneten Gegenpartei ab, um Betrieb und Wartung zu übernehmen. In vielen Fällen kann dies vom ursprünglichen EPC-Auftragnehmer übernommen werden. ⓘ
Die zuverlässigen Festkörpersysteme von Solarkraftwerken erfordern nur einen minimalen Wartungsaufwand, verglichen mit beispielsweise rotierenden Maschinen. Ein wichtiger Aspekt des O&M-Vertrags ist die kontinuierliche Überwachung der Leistung der Anlage und aller ihrer primären Teilsysteme, die normalerweise aus der Ferne erfolgt. Dadurch kann die Leistung mit der erwarteten Leistung unter den tatsächlich herrschenden klimatischen Bedingungen verglichen werden. Sie liefert auch Daten für die Planung von Nachbesserungen und vorbeugenden Wartungsmaßnahmen. Einige wenige große Solarparks verwenden für jedes Solarmodul einen eigenen Wechselrichter oder Maximizer, der individuelle Leistungsdaten liefert, die überwacht werden können. In anderen Solarparks wird die Wärmebildtechnik eingesetzt, um nicht leistungsfähige Module zu identifizieren und auszutauschen. ⓘ
Stromlieferung
Die Einkünfte eines Solarparks stammen aus dem Verkauf von Strom an das Netz. Daher wird die Leistung in Echtzeit gemessen, und die Messwerte werden in der Regel im Halbstundentakt für den Ausgleich und die Abrechnung auf dem Strommarkt bereitgestellt. ⓘ
Die Erträge hängen von der Zuverlässigkeit der Anlagen und von der Verfügbarkeit des Netzes ab, in das die Anlage exportiert. Einige Anschlussverträge erlauben es dem Übertragungsnetzbetreiber, die Leistung eines Solarparks zu drosseln, z. B. in Zeiten geringer Nachfrage oder hoher Verfügbarkeit anderer Erzeuger. In einigen Ländern ist der vorrangige Netzzugang für Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energiequellen gesetzlich geregelt, wie z. B. in der europäischen Richtlinie über erneuerbare Energien. ⓘ
Wirtschaftlichkeit und Finanzierung
In den letzten Jahren hat die PV-Technologie ihre Stromerzeugungseffizienz verbessert und die Installationskosten pro Watt sowie die Energierücklaufzeit (EPBT) gesenkt. Sie hat in den meisten Teilen der Welt Netzparität erreicht und ist zu einer etablierten Energiequelle geworden. ⓘ
Als die Kosten für Solarstrom die Netzparität erreichten, konnten PV-Anlagen ihren Strom auf dem Energiemarkt wettbewerbsfähig anbieten. Die Subventionen und Anreize, die zur Stimulierung des frühen Marktes erforderlich waren (siehe unten), wurden nach und nach durch Auktionen und wettbewerbsorientierte Ausschreibungen ersetzt, was zu weiteren Preissenkungen führte. ⓘ
Wettbewerbsfähige Energiekosten für Solarenergie im industriellen Maßstab
Die zunehmende Wettbewerbsfähigkeit der Solarenergie im industriellen Maßstab wurde deutlicher, als Länder und Energieversorgungsunternehmen Auktionen für neue Erzeugungskapazitäten einführten. Einige Auktionen sind für Solarprojekte reserviert, während andere für ein breiteres Spektrum von Energiequellen offen sind. ⓘ
Die Preise, die bei diesen Auktionen und Ausschreibungen ermittelt wurden, haben in vielen Regionen zu äußerst wettbewerbsfähigen Preisen geführt. Zu den genannten Preisen gehören: ⓘ
| Datum | Land | Agentur | Niedrigster Preis | Äquivalent US¢/kWh |
Äquivalent €/MWh 2022 |
Referenz |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Okt. 2017 | Saudi-Arabien | Büro für Projektentwicklung für erneuerbare Energien | 17,9 US$/MWh | 1.79 | 16 | |
| Nov 2017 | Mexiko | CENACE | 17,7 US$/MWh | 1.77 | 16 | |
| März 2019 | Indien | Gesellschaft für Solarenergie in Indien | INR 2,44/kWh | 3.5 | 32 | |
| Jul 2019 | Brasilien | Agencia Nacional de Energía Eléctrica | BRL 67,48/MWh | 1.752 | 16 | |
| Juli 2020 | Abu Dhabi, VAE | Abu Dhabi Power Corporation | AED Fils 4,97/kWh | 1.35 | 12 | |
| Aug 2020 | Portugal | Generaldirektion für Energie und Geologie | 0,01114 €/kWh | 1.327 | 12 | |
| Dez 2020 | Indien | Gujarat Urja Vikas Nigam | INR 1,99/kWh | 2.69 | 24 |
Netzparität
Solarkraftwerke sind in den letzten Jahren immer billiger geworden, und dieser Trend wird sich voraussichtlich fortsetzen. Gleichzeitig wird die traditionelle Stromerzeugung immer teurer. Diese Trends haben zu einem Übergangspunkt geführt, an dem die nivellierten Kosten für Energie aus Solarparks, die in der Vergangenheit teurer waren, den Kosten der herkömmlichen Stromerzeugung entsprechen oder diese übertreffen. Dieser Punkt hängt vom Standort und anderen Faktoren ab und wird gemeinhin als Netzparität bezeichnet. ⓘ
Bei kommerziellen Solarkraftwerken, bei denen der Strom in das Stromübertragungsnetz eingespeist wird, müssen die nivellierten Kosten der Solarenergie dem Großhandelsstrompreis entsprechen. Dieser Punkt wird manchmal als "Großhandelsnetzparität" oder "Sammelschienenparität" bezeichnet. ⓘ
Die Preise für installierte PV-Systeme schwanken regional stärker als die für Solarzellen und -paneele, die in der Regel weltweit gehandelt werden. Die IEA erklärt diese Diskrepanzen mit den Unterschieden bei den "weichen Kosten", zu denen Kundenakquise, Genehmigungen, Inspektion und Zusammenschaltung, Installationsarbeit und Finanzierungskosten gehören. ⓘ
Anreizmechanismen
In den Jahren, bevor die Netzparität in vielen Teilen der Welt erreicht war, brauchten Solaranlagen irgendeine Form von finanziellem Anreiz, um im Wettbewerb um die Stromlieferung bestehen zu können. Viele Länder nutzten solche Anreize, um den Einsatz von Solarkraftwerken zu fördern. ⓘ
Einspeisetarife
Einspeisetarife sind festgelegte Preise, die von Versorgungsunternehmen für jede Kilowattstunde Strom aus erneuerbaren Energien gezahlt werden müssen, der von qualifizierten Erzeugern produziert und in das Netz eingespeist wird. Diese Tarife stellen in der Regel einen Aufschlag auf die Großhandelspreise für Strom dar und bieten eine garantierte Einnahmequelle, die dem Stromerzeuger hilft, das Projekt zu finanzieren. ⓘ
Standards für erneuerbare Energien und Verpflichtungen der Versorger
Bei diesen Standards handelt es sich um Verpflichtungen für Versorgungsunternehmen, einen Teil ihres Stroms aus erneuerbaren Energiequellen zu beziehen. In den meisten Fällen schreiben sie nicht vor, welche Technologie verwendet werden soll, und das Versorgungsunternehmen kann die am besten geeigneten erneuerbaren Energiequellen frei wählen. ⓘ
Es gibt einige Ausnahmen, bei denen Solartechnologien ein Teil des RPS zugewiesen wird, was manchmal als "Solarstilllegung" bezeichnet wird. ⓘ
Darlehensbürgschaften und andere Kapitalanreize
Einige Länder und Bundesstaaten bieten weniger gezielte finanzielle Anreize, die für ein breites Spektrum von Infrastrukturinvestitionen zur Verfügung stehen, wie z. B. das Kreditgarantieprogramm des US-Energieministeriums, das in den Jahren 2010 und 2011 eine Reihe von Investitionen in Solarkraftwerke anregte. ⓘ
Steuergutschriften und andere steuerliche Anreize
Eine weitere Form indirekter Anreize, die zur Förderung von Investitionen in Solarkraftwerke eingesetzt wurde, waren Steuergutschriften für Investoren. In einigen Fällen waren die Gutschriften an die von den Anlagen erzeugte Energie gekoppelt, wie z. B. die Production Tax Credits. In anderen Fällen waren die Gutschriften an die Kapitalinvestition geknüpft, wie z. B. die Investment Tax Credits ⓘ
Internationale, nationale und regionale Programme
Zusätzlich zu den kommerziellen Anreizen des freien Marktes verfügen einige Länder und Regionen über spezielle Programme zur Förderung des Einsatzes von Solarenergieanlagen. ⓘ
Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie der Europäischen Union setzt Ziele für den verstärkten Einsatz von erneuerbaren Energien in allen Mitgliedstaaten. Jedes Land ist verpflichtet, einen nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energien zu entwickeln, in dem aufgezeigt wird, wie diese Ziele erreicht werden sollen, und viele dieser Pläne enthalten spezielle Fördermaßnahmen für den Einsatz von Solarenergie. Die Richtlinie erlaubt es den Staaten auch, Projekte außerhalb ihrer nationalen Grenzen zu entwickeln, was zu bilateralen Programmen wie dem Helios-Projekt führen kann. ⓘ
Der Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung (Clean Development Mechanism) des UNFCCC ist ein internationales Programm, in dessen Rahmen Solarkraftwerke in bestimmten qualifizierten Ländern gefördert werden können. ⓘ
Darüber hinaus haben viele andere Länder spezielle Programme zur Entwicklung der Solarenergie. Einige Beispiele sind Indiens JNNSM, das Flagship-Programm in Australien und ähnliche Projekte in Südafrika und Israel. ⓘ
Finanzielle Leistung
Die finanzielle Leistung eines Solarkraftwerks hängt von seinen Einnahmen und seinen Kosten ab. ⓘ
Die elektrische Leistung eines Solarparks hängt von der Sonneneinstrahlung, der Kapazität der Anlage und ihrem Leistungsverhältnis ab. Die Einnahmen aus dieser elektrischen Leistung stammen in erster Linie aus dem Verkauf des Stroms sowie aus etwaigen Anreizzahlungen, z. B. im Rahmen von Einspeisetarifen oder anderen Fördermechanismen. ⓘ
Die Strompreise können zu verschiedenen Tageszeiten schwanken, so dass der Preis zu Zeiten mit hoher Nachfrage höher ist. Dies kann sich auf die Auslegung des Kraftwerks auswirken, um die Leistung zu solchen Zeiten zu erhöhen. ⓘ
Die vorherrschenden Kosten von Solarkraftwerken sind die Kapitalkosten und die damit verbundene Finanzierung und Abschreibung. Obwohl die Betriebskosten in der Regel relativ niedrig sind, zumal kein Brennstoff benötigt wird, werden die meisten Betreiber sicherstellen wollen, dass eine angemessene Betriebs- und Wartungsabdeckung vorhanden ist, um die Verfügbarkeit der Anlage zu maximieren und damit das Verhältnis zwischen Einnahmen und Kosten zu optimieren. ⓘ
Geographische Lage
Die ersten Orte, die die Netzparität erreichten, waren jene mit hohen traditionellen Strompreisen und hoher Sonneneinstrahlung. Es wird erwartet, dass sich die weltweite Verteilung der Solarparks ändern wird, wenn verschiedene Regionen die Netzparität erreichen. Dieser Übergang beinhaltet auch eine Verlagerung von Aufdach- zu Großanlagen, da sich der Schwerpunkt der neuen PV-Installationen von Europa auf die Märkte des Sonnengürtels verlagert hat, wo PV-Freiflächenanlagen bevorzugt werden. ⓘ
Aufgrund des wirtschaftlichen Hintergrunds sind Großanlagen derzeit dort zu finden, wo die Förderregelungen am konsequentesten oder am vorteilhaftesten waren. Die Gesamtkapazität der weltweiten PV-Anlagen über 4 MWAC wurde von Wiki-Solar auf ca. 220 GW in ca. 9.000 Installationen Ende 2019 geschätzt und entspricht etwa 35 Prozent der geschätzten globalen PV-Kapazität von 633 GW, gegenüber 25 Prozent im Jahr 2014. Die Aktivitäten in den wichtigsten Märkten werden im Folgenden einzeln betrachtet. ⓘ
China
Im Jahr 2013 überholte China Deutschland als Land mit der größten Solarkapazität im industriellen Maßstab. Ein großer Teil davon wurde durch den Clean Development Mechanism gefördert. Die Verteilung der Kraftwerke über das ganze Land ist recht breit gefächert, wobei die höchste Konzentration in der Wüste Gobi liegt und an das nordwestchinesische Stromnetz angeschlossen ist. ⓘ
Deutschland
Das erste Multi-Megawatt-Kraftwerk in Europa war das 4,2-MW-Gemeinschaftsprojekt in Hemau, das 2003 in Betrieb genommen wurde. Den stärksten Impuls für die Errichtung von Solarkraftwerken im industriellen Maßstab gab jedoch die Neuregelung der deutschen Einspeisevergütung im Jahr 2004. Die erste Anlage, die im Rahmen dieses Programms fertig gestellt wurde, war der von Geosol entwickelte Solarpark Leipziger Land. Zwischen 2004 und 2011 wurden mehrere Dutzend Anlagen gebaut, von denen einige zu diesem Zeitpunkt die größten der Welt waren. Das EEG, das Gesetz zur Regelung der Einspeisevergütung in Deutschland, bildet die gesetzliche Grundlage nicht nur für die Vergütungshöhe, sondern auch für andere regulatorische Faktoren, wie den vorrangigen Netzzugang. Das Gesetz wurde 2010 geändert, um die Nutzung landwirtschaftlicher Flächen einzuschränken. Seitdem werden die meisten Solarparks auf so genannten "Entwicklungsflächen" gebaut, beispielsweise auf ehemaligen Militärflächen. Unter anderem aus diesem Grund ist die geografische Verteilung von Photovoltaik-Kraftwerken in Deutschland einseitig auf die neuen Bundesländer ausgerichtet. ⓘ
Indien
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Indien gehört zu den führenden Ländern bei der Installation von Solarkraftwerken im industriellen Maßstab. Der Charanka Solar Park in Gujarat wurde im April 2012 offiziell eröffnet und war zu diesem Zeitpunkt die größte Gruppe von Solarkraftwerken der Welt. ⓘ
Geografisch gesehen sind die Staaten mit der größten installierten Kapazität Telangana, Rajasthan und Andhra Pradesh mit jeweils über 2 GW installierter Solarstromkapazität. Rajasthan und Gujarat teilen sich mit Pakistan die Wüste Thar. Im Mai 2018 wurde der Pavagada Solar Park mit einer Produktionskapazität von 2GW in Betrieb genommen. Ab Februar 2020 ist er der größte Solarpark der Welt. Im September 2018 gab Acme Solar bekannt, dass es das günstigste Solarkraftwerk Indiens in Betrieb genommen hat, den 200-MW-Solarpark Rajasthan Bhadla. ⓘ
Italien
Italien verfügt über eine große Anzahl von Photovoltaik-Kraftwerken, von denen das 84-MW-Projekt Montalto di Castro das größte ist. ⓘ
Jordanien
Ende 2017 wurden Berichten zufolge mehr als 732 MW an Solarenergieprojekten fertiggestellt, die zu 7 % des jordanischen Stroms beitragen. Nachdem die Regierung den Anteil der erneuerbaren Energien, die Jordanien bis 2020 erzeugen will, zunächst auf 10 % festgelegt hatte, kündigte sie 2018 an, dass sie diese Zahl übertreffen und 20 % anstreben wolle. ⓘ
Spanien
Die meisten Solarkraftwerke in Spanien wurden während des Booms in den Jahren 2007-8 installiert. Die Anlagen sind gut über das Land verteilt, mit einer gewissen Konzentration in Extremadura, Kastilien-La Mancha und Murcia. ⓘ
Vereinigte Staaten
In den USA konzentriert sich der Aufbau von Photovoltaik-Kraftwerken weitgehend auf die südwestlichen Bundesstaaten. Die Renewable Portfolio Standards in Kalifornien und den umliegenden Bundesstaaten bieten einen besonderen Anreiz. ⓘ
Bemerkenswerte Solarparks
Die folgenden Solarparks waren zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme die größten der Welt oder ihres Kontinents oder sind aus den genannten Gründen bemerkenswert:
| Name | Land | Nennleistung (MW) |
In Betrieb genommen | Anmerkungen |
|---|---|---|---|---|
| Lugo, Landkreis San Bernardino, Kalifornien | USA | 1 MW | Dezember 1982 | Erste MW-Anlage |
| Carrisa Plain | USA | 5,6 MW | Dez. 1985 | Damals die größte der Welt |
| Hemau | Deutschland | 4,0 MW | April 2003 | Damals größte Anlage in kommunalem Besitz in Europa |
| Leipziger Land | Deutschland | 4,2 MW | August 2004 | Damals die größte Anlage Europas; die erste unter FITs |
| Pocking | Deutschland | 10 MW | Apr 2006 | Kurzzeitig das größte der Welt |
| Nellis Air Force Base, Nevada | USA | 14 MW | Dez 2007 | Zu dieser Zeit die größte Anlage Amerikas |
| Olmedilla | Spanien | 60 MW | Juli 2008 | Damals das größte der Welt und Europas |
| Sinan | Korea | 24 MW | August 2008 | Zu dieser Zeit das größte in Asien |
| Waldpolenz, Sachsen | Deutschland | 40 MW | Dez 2008 | Die größte Dünnschichtanlage der Welt. Erweiterung auf 52 MW im Jahr 2011 |
| DeSoto, Florida | USA | 25 MW | Okt 2009 | Zu dieser Zeit die größte Anlage Amerikas |
| La Roseraye | Wiedervereinigung | 11 MW | April 2010 | Afrikas erste 10-MW+-Anlage |
| Sarnia, Ontario | Kanada | 97 MWP | Sep 2010 | Damals die größte der Welt. Entspricht 80 MWAC. |
| Golmud, Qinghai, | China | 200 MW | Okt 2011 | Damals die größte der Welt |
| Finow-Turm | Deutschland | 85 MW | Dez 2011 | Erweiterung zu Europas größtem |
| Lopburi | Thailand | 73 MW | Dez 2011 | Damals das größte in Asien (außerhalb Chinas) |
| Perovo, Krim | Ukraine | 100 MW | Dez 2011 | Wird das größte in Europa |
| Charanka, Gujarat | Indien | 221 MW | April 2012 | Asiens größter Solarpark |
| Agua Caliente, Arizona | USA | 290 MWAC | Jul 2012 | Zu diesem Zeitpunkt größte Solaranlage der Welt |
| Neuhardenberg, Brandenburg | Deutschland | 145 MW | Sep 2012 | Wird zum größten Solarcluster Europas |
| Greenhough River, Westaustralien, | Australien | 10 MW | Okt 2012 | Australasiens erste 10 MW+ Anlage |
| Majes und Repartición | Peru | 22 MW | Okt 2012 | Erste Großanlagen in Südamerika |
| Westmill Solar Park, Oxfordshire | Vereinigtes Königreich | 5 MW | Okt 2012 | Von der Westmill Solar Co-operative erworben, um das weltweit größte Solarkraftwerk in kommunalem Besitz zu werden |
| San Miguel Power, Colorado | USA | 1,1 MW | Dezember 2012 | Größtes Gemeinschaftskraftwerk in den USA |
| Sheikh Zayed, Nouakchott | Mauretanien | 15 MW | Apr 2013 | Größtes Solarkraftwerk in Afrika |
| Topaz, Bezirk Riverside, Kalifornien | USA | 550 MWAC | Nov 2013 | Größter Solarpark der Welt zu dieser Zeit |
| Amanacer, Copiapó, Atacama | Chile | 93,7 MW | Jan 2014 | Größter in Südamerika zu dieser Zeit |
| Jasper, Postmasburg, Nordkap | Südafrika | 88 MW | Nov 2014 | Größte Anlage in Afrika |
| Longyangxia PV/Hydro-Kraftwerksprojekt, Gonghe, Qinghai | China | 850 MWP | Dez 2014 | Phase II mit 530 MW zusätzlich zur 320-MW-Phase I (2013) macht es zum größten Solarkraftwerk der Welt |
| Nyngan, Neusüdwales | Australien | 102 MW | Juni 2015 | Wird zur größten Anlage in Australasien und Ozeanien |
| Solar Star, Los Angeles County, Kalifornien | USA | 579 MWAC | Juni 2015 | Wird das weltweit größte Solarpark-Installationsprojekt (Longyanxia wurde in zwei Phasen errichtet) |
| Cestas, Aquitanien | Frankreich | 300 MW | Dezember 2015 | Größte PV-Anlage in Europa |
| Finis Terrae, María Elena, Tocopilla | Chile | 138 MWAC | Mai 2016 | Wird zur größten Anlage in Südamerika |
| Monte Plata Solar, Monte Plata | Dominikanische Republik | 30 MW | März 2016 | Größte PV-Anlage in der Karibik. |
| Ituverava, Ituverava, São Paulo | Brasilien | 210 MW | September 2017 | Größte PV-Anlage in Südamerika |
| Bungala, Port Augusta, SA | Australien | 220 MWAC | Nov 2018 | Wird zum größten Solarkraftwerk Australasiens |
| Noor Abu Dhabi, Sweihan, Abu Dhabi | Vereinigte Arabische Emirate | 1.177 MWP | Juni 2019 | Das größte einzelne Solarkraftwerk (im Gegensatz zu einer Gruppe von Projekten an einem Standort) in Asien und weltweit. |
| Cauchari-Solarkraftwerk, Cauchari | Argentinien | 300 MW | Okt 2019 | Wird zum größten Solarkraftwerk Südamerikas |
| Benban Solar Park, Benban, Assuan | Ägypten | 1.500 MW | Okt 2019 | Eine Gruppe von 32 zusammenhängenden Projekten wird das größte in Afrika. |
| Bhadla-Solarpark, Bhadlachuhron Ki, Rajasthan | Indien | 2.245 MW | März 2020 | Eine Gruppe von 31 zusammenhängenden Solarkraftwerken wird Berichten zufolge der größte Solarpark der Welt sein. |
| Núñez de Balboa-Solaranlage, Usagre, Badajoz | Spanien | 500 MWAC | März 2020 | Überholt das drei Monate zuvor installierte Photovoltaik-Kraftwerk Mula (450 MWAC) und ist damit das größte Solarkraftwerk Europas. |
Situation in Deutschland
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Marktanteil
Ebenerdig errichtete Photovoltaik-Anlagen machen in Deutschland Stand 2021 etwa ein Viertel der insgesamt installierten Kapazität aus. ⓘ
2008 wurden vom Wirtschaftsministerium Baden-Württemberg 286 Freiflächenanlagen mit 486 Megawatt auf 1.800 ha Fläche gezählt. Gegen 2010 hieß es, ihr Anteil in Deutschland liege seit Jahren konstant zwischen 10 und 15 Prozent. Später stieg der Anteil der Freiflächenanlagen, insbesondere in Monaten mit hohem Zubau kurz vor Absenkungen der Einspeisevergütung. So entfiel in den Monaten Juni und September 2012 vermutlich die Mehrzahl der neu installierten PV-Leistung in Deutschland auf Freiflächenanlagen. Bundesweit wurden in diesen Monaten jeweils um die 330 MW neue PV-Anlagen mit über 10 MW Leistung gemeldet, kleinere Freiflächenanlagen kamen noch dazu. Ende 2012 ging der Anteil der Freiflächenanlagen wieder deutlich zurück. ⓘ
Seit 2017 werden jährlich 600 MW für Anlagen über 750 kW über Ausschreibungen vergeben. Für die Jahre 2019 bis 2021 werden darüber hinaus weitere 4 GW über Sonderausschreibungen vergeben (§ 28 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes). ⓘ
Wirtschaftlichkeit
Vergütung
Strom von Freiflächenanlagen wird über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gefördert. Die Vergütung fiel für diese Anlagenart geringer aus als bei Photovoltaikanlagen, die auf oder an Gebäuden montiert sind. 2009 betrug die Vergütung noch 31,94 Cent je eingespeister Kilowattstunde (kWh) Strom, 2010 ist sie für neue Anlagen auf 28,43 Cent gesunken. Ab Januar 2013 betrug sie 11,78 Cent, fallend mit Abschlägen von 2,5 % monatlich. ⓘ
Die Novelle des EEG 2014 schrieb vor, dass die Förderhöhe für Freiflächen-Photovoltaikanlagen zukünftig in Ausschreibungen durch die Bundesnetzagentur ermittelt werden soll, anstelle der bisherigen gesetzlich bestimmten Einspeisevergütungen. Die Umsetzung erfolgte in der Verordnung zur Ausschreibung der finanziellen Förderung für Freiflächenanlagen vom 6. Februar 2015 (Freiflächenausschreibungsverordnung). Ausschreibungen standen in der Kritik, da internationale Erfahrungen und ökonomische Modelle nahelegten, dass die angestrebten Ziele Kosteneffizienz, Ausbauziele und Akteursvielfalt durch Ausschreibungen konterkariert würden. Der Bundesverband Erneuerbare Energie äußerte die Befürchtung, Bürgergenossenschaften und -anlagen könnten vom Markt verdrängt werden, da sie aufgrund geringerer Kapitalstärke weniger Vorleistungen auf sich nehmen und weniger Risiken tragen können. Der erste Gebotstermin war der 15. April 2015 mit einer ausgeschriebenen Menge von 150 Megawatt. Das Ausschreibungsvolumen war mehrfach überzeichnet. ⓘ
Mit dem EEG 2017 werden die Ausschreibungen im Gesetz geregelt. Kleinere PV-Anlagen bis 750 kWp erhalten eine gesetzlich bestimmte Vergütung ohne Ausschreibung. Mit dem EEG 2021 wurden die Vergütungssätze für den Januar 2021 festgelegt, die seitdem vier mal im Jahr in Abhängigkeit des Zubaus neuer Photovoltaik-Leistung angepasst werden. Stand April 2022 lag die Vergütung bei 4,86 Ct/kWh. ⓘ
Mögliche Standorte
Das EEG in Deutschland sieht eine Anwendung der Vergütungssätze nur für bestimmte Freiflächen vor (§ 37, § 48 EEG 2017):
- Versiegelte Flächen. Eine Versiegelung liegt bei einer Oberflächenabdichtung des Bodens vor. Daher wird auch Strom aus Anlagen an Straßen, Stellplätzen, Deponieflächen, Aufschüttungen, Lager- und Abstellplätzen und Ähnlichem vergütet.
- Konversionsflächen aus wirtschaftlicher, verkehrlicher, wohnungsbaulicher oder militärischer Nutzung. Zu Konversionsflächen können beispielsweise Abraumhalden, ehemalige Tagebaugebiete, Truppenübungsplätze und Munitionsdepots zählen.
- Flächen längs von Autobahnen oder Schienenwegen in einer Entfernung bis zu 110 Meter.
- Ackerland und Grünland, nur wenn sie in einem benachteiligten Gebiet gemäß Richtlinie 86/465/EWG liegen und von den Bundesländern zur PV-Nutzung freigegeben wurden. ⓘ
Die Unterkonstruktion von Solarkraftwerken versiegelt meist nur einen Bruchteil der Naturfläche, oft weniger als 0,05 % der eigentlichen Bodenfläche. Zu einer Aufwertung der ökologischen Qualität trägt u. a. der Platz zwischen den einzelnen Reihen bei, der benötigt wird, um einer Abschattung einzelner Modulreihen bei niedrigem Sonnenstand entgegenzuwirken. ⓘ
Vor Baubeginn durchlaufen Freiflächenanlagen meist einen Genehmigungsprozess in der Gemeinde. Um eine Fläche nutzen zu können, muss diese im Flächennutzungsplan in ein „Sondergebiet Solar“ geändert werden. Notwendig ist außerdem ein Bebauungsplan, der auf der entsprechenden Fläche Baurecht schafft. Die Bauleitplanung obliegt der Gemeinde. Sie prüft Raumbedeutsamkeit und Umweltverträglichkeit des Vorhabens und soll dabei alle Bürger und Träger öffentlicher Belange einbeziehen. Wichtige Entscheidungsgrundlage ist neben Anlagengröße, Flächenverbrauch und Technik der Grünordnungsplan des Bauherrn. Er beschreibt, wie die geplante Freiflächenanlage in die Landschaft integriert und diese dabei ökologisch aufgewertet werden soll. Nach Anhörung aller beteiligten Parteien verabschiedet die Gemeinde den Bebauungsplan. Anschließend erfolgt die Baugenehmigung. ⓘ
Freiflächen und Umweltschutz
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Gemeinsam mit der Naturschutzorganisation NABU hat die Unternehmensvereinigung Solarwirtschaft (UVS) 2005 einen Kriterienkatalog für die naturverträgliche Errichtung von Freiflächenanlagen veröffentlicht. Demnach sollen Flächen mit Vorbelastung und geringer ökologischer Bedeutung bevorzugt und exponierte Standorte auf gut sichtbaren Anhöhen gemieden werden. Die Aufständerung soll so gestaltet werden, dass eine extensive Nutzung und Pflege des Bewuchses, z. B. durch Schafbeweidung, weiterhin möglich bleibt. Auf den Einsatz von Pflanzenschutzmitteln und Gülle soll verzichtet werden. Naturschutzverbände sollen frühzeitig in Planungen einbezogen werden; ggf. ist – z. B. in Gebieten, die für Vögel wichtig sind (IBAs) – eine Verträglichkeitsprüfung vorzunehmen. Ein Monitoring dokumentiert die Entwicklung des Naturhaushaltes in jährlichen Begehungen nach der Errichtung. Die hier formulierten ökologischen Kriterien gehen über das gesetzlich geforderte Mindestmaß hinaus. Diese Selbstverpflichtung soll von Projektierern und Betreibern bei der Standortwahl und dem Betrieb von ebenerdig errichteten solaren Großanlagen berücksichtigt werden. ⓘ
Untersuchungen aus dem Jahr 2013 zeigen, dass Solaranlagen einen hohen Beitrag für die regionale Artenvielfalt haben und durch die Installation eines Solarparks eine deutliche ökologische Aufwertung der Flächen im Vergleich zu Acker- oder Intensiv-Grünlandnutzung möglich ist. Dabei ist neben dem Alter der Anlagen die Nähe zu Lieferbiotopen, die möglichst unter 500 m betragen sollte, der entscheidende Faktor für eine Zuwanderung und die Biodiversität der Anlage. So erwies sich die älteste Anlage mit der größten Biotopvielfalt im Umland in der Untersuchung als beste Anlage hinsichtlich der biologischen Vielfalt. Bereits nach kurzer Zeit führte die Extensivierung der landwirtschaftlichen Bearbeitung zu einer Zuwanderung von Schmetterlingen und einer steigenden Pflanzenvielfalt. Zudem ist die jeweilige Nutzung des Solarparks sehr wichtig für die ökologische Vielfalt: Eine zu starke Beweidung wirkt sich negativ aus. Insbesondere von einigen mobilen Tierarten wie Schmetterlingen wurden die Flächen bereits nach kurzer Zeit neu besiedelt. Bei vier der fünf untersuchten Solarparks stieg die Artenvielfalt von Tieren, verglichen mit der zuvor betriebenen intensiven Ackernutzung, deutlich an. ⓘ
Öffentliche Debatte
Im Gegensatz zu Atom- und Kohlekraftwerken stehen Freiflächenanlagen seltener in der Diskussion. Dennoch bemängeln Kritiker unter anderem den Verlust von Flächen, die anderweitig genutzt werden könnten, und führen ästhetische Aspekte an. Befürworter argumentieren hingegen mit dem im Vergleich zur landwirtschaftlich genutzten Gesamtfläche verschwindend geringen Anteil der Anlagen und der Schaffung von Naturlebensraum und Erhaltung der Biodiversität. ⓘ
Agri-Photovoltaik
Unter den Begriffen Agri-Photovoltaik oder Agrophotovoltaik (Abk. Agri-PV, Agrar-PV, Agro-PV) stehen neuerdings auch die Vorteile, Freiflächenanlagen mit landwirtschaftlicher Produktion zu kombinieren, im Mittelpunkt der Forschung: Mindestens 5 m hoch über dem Boden montierte Photovoltaikpaneele erlauben die Bodenbearbeitung und Ernte unter dem Einsatz von üblichen landwirtschaftlichen Maschinen. Die Idee stammt aus dem Jahr 1981 von Adolf Goetzberger und Armin Zastrow. ⓘ
In Italien wird „Agrovoltaico“ bzw. „Food and Energy“ schon länger praktiziert. In Deutschland gibt es seit 2016 in der Nähe des Bodensees einen Versuchsbetrieb bei der „Hofgemeinschaft Heggelbach“; dieses Projekt wurde vom Freiburger Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) initiiert und vom Bundesministerium für Bildung und Forschung gefördert. Darüber hinaus betreut das ISE seit Mitte 2020 auch in Denzlingen ein kleines Pilotprojekt. ⓘ
Unter dem Begriff Vino-Photovoltaik sind in Südbaden beim Freiburger Stadtteil Munzingen und in Riegel am Kaiserstuhl zwei Forschungsprojekte für den Weinbau in Planung. ⓘ
Zahlreiche Pflanzen wie Kartoffeln, Hopfen oder Salat gedeihen unter Photovoltaikanlagen sogar besser als an der prallen Sonne, andere Kulturen wie Gerste, Raps oder Kohl lassen sich von der mäßigen Beschattung kaum beeinflussen. Andere Pflanzen brachten in Deutschland auf den treffenden Flächen unter dem PV-Modulen Ernteeinbussen von bis zu 20 %, während in heißeren Regionen wie Indien keine Einbußen zu verzeichnen waren. ⓘ
Ein anderer Ansatz ist die senkrechte Aufstellung von bifazialen Modulen: Sie können das Sonnenlicht von beiden Seiten in elektrische Energie umwandeln, sodass von beiden Seiten zusammen auch bei senkrechter Aufstellung gute bis sehr gute Energieerträge erreicht werden können. Bei solchen Anlagen wird die Bodenfläche nicht überbaut, sondern kann zwischen den senkrecht stehenden Modulreihen zu ca. 90 % weiter genutzt werden. Eine Pilotanlage nach diesem Prinzip wurde 2015 im Saarland errichtet. Im Jahr 2018 ging eine erste kommerzielle Anlage mit 2 MWp in Betrieb, eine weitere Anlage mit 4,1 MWp ist bei Donaueschingen-Aasen in Betrieb. Eine Abwandlung des Konzepts ist der 2019 eingeführte bifaziale Solarzaun. Hierbei wird die Höhe auf ein Modul reduziert und ein Abstand zum Boden mit einem Gitter geschlossen. Der Solarzaun kann in der Landwirtschaft als Begrenzung für Hühnerauslaufe oder Weiden genutzt werden. Dabei bietet der Solarzaun z. B. Hühnern sowohl Schutz vor Raubtieren als auch vor zu viel Sonneneinstrahlung. Der Solarzaun wird auch von Privatpersonen zur Einfriedung von Grundstücken genutzt. ⓘ
Die größte Anlage steht in China (Stand: 2019), wo es wie in Frankreich und Japan eine staatliche Förderung gibt. ⓘ
In Deutschland gibt es bei Errichtung und Betrieb von Landnutzung mit Agri-Photovoltaik aktuell (2018) einige Hindernisse, z. B. keine Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), eine notwendige Umwidmung entsprechender landwirtschaftlicher Flächen zu Gewerbegebieten oder der Entfall der EU-Agrarbeihilfe. ⓘ
Die Stromgestehungskosten für Agri-PV liegen (Stand 2020) zwischen 7 und 12 Eurocent pro kWh. ⓘ