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Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Dachanlagen

Die Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen auf Dächern sind in den letzten Jahren erheblich zurück gegangen, während sich die Kosten zur Errichtung der Anlagen nicht in gleichem Maße reduzierten. Dadurch ist ein wirtschaftlicher Betrieb von Photovoltaikanlagen bis 100 kWp nur noch möglich, wenn ein Teil des Stroms selbst verbraucht werden kann. Wenn der ungleichmäßigen Entwicklung von Vergütung und Kosten nicht entgegengewirkt wird, werden bis Mitte 2022 viele der untersuchten Anlagen trotz anteiliger Eigenversorgung nicht mehr wirtschaftlich sein. Daraus ergibt sich ein Anpassungsbedarf des Degressionsmechanismus, um einen hohen Zubau von Photovoltaik-Dachanlagen abzusichern. Damit außerdem auch Anlagen ohne Eigenverbrauch wieder zu dem aus Klimaschutzsicht benötigten Zubau beitragen können, müsste zusätzlich zur Anpassung des Degressionsmechanismus ein Zuschlag auf den Vergütungssatz implementiert werden. Das Gutachten arbeitet heraus, dass der Fokus verstärkt auf den Beitrag der Photovoltaik zur Dekarbonisierung des gesamten Stromsystems und weniger auf das eigene Haus als abgeschlossenen Stromkosmos gelegt werden sollte. Veröffentlicht in Climate Change | 66/2021.

Deutschland: Fischabhängigkeitstag 2011

Der 27. April 2011 ist das errechnete Datum, ab dem Deutschland für den Rest des Jahres auf den Import von Fisch und Meeresfrüchten angewiesen ist. Dies geht aus einem gemeinsamen Bericht der englischen New Economics Foundation und von OCEAN2012 hervor. Mit der Studie wurde für die Europäische Union und jeden einzelnen Mitgliedstaat das Maß an Selbstversorgung ermittelt. Der auf Kalendertage umgerechnete Eintritt der Abhängigkeit von Einfuhren wird als "Fish Dependence Day" des jeweiligen Staates ausgedrückt. Die EU insgesamt benötigt etwa die Hälfte des Jahres – ab dem 3. Juli 2011 – Fisch von außerhalb. Seit 2000 lag das errechnete Datum der EU-weiten Abhängigkeit von Fischimporten jeweils früher als im Vorjahr.

EEG

Das Gesetz für den Ausbau erneuerbarer EnergienÌ® stellt mit der gesetzgeberischen Kompromissformel eines ćharmonisierten ZubausÌ® vollkommen neue Herausforderungen an Juristen, Verbände, Anlagenbetreiber und -hersteller, Kommunen und nicht zuletzt die Wirtschaft. Der neue EEG-Handkommentar konzentriert sich aus Beratersicht auf die komplizierten Neuregelungen und bindet bereits die ersten Gerichtsentscheidungen nach der EEG-Novelle ein. Er bereitet anschaulich die typischen Problemlagen praxisgerecht auf: Gibt es Übergangsregelungen? Welche Regelungen gelten für Altanlagen? Wie verhält es sich mit der bisherigen Rechtsprechung und den Entscheidungen der Clearingstelle EEG? Wie werden die Förderkosten künftig verteilt? Wann wird die Eigenversorgung überhaupt noch privilegiert? Welche Anlagenbetreiber müssen ihren Strom ab wann direkt vermarkten? Welche Anlagenbetreiber müssen EEG-Umlage bezahlen und in welcher Höhe? Welche stromintensiven Unternehmen können die Besondere Ausgleichsregelung weiterhin für sich in Anspruch nehmen? Was ist zu beachten bei den aktuellen Pilotausschreibungen für PV-Freiflächenanlagen? Herausgeber und Autoren mit langjähriger Beratungserfahrung gewährleisten den schnellen Zugriff auf anwendungsorientierte Lösungen neuer Rechtsfragen nach der Reform: RA Toralf Baumann, RA Guido Brucker, RA Dr. Dominik Greinacher, RA Dr. Reinald Günther, Dr. Andrea Huber, RAin Dr. Jule Martin, Michael Marty, Dr. Christoph Maurer, Dr. Marike Pietrowicz, René Walter. Quelle: Verlagsinformation

Analyse der Stromeinspeisung ausgeförderter Photovoltaikanlagen und Optionen einer rechtlichen Ausgestaltung des Weiterbetriebs

Ab dem Jahr 2021 endet für die ersten Anlagen die Förderdauer des EEG. Bei vielen PV-Anlagen ist zu erwarten, dass diese umgerüstet werden und ein Teil des Stroms selbst verbraucht wird, bei einigen Anlagen wird jedoch die Volleinspeisung fortgeführt werden. Vor diesem Hintergrund besteht weiterhin die Notwendigkeit zur Netzeinspeisung von Strom aus PV-Weiterbetriebsanlagen, einerseits für Volleinspeiseanlagen, bei denen keine Möglichkeit zur Eigenversorgung besteht sowie andererseits für Überschussstrom bei Eigenversorgungsanlagen. Die derzeitige Regelung des EEG bietet als Möglichkeit zur Stromeinspeisung für Anlagen nach Förderende lediglich die Möglichkeit der sonstigen Direktvermarktung. Bei den ab 2021 in die Weiterbetriebsphase laufenden PV-Anlagen handelt es sich jedoch zu einem weit überwiegenden Anteil um sehr kleine bis kleine Anlagen, so dass es fraglich ist, ob die Direktvermarktung des eingespeisten Stroms wirtschaftlich darstellbar ist. Ziel der vorliegenden Kurzstudie ist es deswegen, die Wirtschaftlichkeit der sonstigen Direktvermarktung bei PV-Anlagen nach Förderende zu bewerten und Optionen einer möglichen vereinfachten Abnahmeregelung für Strom aus diesen Anlagen zu entwickeln und zu analysieren. Dazu erfolgt zunächst eine quantitative Analyse der bis zum Jahr 2026 vom Förderende betroffenen Anlagen und deren Stromerzeugung bzw. -einspeisung. Daran anschließend wird die rechtliche Situation der Stromeinspeisung nach Förderende erörtert und es erfolgt eine Bewertung der wirtschaftlichen Randbedingungen der sonstigen Direktvermarktung. Basierend auf diesen Ergebnissen werden die derzeitigen Entscheidungsoptionen aus Sicht der Anlagenbetreiber verdeutlicht und es werden Varianten zur Ausgestaltung einer vereinfachten Stromabnahmeregelung vorgestellt und bewertet. Abschließend wird die rechtliche Umsetzbarkeit einer Marktwertdurchleitung geprüft. Quelle: Forschungsbericht

Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik-Dachanlagen

Die Vergütungssätze für Photovoltaikanlagen auf Dächern sind in den letzten Jahren erheblich zurück gegangen, während der Kostenrückgang zur Errichtung der Anlagen deutlich abflachte. Dadurch ist ein wirtschaftlicher Betrieb von PV-Anlagen bis 100 kWp nur noch möglich, wenn ein Teil des Stroms selbst verbraucht werden kann. Wenn der ungleichmäßigen Entwicklung von Vergütung und Kosten nicht entgegengewirkt wird, werden bis Mitte 2022 viele der untersuchten Anlagen auch mit einer Eigenverbrauchsnutzung nicht mehr wirtschaftlich sein. Daraus ergibt sich ein Anpassungsbedarf des Degressionsmechanismus, sodass dieser gegenüber seiner bisherigen Kernfunktion (Kostendeckelung) neu justiert wird, um einen hohen PV-Zubau zu garantieren. Damit außerdem auch PV-Anlagen ohne Eigenverbrauch wieder zu dem benötigten Zubau beitragen können, müsste zusätzlich zur Anpassung des Degressionsmechanismus ein Zuschlag auf den Vergütungssatz implementiert werden. Hausbesitzer und Installateure sollten PV-Anlagen nicht mehr am Eigenverbrauchsanteil, sondern am vorhandenen Dachpotenzial auslegen, sodass dieses vollständig genutzt wird. Insgesamt muss der Fokus verstärkt auf den Beitrag zur Dekarbonisierung des gesamten Stromsystems gelegt werden und weniger auf das eigene Haus als abgeschlossenen Stromkosmos. Quelle: Forschungsbericht

PV system with gas powered generator (oberline house)

Das Projekt "PV system with gas powered generator (oberline house)" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der Angewandten Forschung e.V., Zentralverwaltung durchgeführt. Objective: To demonstrate the economic viability of a small photovoltaic system (1.5 KWp) in combination with motor/generator, to provide power for a remote youth hostel. The goal was to supply in summer primarily electricity by the pv system and to supplement it in winter with the liquid gas fuelled generator. In this demonstration, the battery size was smaller than the usual size because the battery can be recharged regularly in winter by the generators. General Information: Two of the originally planned three subprojects had to be cancelled: one burned down after erection (1986, Oekohaus in Freiburg), the other one ((Oekotherm) was not even started for lack of an appropriate site. The Oberlin House (Alsace) (48,15'N; 7'E) is equipped with a combination of a photovoltaic generator (1.48 kWp) and a propane motor/generator (12 kVA) with battery storage (28.8 kWh) and an inverter (1.6 kW). The combination allows power to be drawn from the battery without running the generator for much of the summer, and reduces generator running times in winter. To provide adequate power all year round by PV alone would be more expensive at these power levels than to use the combined system. The array field could not be integrated into the roof, as originally planned, for lack of permission. It now consists of 38 modules of type AEG PQ 10/40 mounted on a rack (south oriented, 49' inclination) about 40 m away from the house. An additional module supplies electricity to the autonomous measurement system. The separation of the domestic electric circuits into a 24 V dc circuit for the lighting and a 220 V a circuit for machines and appliances avoids inefficient partial load operation. The originally used inverter with poor efficiency and high losses at no load was replaced (Oct. 1989) by the inverter GWR1600 AT (manufacturer: AL-Elektronik). The charge controller was replaced in May 1989 because of interference and over voltage problems by another one of new design. The planned, patented, twin battery system did not work correctly and was replaced by a conventional connection of the battery in one group. Data of analytical monitoring of good quality for almost 40 months (May 1987 to Aug. 1990) are available. Achievements: The project was very successful despite of various modifications and improvements (replacement of inverter and charge controller; use of 25 new energy saving lights) that had to be made during the six years of operation. The application of energy saving dc lights reduced the lighting consumption to 50 per cent - Optimisation by a special, new inverter and by a new charge controller raised the average solar fraction from 65 per cent to 91 per cent ... Prime Contractor: Fraunhofer Gesellschaft zur Förderung der Angewandten Forschung e.V. - FhG; München; Germany.

Teil 2

Das Projekt "Teil 2" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt, Institut für Technische Thermodynamik, Abteilung Systemanalyse und Technikbewertung durchgeführt. Die unterschiedlichen Möglichkeiten zur Nutzung erneuerbarer Energien, zur Energieeinsparung und zur Emissionsminderung von Kommunen, Regionen, aber auch Bundesländern werden unter dem Schlagwort der 'Energie-Autarkie' diskutiert. Die vorliegende Studie untersucht, in wie weit Autarkie im Energiebereich auf der Ebene einer Kommune und eines Bundeslandes sinnvoll bzw. möglich ist, welche Speicher-Dimensionen und -Technologien dazu in welchen Bereichen notwendig sind, wie derartige Versorgungsstrukturen von der Bevölkerung akzeptiert werden. Das interdisziplinäre Projekt ermöglicht durch die Einbindung von Praxispartnern und die Partizipation von betroffenen Gruppen eine bestmögliche Einschätzung der Ist-Situation und der möglichen Widerstände und Probleme im Zuge der Steigerung der Energie-Autarkie. Die Umsetzung erfolgte u. a. durch intensive Bürgerbeteiligungsprozesse und Öffentlichkeitsarbeit. Es zeigt sich, dass die Begriffe 'Energie-Autarkie' und 'Energie-Autonomie' im Sprachgebrauch und in der Literatur meist deckungsgleich und ohne genaue Definition verwendet werden. Daher wurde eine grundlegende Diskussion und Abgrenzung der Begriffe 'Autonomie' und 'Autarkie' erstellt und ein Definitionsvorschlag zur Verwendung des Begriffes 'Energie-Autarkie' erarbeitet und in einem Artikel veröffentlicht. Eine Vielzahl von Technologieoptionen, denen für eine Entwicklung hin zur Energie-Autarkie eine besondere Bedeutung beigemessen wird, wurde identifiziert und technisch, ökonomisch sowie ökologisch charakterisiert. Hierzu erfolgte u. a. eine systematische Analyse der Umweltwirkungen eines Produktes über seinen gesamten Lebensweg. Die zentralen Ergebnisse der technischen, ökonomischen und ökologischen Bewertung der Technologien werden in übersichtlichen Technologiesteckbriefen zusammengefasst. Mit dem Ziel, die Netzrückwirkungen auf der Mittelspannungsebene berücksichtigen zu können, wurde ein beispielhaftes Verteilnetz untersucht. Mittels eines Energiesystemmodells können die unterschiedlichen Determinanten der Energie-Autarkie integriert bewertet werden, um kostenoptimale Maßnahmen zur Autarkieerreichung zu identifizieren. Die integrative Autarkieuntersuchung erfolgt in einem Modellverbund zwischen Systemmodellierung (direkte Ressourcennutzung), Netzanalyse (Ausbau und Betrieb) und ökologischem Gesamtmodell (indirekte und vorgelagerte Ressourcen.) Die Basis für die zu analysierenden Szenarien bildet die Cross-Impact-Bilanzanalyse um die möglichen Kombinationen von Deskriptoren des Entwicklungsrahmens auf eine plausible Kombination zu reduzieren.

Teil 1

Das Projekt "Teil 1" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung durchgeführt. Die unterschiedlichen Möglichkeiten zur Nutzung erneuerbarer Energien, zur Energieeinsparung und zur Emissionsminderung von Kommunen, Regionen, aber auch Bundesländern werden unter dem Schlagwort der 'Energie-Autarkie' diskutiert. Die vorliegende Studie untersucht, in wie weit Autarkie im Energiebereich auf der Ebene einer Kommune und eines Bundeslandes sinnvoll bzw. möglich ist, welche Speicher-Dimensionen und -Technologien dazu in welchen Bereichen notwendig sind, wie derartige Versorgungsstrukturen von der Bevölkerung akzeptiert werden. Das interdisziplinäre Projekt ermöglicht durch die Einbindung von Praxispartnern und die Partizipation von betroffenen Gruppen eine bestmögliche Einschätzung der Ist-Situation und der möglichen Widerstände und Probleme im Zuge der Steigerung der Energie-Autarkie. Die Umsetzung erfolgte u. a. durch intensive Bürgerbeteiligungsprozesse und Öffentlichkeitsarbeit. Es zeigt sich, dass die Begriffe 'Energie-Autarkie' und 'Energie-Autonomie' im Sprachgebrauch und in der Literatur meist deckungsgleich und ohne genaue Definition verwendet werden. Daher wurde eine grundlegende Diskussion und Abgrenzung der Begriffe 'Autonomie' und 'Autarkie' erstellt und ein Definitionsvorschlag zur Verwendung des Begriffes 'Energie-Autarkie' erarbeitet und in einem Artikel veröffentlicht. Eine Vielzahl von Technologieoptionen, denen für eine Entwicklung hin zur Energie-Autarkie eine besondere Bedeutung beigemessen wird, wurde identifiziert und technisch, ökonomisch sowie ökologisch charakterisiert. Hierzu erfolgte u. a. eine systematische Analyse der Umweltwirkungen eines Produktes über seinen gesamten Lebensweg. Die zentralen Ergebnisse der technischen, ökonomischen und ökologischen Bewertung der Technologien werden in übersichtlichen Technologiesteckbriefen zusammengefasst. Mit dem Ziel, die Netzrückwirkungen auf der Mittelspannungsebene berücksichtigen zu können, wurde ein beispielhaftes Verteilnetz untersucht. Mittels eines Energiesystemmodells können die unterschiedlichen Determinanten der Energie-Autarkie integriert bewertet werden, um kostenoptimale Maßnahmen zur Autarkieerreichung zu identifizieren. Die integrative Autarkieuntersuchung erfolgt in einem Modellverbund zwischen Systemmodellierung (direkte Ressourcennutzung), Netzanalyse (Ausbau und Betrieb) und ökologischem Gesamtmodell (indirekte und vorgelagerte Ressourcen.) Die Basis für die zu analysierenden Szenarien bildet die Cross-Impact-Bilanzanalyse um die möglichen Kombinationen von Deskriptoren des Entwicklungsrahmens auf eine plausible Kombination zu reduzieren.

Teilprojekt IMST GmbH

Das Projekt "Teilprojekt IMST GmbH" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von IMST GmbH durchgeführt. Sensoren sind in extremer Vielfalt zur Steuerung und Überwachung von Bioprozessen im Einsatz. Typische stabförmige Sensorelektroden werden über einen Standard-Port in den Bioreaktor eingebracht und repräsentieren einen Messwert an nur einer Stelle des Reaktors. Daher können Informationen über Prozessparameter, die inhomogen verteilt sind, nicht erfasst werden. Dies kann zur Wahl von suboptimalen Prozesskontrollparametern führen und Ergebnisse negativ beeinflussen. Darüber hinaus kann der Zugang für Sensoren hinsichtlich der Sterilität des Prozesses zu Problemen führen, wenn die Prozessüberwachung für das Reaktorsystem konstruktiv nicht vorgesehen ist. Ein Beispiel für einen derartigen Reaktor ist der oft verwendete Erlenmeyerkolben. Ziel des Projekts ist die Entwicklung ortsunabhängiger, voll autarker, minimal invasiver Mikrosensoren, den so genannten Sens-o-Spheres, um diesen Problemen zu begegnen. Dazu soll eine typische Messvorrichtung für die Temperatur, welche eine einfach zu erfassende und dennoch wichtige Messgröße für Bioprozesse darstellt, in eine kleine Kugel mit nur wenigen Millimetern Durchmesser abgebildet werden. Die Kugel besteht aus einer funktionell integrierten Antenne innerhalb der Kapselung (1), welche für die Verwendung in biotechnologischen Prozessen geeignet ist, einem Mikrocontroller zur Funktionskoordination (2) und einer wiederaufladbaren Energieversorgung (3).

FINO1-20-23 - Betrieb der Forschungsplattform FINO1

Das Projekt "FINO1-20-23 - Betrieb der Forschungsplattform FINO1" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Forschungs- und Entwicklungszentrum Fachhochschule Kiel GmbH durchgeführt. Die FINO1-Plattform bietet großes Potenzial, die Offshore-Forschung in Deutschland fortzuführen und voranzutreiben. Die hohen Kosten sind standortbedingt, lassen sich jedoch durch eine Vielzahl an innovativen Forschungsvorhaben mit weitreichenden Erkenntnissen für den Betrieb von Offshore-Windparks rechtfertigen. Der Betrieb der FINO1-Plattform trägt aktiv zum Klimaschutz bei. Nur mit der intensiven Nutzung von Offshore-Windenergie kann eine klimaneutrale Selbstversorgung Deutschlands mit erneuerbaren Energien erreicht werden. Wissenschaftler und Unternehmen können auf FINO1 reibungslos forschen. Angewandte innovative Forschungen zu allen klimarelevanten Bereichen sind Wegbereiter für eine energieeffiziente Entwicklung der Offshore-Windtechnologie. So wird Strom in Zukunft sicher, günstig und klimaneutral produziert und bereitgestellt. Die FuE-GmbH als Betreiberin stellt ihre Offshore-Kompetenz, umfangreiche technische Ausstattung und Expertise rückhaltlos zur Verfügung. Die Forschungsplattform FINO1 befindet sich in der Nordsee etwa 45 Kilometer nördlich von Borkum in einer Wassertiefe von ca. 30 Metern. Die Plattform steht in unmittelbarer Nähe zu mehreren sich in Betrieb befindenden Offshore-Windparks.

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