Die Bundesnetzagentur hat für September einen Brutto-Zubau von Photovoltaik-Anlagen in Deutschland von knapp 406,4 Megawatt gemeldet. Dies liegt etwas unter den Werten der Vormonate, aber noch über dem Wert vom Mai. Insgesamt sind damit in den ersten drei Quartalen des Jahres mehr als vier Gigawatt Photovoltaik-Anlagen neu installiert worden. Bis Ende September beziffert die Bundesnetzagentur mit etwa mehr als 4023 Megawatt.
Auffällig an den veröffentlichten Registerdaten der Bundesnetzagentur für September ist, dass vor allem das Segment der Photovoltaik-Anlagen, die außerhalb der Ausschreibungen realisiert werden, deutlich angezogen hat. 321,65 Megawatt der insgesamt neu gemeldeten Photovoltaik-Leistung im September entfiel auf dieses Segment. Dies ist der drittbeste Wert nach März und Januar. Im März waren noch viele Dachanlagen zwischen 300 und 750 Kilowatt Leistung gemeldet worden, da zum April die Übergangsfrist im EEG ablief und seither Zuschläge aus Ausschreibungen für diese Anlagen notwendig sind, sofern der komplette Solarstrom vergütet werden soll. Auch im September gingen zur wenige Dachanlagen mit einer Leistung zwischen 300 und 750 Kilowatt ans Netz – Betreiber versuchen eher knapp unter der Marke zu bleiben.
Für 49 Photovoltaik-Anlagen mit einer Gesamtleistung von mehr als 87,7 Megawatt in im September nach den Daten aus dem Marktstammdatenregister ein Zuschlag aus den Ausschreibungen eingelöst worden. Wenn man die Daten nach Inbetriebnahme im September filtert, bleiben noch 34 Photovoltaik-Anlagen mit gut 70,24 Megawatt Leistung übrig. Dazu kommen noch 13,9 Megawatt Gesamtleistung von den Freiflächenanlagen, die unter der Grenze von 750 Kilowatt liegen.
Für den Zuschlag von Photovoltaik-Mieterstromanlagen verzeichnete die Bundesnetzagentur für September neue Meldungen von insgesamt 2,221 Megawatt. In den ersten drei Quartalen sind damit 20,1 Megawatt an Photovoltaik-Mieterstrom-Projekten gemeldet worden. Verglichen dazu summierte sich die Leistung der Dachanlagen außerhalb der Ausschreibungen auf 2965,2 Megawatt.
Solarförderung sinkt konstant weiter
Der stabile Photovoltaik-Zubau sorgt dafür, dass auch die Degression der Solarförderung weiterhin bei 1,4 Prozent liegt. Die festen Einspeisevergütungen, die für Photovoltaik-Anlagen auf oder an Gebäuden und Lärmschutzwänden bis 100 Kilowatt gezahlt werden, liegt je nach Größe im November zwischen 7,03 und 5,35 Cent pro Kilowattstunde. Für sonstige Anlagen bis 100 Kilowatt beträgt sie 4,82 Cent pro Kilowattstunde. Im Dezember wird die feste Einspeisevergütung für kleine Photovoltaik-Anlagen bis zehn Kilowatt Leistung mit 6,93 Cent erstmals die Marke von 7,00 Cent pro Kilowattstunde unterschreiten. Die anzulegenden Werte in der Direktvermarktung, die für Anlagen ab 100 Kilowatt Leistung verpflichtend ist, betragen jeweils 0,4 Cent pro Kilowattstunde mehr.
Das Umweltbundesamt hatte unlängst eine Studie veröffentlicht, die aufzeigt, dass ab etwa Mitte 2022 Photovoltaik-Dachanlagen bis 100 Kilowatt Leistung selbst mit einem hohen Eigenverbrauchsanteil wohl nicht mehr wirtschaftlich zu betreiben sind. Hintergrund ist die konstant hohe Degression der Einspeisevergütungen bei gleichzeitig steigenden Systemkosten für die Photovoltaik-Anlagen.
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Der Satz, macht eure Dächer voll, ist für die Energiewende extrem wichtig. Eine Einspeisevergütung unter 7 Cent wird die Anlagen in Zukunft auf den Eigenverbrauch beschränken. Wenn hier nichts geändert wird, dann wird die neue Regierung auch schnell ihren Kredit verspielen.
Im Moment ist der Marktwert Solar deutlich höher als die Vergütung. Das ist ein Grund sie jetzt abzuschaffen. Der wichtigere: wir brauchen insgesamt flexible Preise für die Integration von PV.
Statt hoher, fixer Einspeisevergütung sollte man aufgrund variabler Netzgebühren praktisch ohne Aufschlag an den Nachbarn verkaufen können. Das spart dann auch Netzausbau und die, die den Strom flexibel nutzen können, also ganz besonders Elektroautos, bekommen billigen Strom.
An Netzausbau spart man überhaupt nichts, weil man die Leitungen sowohl braucht, wenn kein Eigenverbrauch stattfindet und der erzeugte Strom ins Netz abgegeben werden muss, als auch, wenn die PV nichts erzeugt, gewisse Stromverbrauchs-Bedürfnisse aber keinen Aufschub zulassen.
Eine flexible Einspeisevergütung klingt zwar ganz nett. Sie wäre aber mit einem enormen bürokratischen Aufwand und entsprechenden Kosten verbunden. Und an der Erzeugung kann man ja doch nichts ändern – es würde für den Erzeuger nur zu einer Börsenpreis-Lotterie. Und dieses höhere Risiko muss besser bezahlt werden, es wäre also auch von daher ein Kostentreiber.
Für Kleinanlagen ist weiterhin die feste Einspeisevergütung, die über die Laufzeit eine kalkulierbare Rendite garantiert, das kostengünstigste Modell. Und von diesen niedrigen Kosten profitieren dann auch die Stromverbraucher. Als Risiken bleiben für die Betreiber das Wetter und die technische Zuverlässigkeit der Anlage. Käme noch ein Börsenpreisrisiko hinzu, würde das viele Betreiber abschrecken, weil dieses nicht seriös für 20 Jahre abgeschätzt werden kann. Der Börsenpreis ist nicht zuletzt Politik-abhängig. Zur Zeit insbesondere von der Gasversorgungs-Politik von Putin. Wer will da vorhersagen, wohin sich der Börsenpreis im nächsten Jahr bewegt?
Um von Putin unabhängig zu werden brauchen wir viel PV- und Windanlagen. Die bekommen wir, wenn die Investitionsbedingungen gut sind. Dazu gehören kalkulierbare Risiken. Eine Börsenpreisabhängige Vergütung für die Betreiber würde den Zubau bremsen statt beschleunigen. Und damit blieben wir in dieser unerfreulichen Abhängigkeit von Putins Spielchen mit der Gasversorgung.
Heiko Gerhauser sagt:
Im Moment ist der Marktwert Solar deutlich höher als die Vergütung. Das ist ein Grund sie jetzt abzuschaffen. Der wichtigere: wir brauchen insgesamt flexible Preise für die Integration von PV.
@ Heiko Gerhauser
Mit Momentaufnahmen können Sie keinen Prozeß in Gang bringen.
Schauen Sie mal hier:
https://www.iwr-institut.de/images/seiteninhalte/presse/grafiken/strompreis_terminmarkt.png
Um 2011 hatten wir auch mal so ein Hoch. Damals standen die ersten AKW vor dem Abschalten , und der Terminmarkt mit den Langzeitverträgen boomte. Heute ist eine ähnliche Situation. Dazu kommt noch die Erhöhung der Preise für die Co2 Zertifikate, und der Corona Nachholbedarf.
Heiko Gerhauser sagt:
Das wichtigere: wir …brauchen insgesamt flexible Preise für die Integration von PV.
@ Heiko Gerhauser.
Um PV ins System zu integrieren, muß die PV zunächst einmal wieder in die Bilanzkreise der Versorger aufgenommen werden, und darf nicht separat am Spotmarkt der Börse als Überschuss verramscht werden.
Schauen Sie mal hier unter Auswirkungen.
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Zitat:…Die Einführung des neuen Ausgleichsmechanismus hatte somit starke Auswirkungen auf die Einspeisung von erneuerbaren Energien und von Kohlekraftwerken. Bis 2009 hatten erneuerbare Energien sowohl einen Einspeisevorrang als auch einen Verbrauchsvorrang. Wurde viel regenerativer Strom ins Netz eingespeist, mussten konventionelle Kraftwerke abgeschaltet werden, damit der Strom aus erneuerbaren Energien in Deutschland verbraucht wurde. Mit der Reform wurde der Verbrauchsvorrang aufgehoben, was einen starken Anstieg der Kohlestromproduktion zur Folge hatte, da diese nun bei starker Einspeisung erneuerbarer Energien nicht mehr notwendigerweise gedrosselt werden musste. Der nun in großem Maße zusätzlich produzierte Strom konnte stattdessen in andere Staaten exportiert werden.] Es wurde damit also die Nachfrage für Ökostrom in Deutschland massiv verringert,
Netzausbau früher und Netzausbau zukünftig unterscheiden sich. Wenn insbesondere die Kleinanlagen mit Speichern ausgerüstet werden, sinkt insbesondere für Haushaltsstrom der Transportbedarf mittelfristig erheblich, weil das externe Netz im Wesentlichen der Netzsynchronisation dient. Gerechter Weise müssten dann die Verbraucher grosser Energiemengen einen höheren Anteil der Transportkosten tragen als die kleinen Stromkunden – also genau andersherum als jetzt.
Das wiederum motiviert selbst Strom zu erzeugen und einzuspeisen.
Langfristig erwarte ich daher eher, dass die Netzeinspeisung steigt und die Kosten sinken. Das ist allerdings ein Blick über Dekaden bzw. Generationen von Politikern.
Es sollten 15 GW im Jahr zugebaut werden. Bei dem Zubau muss man sich aber auch über eine wertige Nutzung Gedanken machen. Und dazu gehört eine kostenreflektierende Bepreisung. Das haben wir heute nicht, das Aluminiumwerk am anderen Ende der Republik zahlt minimale Netzentgelte, auch wenn der PV Strom im Endeffekt aus Bayern kommt und ein paar mal hochtransformiert wird aus ländlichen Ortsnetzen raus. Der Nachbar zwei Häuser weiter mit flexibler Verbrauchsmöglichkeit oder Platz in der Batterie dagegen zahlt das volle Netzentgelt plus einen Haufen Abgaben und hat damit keinerlei Anreiz gezielt den lokal erzeugten PV Strom abzunehmen.
Die flexiblen Preise und Netzentgelte sind vor allem auf der Nachfrageseite wichtig, aber auch auf der Erzeugerseite ist es so, dass die PV Anlage in einer ländlichen Gemeinde, wo der Strom lokal nicht abgenommen werden kann, durch den Abtransport oder die Zwischenspeicherung in Batterien extra Kosten verursacht und daher da ein Nordwestdach eher nicht belegt werden sollte, während das gleiche Dach in München mit den gleichen Kosten für die PV Anlage viel weniger Kosten fürs Netz/Speicher verursacht und alles andere gleich, sollte da zugebaut werden.
Damit das kein zentraler Planer alles koordinieren und entscheiden muss, braucht man kostenreflektierende, zeitlich und räumlich viel variablere Preise. Dann investiert man auf dem Land vielleicht eher in die Freiflächenanlage (und nicht das Nordwestdach) und in der Stadt wird das Nordwestdach doch belegt, weil da die Einsparungen bei Speicher und Netzausbau das lokale Preisnivau verdoppeln.
Ich bin fest davon überzeugt, dass PV billig zu integrieren ist, aber nur wenn auch die passenden Anreize da sind und die günstigen Möglichkeiten auch genutzt werden.
Heiko Gerhauser sagt:
Das haben wir heute nicht, das Aluminiumwerk am anderen Ende der Republik zahlt minimale Netzentgelte, auch wenn der PV Strom im Endeffekt aus Bayern kommt und ein paar mal hochtransformiert wird aus ländlichen Ortsnetzen raus. Der Nachbar zwei Häuser weiter mit flexibler Verbrauchsmöglichkeit oder Platz in der Batterie dagegen zahlt das volle Netzentgelt plus einen Haufen Abgaben und hat damit keinerlei Anreiz gezielt den lokal erzeugten PV Strom abzunehmen.
@Heiko Gerhauser .
Das Alu-Werk würde ich mal aus dem Spiel lassen. Die dienen der Netzstabilität.
Siehe hier:
https://www.dw.com/de/die-fabrik-als-stromspeicher/a-52652439
Zitat:…Nun aber wächst der Anteil der Erneuerbaren Energien im Strommix. „Wir können den Netzbetreibern helfen, bei Schwankungen das Netz stabil zu halten – indem wir flexibel reagieren“, sagt Heribert Hauck, beim Essener Familienunternehmen verantwortlich für Energiewirtschaft. Die Aluhütten sind so ausgerichtet, dass sie bis zu einer Stunde lang abgeschaltet werden können, ohne Schaden zu nehmen. Das entlastet das Stromnetz und hilft, beispielsweise Blackouts zu vermeiden. Allein im Juni 2019 haben die Netzbetreiber 31 mal bei Trimet den Stecker gezogen. Damals hatten nicht allein Wetterkapriolen, sondern Spekulationen an der Strombörse und ein Computerfehler das Netz an seine Grenzen gebracht.
Hans Diehl
ist das nicht eher ein Artikel für das Verfahren und deren verkorkster und verschlüsselter Vergütungsstruktur der Netzargentur?
Die Berechnung der Netzentgelte für Trimet gibt besonders günstige Werte für einen möglichst gleichmäßigen Verbrauch. Von daher kann die Flexibilität bei der „virtuellen Batterie“ bisher nur eingeschränkt genutzt werden, wenn die Vergünstigung nicht verloren gehen soll. Es gibt da erhebliche regulatorische Unsicherheiten und das Ganze hat bisher den Charakter eines Forschungsprojekts mit Ausnahmeregelungen, die ein Ablaufdatum haben.
Schaltet das Aluminiumwerk in der Dunkelflaute zwei Wochen ab, riskiert es bisher eine massive Erhöhung der Netzentgelte. Das Gleiche gilt für surge capacity. Nimmt das Aluminiumwerk in Überschusszeiten extra Strom ab, schlägt das massiv auf die Netzentgelte durch.
Der Zubau von PV und Wind erfordert meiner Einsicht nach sehr dringend zeitlich und örtlich variable Preise/Netzentgelte, damit die Energiewende kostenoptimiert erfolgen kann.
@Heiko Gerhauser
Jupp! Das bisherige System der Verrechnung gehöhrt dringend auf den Prüfstand gestellt!
Wofür brauchen wir welche Anreize?