Photovoltaik-Solarpark "Oberlar" - NRW's Nr.1, Deutschlands Nr. 82

Mindestens 3 MW Peakleistung

Um unter die TOP 100 von Deutschlands größten Solaranlagen zu kommen, reichte im Jahre 2008 noch eine installierte Spitzenleistung von 1,8 Megawatt (MWp) – ein Jahr später bedeutet dieser Wert nur noch Platz 182! Inzwischen sind mindestens 3,7 MWp nötig, um in den “Club der TOP 100″ aufgenommen zu werden.

776 MWp Gesamtleistung

Die 100 größten Solaranlagen in Deutschland haben eine installierte Gesamtleistung von 944 MWp. Die Jahresarbeit liegt entsprechend bei rund 770.000.000 kWh. Das reicht aus, um den Stromverbrauch von über 245.000 Privathaushalten zu decken.

Die Spitzenreiter der verschiedenen Kategorien

Führendes Bundesland: Der Freistaat ist Deutscher Meister – zumindest bei Deutschlands größten Solaranlagen. Alleine 56 der 100 Solarparks stehen in Bayern. Ihre Gesamtleistung liegt bei 420 MWp.

Größter Generalunternehmer: Die Rheinland-Pfälzische Juwi Solar GmbH ist als Generalunternehmer von 11 Parks in den TOP 100 vertreten und installierte hier Solarmodule mit einer Spitzenleistung von 160 MWp. Auf Platz zwei liegt Q-Cells mit fünf Solarparks und immerhin 127 MWp.

Größter Solarmodul-Hersteller: 37 der TOP 100 Solarparks sind mit First Solar-Dünnschichtmodulen ausgestattet. Die installierte Peak-Leistung dieser Solaranlagen beträgt über 386 MWp von insgesamt 944 MWp – das entspricht einem Marktanteil von rund 41% innerhalb der solaren Riesen!

Größte Dachanlage: Immerhin sieben der TOP100 Photovoltaik-Anlagen stehen auf Dächern. Die mit 5,8 MWp größte Solaranlage wurde auf dem Dach einer Schweinemastanlage in Haßleben, in der brandenburgischen Uckermark installiert. Die Dachfläche der Schweineställe beträgt gigantische 10 ha (100.000 m²)!

Komfortable Suchfunktion

Die Tabelle besitzt eine komfortable Suchfunktion, die auch zum Sortieren der Ergebnisse geeignet ist. Wenn man z.B. “Bayern” eingibt, bleiben nur noch die Tabellen-Zeilen stehen, in denen das Wort “Bayern” vorkommt. Dasselbe funktioniert mit Hersteller-Namen oder um einen bestimmten Solarpark aufzufinden. Ausprobieren!

Mit rund 2,0 MWp “rutscht” ein Solarpark im Jahr 2010 noch gerade in die deutschen TOP 200. Zwei Jahre zuvor hätte diese Leistung noch Platz 80 bedeutet.

Solarpark Wiesenbach/Bayern - Bild: Conergy

Unter den Photovoltaik-Anlagen der Plätze 201-300 sind immerhin 22 Dachanlagen vertreten. Um in die TOP 300 aufgenommen zu werden, sind mindestens 1,0 MWp nötig. Die Solarmodule, um diese Leistung zu erbringen benötigen eine Fläche von ca. 1,5 ha (15.000 m²). Hallen dieser Größe werden von der Solarindustrie mit “Kußhand” mit Photovoltaik-Technik versehen, da die Einspeisevergütung bei Dächern wesentlich attraktiver ist.

Nr. 216 - Dachanlage Pfalzmarkt Mutterstadt/Rheinland-Pfalz - Bild: juwi solar GmbH

Nr. 281 - Morbacher Energielandschaft/Rheinland-Pfalz - Bild: Energielandschaft.de

Einspeisevergütung - Bild: Fotolia

Gesetzesgrundlage EEG: Die Einspeisevergütung für Photovoltaik-Anlagen ist im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geregelt. Je nach dem Jahr der Inbetriebnahme und der Leistung einer Photovoltaik-Anlage erhält der Betreiber eine auf 20 Jahre festgelegte und garantierte Einspeisevergütung. Netzbetreiber sind verpflichtet, den Solarstrom vorrangig abzunehmen. Voraussetzung ist u.a., dass Betreiber von Solaranlagen den Standort und die Leistung der Anlage an die Bundesnetzagentur melden.

Degression: Die Höhe der Einspeisevergütung ist degressiv, also abnehmend geregelt. Damit soll einerseits die Einspeisevergütung an den technischen Fortschritt, insbesondere an die sinkenden Modulkosten angepasst werden, anderseits soll ein Anreiz geschaffen werden, die Anlagen günstiger und effizienter herzustellen (Anreizregulierung). In den Jahren bis 2008 lag die Degression bei 5% jährlich, bei Freiland- und Freiflächenanlagen waren es 6,5%. Für die Zukunft ist von Degressionssätzen von 9% p.a. auszugehen.

20 Jahre garantiert: Wer seine 10 kW Dachanlage im 2. Halbjahr 2010 in Betrieb genommen hat, erhält bis zum Jahr 2031 gleichbleibend die Einspeisevergütung für Anlagen in der Leistungsklasse “bis 30 kW” in Höhe von 32,88 Cent (netto) je eingespeister Kilowattstunde (kWh).

Anteilige Vergütung gemäß Anlagengröße: Die nach Anlagengröße unterschiedlichen Vergütungssätze kommen anteilig zur Anwendung. Wer z.B. eine 40 kW große Anlage betreibt, die im 2. Halbjahr 2010 in Betrieb genommen wird, erhält für die Anlage bis 30 kW 32,88 ct/kWh und für die Anlage von 30 kW bis 100 kW 31,27 ct/kWh. Gewichtet erhält der Anlagenbetreiber dieses Beispiels also 75% x 32,88 ct + 25% x 31,27 ct = 32,48 ct/kWh.

Historische, aktuelle und zukünftige Fördersätze

Mit Hilfe der folgenden Links springen Sie zu der jeweiligen Tabelle mit den Einspeisevergütungen der Vergangenheit, den Fördersätzen, die für aktuell in Betrieb genommene Anlagen gelten und den zukünftigen Vergütungen:

Photovolatik-Anlagen bis einschließlich 30 kWp
Photovolatik-Anlagen größer 30 kWp
Photovolatik-Anlagen größer 100 kWp
Photovolatik-Anlagen größer 1 MWp
Freiflächen-Anlagen

Ausbau schneller, Preise niedriger, Förderung höher als erwartet

Zuletzt lief die Summe der Solarförderungen nach Ansicht der Politik zunehmend aus dem Ruder, zumal jede  installierte Solaranlage auf 20 Jahre hinaus kalkulierbare Aufwendungen verursacht.

“Teuerste” Stromart: Die Einspeisevergütung für Solarstrom liegt ohnehin um ein Vielfaches über der Vergütung für andere erneuerbare Energien. Windkraft wird nach der fünfjährigen Anfangsvergütung (9,20 ct/kWh) nur noch mit 5,02 ct/kWh grundvergütet. Dem gegenüber steht eine Solarförderung von mindestens 31,94 ct/kWh bis hin zu 43,01 ct/kWh (2009).

Überraschender Ausbau: Im Jahr 2009 wurden voraussichtlich rund 3.000 MW Leistung aus solarer Strahlungsenergie in Deutschland installiert, was einer kumulierten Leistung von knapp 9.000 MW entspricht. Der Markt hat sich damit im Jahr 2009 gegenüber 2007 nahezu verdoppelt. Dies liegt deutlich über dem zwischenzeitlich im Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) Leitszenario 2009 definierten Zubaus von rund 1.700 MW.

Preisverfall: Die Korrektur der Vergütungen sei auch deswegen überfällig, da in 2009 die Marktpreise um rund 30 Prozent gesunken sind.

Am Tropf des EEG: Solarstrom hatte im Jahr 2009 einen Anteil an der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien von 6,25% (1% an der gesamten Stromerzeugung). Der Anteil der Photovoltaik-Förderung an den insgesamt 8,2 Mrd. Eur EEG-Umlage betrug allerdings 48,8% (4,0 Mrd. Eur)!

Solarfonds: Ein besonderer Dorn im Auge der Politiker waren die durch das EEG auf 20 Jahre garantierten Renditen der großen Solarfonds, die in immer größere Freiflächen-Solarparks investierten. Die bis zu 54 MW großen Solarparks, meist in kostengünstiger Dünnschichttechnologie, trugen stark bei zum unerwartet schnellen Ausbau der Photovoltaik.

Neufassung EEG 2010 – das ist neu:

Die Kürzung der Einspeisevergütung war im Bundestag per Gesetzesbeschluss vom 6. Mai 2010 bereits beschlossene Sache. Nach einem Aufschrei in der Solarbranche beschloss dann aber der Bundesrat am 4. Juni 2010, den Vermittlungsausschuss einzuberufen. Denn während der Bundestag die Einspeisevrgütungen um bis zu 16% reduzieren wollte, forderte der Bundesrat die Sonderkürzung der Einspeisevergütung zum 1. Juli 2010 für Strom aus Hausdachanlagen sowie aus Anlagen auf Frei- und Konversionsflächen auf höchstens 10% zu begrenzen. Nach der Einigung im Vermittlungsausschuss hier nun die verabschiedeten Änderungen:

Sonderkürzung: Die Koalitionsfraktionen hatten sich im Mai 2010 darauf geeinigt, zum 1. Juli 2010 die Einspeisevergütung für Solaranlagen über die ohnehin gesetzlich vorgesehene Kürzung hinaus um zusätzliche 16% bzw. 15% (Freiflächenanlagen) zu senken. “Es bleibt bei der Absenkung der Fördersätze zum 1.7.2010, um Traumrenditen zu Lasten der Verbraucher zu beenden.” hiess es damals in der Pressemitteilung der CDU/CSU-Fraktion. Geeinigt hat man sich jetzt auf eine Absenkung in zwei Stufen

• zum 1. Juli 2010 (rückwirkend!) um 8-13% und dann
• zum 1. Oktober 2010 um weitere 3%.

So gesehen hat sich der Bundestag stärker durchgesetzt, da die zusätzliche Sonderkürzung von bis zu 16% – zeitlich um ein Vierteljahr verzögert – in Summe beibehalten wurde.

Ackerflächen: Die Kategorie der Ackerflächen entfällt ab dem 1. Juli 2010 „um zu verhindern, dass Ackerböden zunehmend der landwirtschaftlichen Nutzung entzogen werden“. Für Freiflächenanlagen, die bereits in der Planung weit fortgeschritten sind, wird eine Übergangsregelung gewährt.

Fassadenanlagen: Anlagen, die nicht auf dem Dach oder als Dach eines Gebäudes angebracht sind und einen wesentlichen Bestandteil eines Gebäudes bilden, wurden bis Ende 2008 mit einen Zuschlag von 5 Cent/kWh gefördert. Einerseits wollte man mit diesem Fassadenzuschlag den niedrigeren Ertrag der Fassadenanlagen ausgleichen (ungünstigere Position zur Sonne), andererseits wollte man die Forschung im Bereich Strom produzierende Fassaden fördern. Mit Wirkung für das Jahr 2009 wurde der Fassadenzuschlag ersatzlos gestrichen.

Vergütung für Selbstnutzung: Für direkt selbstgenutzten Photovoltaik-Strom kann seit Inkrafttreten des EEG 2009 eine Vergütung nach dem EEG beansprucht werden. Voraussetzungen sind:

• Inbetriebnahme zwischen 1. 1.2009 und 30.6.2010,
• Anlage befindet sich an oder auf einem Gebäude,
• Leistung bis max. 500 kWp auf (bisher 30 kWp); eine größere Anlage kann nicht zum Zwecke der Vergütung aufgeteilt werden,
• Anlage verfügt über einen Netzanschluss (Inselsystem hat keinen Vergütungsanspruch).

Die Vergütung gilt für jede selbst verbrauchte Kilowattstunde aus der Photovoltaikanlage. Als Eigenverbrauch wird nur der Teil des Stroms aus der Anlage gezählt und vergütet, der das Haus tatsächlich nicht verlässt: Es kommt auf die “Gleichzeitigkeit der Stromerzeugung und des Stromverbrauchs” an. Dies muss durch eine Messung nachgewiesen werden. Diese Regelung gilt auch nach einer Gesetzesänderung für die bereits in Betrieb genommenen Anlagen fort. Die Neuregelung betrifft hingegen nur Anlagen, die nach dem 30. Juni 2010 in Betrieb genommen werden. Der Bonus für Eigenverbrauch beträgt für Anlagen,

• 2009 in Betrieb gegangen: 25,01 ct/kWh,
• 1. Halbjahr 2010 in Betrieb gegangen: 22,76 ct/kWh

Zuwachskorridor: die ab dem 1. Januar 2011 und die folgenden Jahre festgesetzte jährliche Degression der Einspeisevergütung von 9,0% kommt nur zum Tragen, wenn das Marktwachstum innerhalb der Zuwachsgrenzen von 2.500-3.500 MWp bleibt.  Sollte mehr Photovoltaik-Kapazität zugebaut werden, steigt die
Degression im Jahr 2011 um zusätzliche 2 und im Jahr 2012 um zusätzliche 3 Prozentpunkte.

Einspeisevergütung für Anlagen bis einschließlich 30 kW Leistung

6,8 kWp Anlage - Bild: BP Solar

In dieser Leistungsklasse liegen üblicherweise die Dachanlagen privater Ein- und Mehrfamilienhäuser. Bei diesen kleineren Solaranlagen ist das Verhältnis zwischen Aufwand und Ertrag  vergleichsweise hoch, daher hat der Gesetzgeber für diese Anlagen schon immer die höchste Einspeisevergütung vorgesehen.

Schmerzliche Kürzung: Eine 10 kWp Anlage produziert ca. 9.000 kWh jährlich an Solarstrom (Ann: 900 kWh jährlich je kWp).  Auf 20 Jahre Förderlaufzeit gerechnet, macht jeder Cent weniger an Solarförderung 1.800 € aus! Die Sonderkürzung in 2010 schlägt daher voll durch: Der Solarstom einer 10 kWp-Solaranlage, die am 31.12.2009 in Betrieb genommen wurde, erwirtschaftet über die Laufzeit von 20 Jahren ca. 71.200 Euro Einspeisevergütung. Wer dieselbe Anlage etwas mehr als sechs Monate später, nach dem 1.7.2010 in Betrieb nimmt, erhält nur noch rund 53.200 Euro – glatte 18.000 Euro weniger! Allerdings ist die Anlage zwischenzeitlich auch im Preis gefallen.

*bei einer Basis-Degression von 9%. Wird der angenommene Zuwachskorridor überschritten, steigt die
Degression im Jahr 2011 um zusätzliche 2 und im Jahr 2012 um zusätzliche 3 Prozentpunkte.

Einspeisevergütung für Anlagen ab 30 kWp bis 100 kWp Leistung

96 kWp Carport - Bild: juwi

Solaranlagen der Leistungsklasse bis einschließlich 100 kWp gehören bereits zu den größeren Anlagen, immerhin liegt alleine die Modulfläche einer 100 kWp-Anlage im Bereich von 1.000 m².

Ein Beispiel für diese Leistungsklasse ist der Solarcarport des Photovoltaik-Spezialisten juwi im rheinland-pfälzischen Wörrstadt. Die 1.280 First Solar Dünnschicht-Module erzeugen ca. 97.000 kWh pro Jahr. Da die Anlage noch pünktlich im Dezember 2009 in Betrieb genommen wurde, erhält juwi 20 Jahre lang 45,2 ct/kWh an Einspeisevergütung (46,75 ct/kWh für den Teil bis 30 kWp, 44,48 ct/kWh für den Teil ab 30 kWp). Insgesamt kann juwi alleine für diese Carports mit rund 876.880 Euro an Einnahmen aus der Solarförderung rechnen.

*bei einer Basis-Degression von 9%. Wird der angenommene Zuwachskorridor überschritten, steigt die
Degression im Jahr 2011 um zusätzliche 2 und im Jahr 2012 um zusätzliche 3 Prozentpunkte.

Einspeisevergütung für Anlagen ab 100 kWp bis 1 MWp Leistung

857 kWp Dachanlage - Bild: Colexon

In diese Leistungs-Kategorie fällt z.B. Deutschlands größter Solar-Carport auf dem Polizeigelände der Direktion 2 in Berlin Spandau. Rund 3.700 kristalline Solarmodule bieten auf einer Parkplatzfläche von 7.200 Quadratmetern 500 Fahrzeugen Schutz vor Sonne und Regen. Das Solarkraftwerk besitzt eine Spitzenleistung von 998 kW.

Etwas typischer in dieser Klasse sind Dachanlagen auf großen Industriehallen. Im März 2010 wurde in Radeberg, Sachsen, durch die Colexon Energy AG ein Aufdachsolarkraftwerk in Betrieb genommen. Dabei wurden 11.430 Solarmodule auf einer Gesamtfläche von 8.230 m² auf vier Dächern installiert. Gemäß den Bestimmungen des EEG werden die vier Solaranlagen als eine Anlage behandelt. Die Kapazität liegt insgesamt bei 857 kWp.

*bei einer Basis-Degression von 9%. Wird der angenommene Zuwachskorridor überschritten, steigt die
Degression im Jahr 2011 um zusätzliche 2 und im Jahr 2012 um zusätzliche 3 Prozentpunkte.

Einspeisevergütung für Anlagen größer 1 MWp Leistung

1,64 MWp Lieferzentrum Bingen Bild: ALDI

Bei Anlagen in der Leistungsklasse “größer 1 MWp Leistung”, die nicht den Freiflächenanlagen (s.u.) zuzuordnen sind, handelt es sich fast ausnahmslos um Dachanlagen auf großen Gewerbebauten. In Deutschland fallen rund 80 Großanlagen in diese Kategorie. Darunter sind z.B. etwa 14 große Lieferzentren des Discounters ALDI mit bis zu 1,64 MWp (Bingen).

Die aktuell größte Dachanlage Deutschlands steht auf der Schweinemastanlage Haßleben in der brandenburgischen Uckermark. Mit 80.000 Dünnschicht-Solarmodulen von First Solar wird eine Jahresarbeit von 5.460.000 kWh erzeugt.

*bei einer Basis-Degression von 9%. Wird der angenommene Zuwachskorridor überschritten, steigt die
Degression im Jahr 2011 um zusätzliche 2 und im Jahr 2012 um zusätzliche 3 Prozentpunkte.

Einspeisevergütung für Freiland- und Freiflächenanlagen

6,0 MWp Solarpark Rote Jahne - Bild: juwi

Freiflächenanlagen werden auch nach dem 1. Januar 2015 weiter gefördert, entgegen der bisherigen Regelung im EEG.

Konversionsflächen: Freiflächenanlagen auf ehemaligen Militärflächen, wie die abgebildete Freifläche auf dem ehemaligem Militärflugplatz in Sachsen, die den 6,0 MWp-Solarpark “Rote Jahne” beherbergt, werden auch zukünftig mit EEG-Geldern gefördert.

Zusätzlich zu den Flächen aus wirtschaftlicher oder militärischer Nutzung können zukünftig auch Flächen aus wohnungsbaulicher oder verkehrlicher Nutzung mit EEG-geförderten Freiflächenanlagen bebaut werden.

Autobahn- und Bahn-Streifen: Freiflächenanlagen können jetzt auch innerhalb eines Streifens von 100 Metern vom Fahrbahnrand von Autobahnen oder Schienenwegen gefördert werden.

Ackerflächen: Freiflächen-Solarparks auf Ackerflächen werden ab dem 1. Juli 2010 nicht mehr gefördert. Damit kommen zu den großen Solarparks, die vornehmlich im Einstrahlungs-starken süddeutschen Raum entstanden sind, keine neuen mehr hinzu.

Sonderregelung: Photovoltaik-Anlagen auf Freiflächen, die zum 1. Januar 2010 schon eine Baugenehmigung vorlag und die bis Ende des Jahres 2010 ans Netz gehen, erhalten aus Gründen des Vertrauensschutzes noch die alte Vergütung in Höhe von 28,43 ct/kWh.

Zeitpunkt der Inbetriebnahme	Ackerfläche Einspeisevergütung ct/kWh	Konversionsfläche Einspeisevergütung ct/kWh	Sonstige Freiflächen (z.B. Gewerbegebiet) Einspeisevergütung ct/kWh
2004	45,70	45,70	45,70
2005	43,42	43,42	43,42
2006	40,60	40,60	40,60
2007	37,96	37,96	37,96
2008	35,49	35,49	35,49
2009	31,94	31,94	31,94
ab 1.1.2010	28,43	28,43	28,43
ab 1.7.2010	-	26,15	25,02
ab 1.10.2010	-	25,37	24,26
2011*	-	23,08*	22,07*
2012*	-	21,00*	20,09*
2013*		19,12*	18,28*
2014*	-	17,40*	16,64*

*bei einer Basis-Degression von 9%. Wird der angenommene Zuwachskorridor überschritten, steigt die
Degression im Jahr 2011 um zusätzliche 2 und im Jahr 2012 um zusätzliche 3 Prozentpunkte.

Solare Einstrahlung Spanien- Grafik: JRC

Als Standort für Photovoltaik-Anlagen ist Spanien in jeder Hinsicht einzigartig. Durch die südliche Lage und die hervorragenden Wetterverhältnisse kann man von ca. 3000 Sonnenstunden pro Jahr ausgehen. Die solare Einstrahlung ist in weiten Teilen des Landes die höchste in Europa. Nur noch Portugal und Teile Italiens (Sizilien) können mit einer solaren Einstrahlung von 2.000 kWh und mehr pro Jahr aufwarten.

Hinzu kommt, dass Spanien über attraktive Höhenlagen verfügt, in denen die Einstrahlungswerte günstiger sind als an der Küste. Die Bergluft ist kühler, was dem Wirkungsgrad der Solarmodule zu Gute kommt, die Absorption des Lichtes ist in der klareren Luft geringer und die Sonne geht in Höhenlagen früher auf und später unter.

Im Vergleich zu deutschen Standorten sind spanische also deutlich begünstigt. Zum Vergleich: die besten Standorte Süddeutschlands liegen bei  1.400 kWh jährlich, bei einem Stromertrag von 1.000 kWh/Jahr.  Das gleiche Solarmodul erzielt in Spanien mit bis zu 1.550 kWh/Jahr eine rund 50% höhere Strommenge als in Deutschland.

Spanische Einspeisevergütung – geregelt durch königliche Dekrete

Die spanische Einspeisevergütung für Solarstrom ist in königlichen Dekreten geregelt. Ein “Real Decreto” ist im spanischen Rechtssystem der deutschen “Rechtsverordnung” vergleichbar. Die Regierung erlässt sie “im Namen des Königs von Spanien”. Das erste königliche Dekret RD 436/2004, das u.a. die Einspeisevergütung für Solarstrom regelte, ist  aus dem Jahre 2004 und  sogar noch ein halbes Jahr älter, als das deutsche Erneuerbare Energien Gesetz (EEG).

Anders als in Deutschland, mit seinen Jahr für Jahr sinkenden Vergütungssätzen, setzt man in Spanien auf eine jährlich neu zu bestimmende Absenkung der Einspeisevergütung – je nachdem, wie sich der Markt entwickelt. Die für Photovoltaik-Anlagen relevanten königlichen Dekrete in Ihrer zeitlichen Abfolge:
Königliches Dekret RD 661 / 2007
Königliches Dekret RD 1578 / 2008
Königliches Dekret RD 1003/2010

Netzbetreiber zahlt aus: in Spanien wie in Deutschland werden die Mehraufwendungen für die zusätzliche Vergütung auf die Stromkunden je nach Stromverbrauch durch einen Aufschlag je Kilowattstunde umgelegt. Auch das Grundprinzip der gesetzlichen Regelung zur Unterstützung der erneuerbaren Energien durch erhöhte, kostenorientierte Vergütung und garantierten Netzzugang, ist gleich.
Die Kosten der Einspeisevergütung werden zunächst vom regionalen Netzbetreiber getragen, der den Solarstrom entgegen nimmt und die Vergütung an den Betreiber der Solaranlage auszahlt. Der Netzbetreiber kann die Mehrkosten dann durch Zuschläge auf den Stromtarif an die Endverbraucher weitergeben. Ergeben sich Fehlbeträge werden diese durch den Nationalen Energieausschuss (CNE) ausgeglichen. (Gesetzliche Grundlage: Art. 30 RD 661/2007; Art. 4, 5, 6 Real Decreto 2017/1997). I

Inflationsausgleich: Ein aus Sicht von Anlegern und Anlagenbetreibern großer Vorteil der spanischen Einspeisevergütung ist eine Anpassung des Tarifes an den spanischen Verbraucherpreisindex “IPC”. Zwar erfolgt darüber kein vollständiger Inflationsausgleich, aber über die Anpassung der Einspeisevergütungstarife an den IPC werden die Renditen gegenüber der Inflation zu einem Großteil abgestützt.

Königliches Dekret RD 661 / 2007

Das am 26. Mai 2007 veröffentlichte königliche Dekret RD 661/2007 ersetzte das vorherige Dekret RD 436/2004.

• Originaltext des Real Decreto RD 661/2007 (spanisch),
• Bekanntmachung “Neue Regelung für erneuerbare Energien” der spanischen Botschaft (deutsch).

Wichtigste Änderungen gegenüber dem Vorgänger-Dekret:

• Etablierung einer Einspeisevergütung mit Einheitspreis (davor regulierter Mitteltarif)
• Die Einspeisevergütung wird um den spanischen Inflationsindex IPC erhöht (allerdings keine 1:1 Erhöhung sondern IPC wird um einen gewissen Prozentsatz gesenkt)
• Neue Leistungs-Kategorie “100 kWp bis 10 MWp”
• Hinterlegung einer Bürgschaft von 500€/kWp für den Erhalt eines Einspeisepunktes
• Probeinbetriebnahmebescheinigung erforderlich
• Obergrenze: Überprüfung/Neuregelung der Einspeisevergütung, sobald 371 MWp an Photovoltaik-Leistung installiert sind

Wahlmöglichkeit: Ein interessanter Unterschied zum deutschen EEG ist die Wahlmöglichkeit der Solaranlagen-Betreiber bei der Einspeisevergütung. Option 1 ist die Vergütung nach der regulierten Einspeisevergütung, die jedes Jahr neu festlegt wird. Option 2 ist der Verkauf des Solarstroms zu dem jeweils erzielbaren Marktpreis zuzüglich eines Bonus.

Stichtag für Photovoltaik-Anlagen, die nach dem RD 661/2007 gefördert werden wollen, war der 29. September 2008, an dem die endgültige Eintragung im sog. Besonderen Erzeugerregister (“RIPRE”) erfolgt sein muss. Wird dieser Stichtag eingehalten, erhalten die Solarstromerzeuger 25 Jahre lang eine erhöhte Einspeisevergütung, die dann von einer zwar reduzierten, aber immer noch attraktiven Folgevergütung abgelöst wird:

Real Decreto 661/2007	bis 100 kWp Einspeisevergütung (Cent/kWh)	100 kWp -10 MWp Einspeisevergütung (Cent/kWh)	10 MWp - 50 MWp Einspeisevergütung (Cent/kWh)
25 Jahre	44,03	41,75	22,97
nach 25 Jahren	35,23	33,40	18,38

Königliches Dekret RD 1578 / 2008

Das am 28.09.2008 in “letzter Minute” Kraft getretene Königliche Dekret 1578/2008 bildet die Grundlage einer Neuregelung der spanischen Einspeisevergütung und ersetzt das bis dato gültige Vorgänger-Dekret. Mit diesem Dekret wurde der Photovoltaik-Boom in Spanien deutlich abgebremst.

• Originaltext des Real Decreto RD 1578/2008 (spanisch),
• IWR Pressemitteilung zum RD 1578/2008 “Photovoltaik Spanien” (deutsch)

Wichtigste Änderungen gegenüber dem Vorgänger-Dekret:

• Neue Aufteilung in Dach-/Gebäudeanlagen (bis 20 kWp sowie größer 20 kWp) und sonstige Anlagen (Freiflächenanlagen)
• Einführung eines “Registers über die Vorab-Zuweisung der Vergütung” (Registro de Preasignación de Retribución – “RPR“) für vollständig entwickelte PV-Projekte zur Zuteilung eines Einspeisetarifs als Voraussetzung für den Erhalt einer regulierten Vergütung
• Dachanlagen dürfen eine Leistung von max. 2 MWp haben
• Boden-/Freiflächenanlagen werden auf max. 10 MWp begrenzt
• Obergrenze: Eine Förderobergrenze von 267 MWp für Dachanlagen und 133 MWp für Bodenanlagen begrenzt den jährlichen Zubau.
• Übergangsregelung: Für die Jahre 2009 und 2010 wurden zusätzliche 100 MWp für Dachanlagen und 60 MWp für Freiflächen-Solarparks freigegeben.

Real Decreto 1578/2008	Dach-/Gebäudeanlagen ≤ 20 kWp Einspeisevergütung (Cent/kWh)	Dach-/Gebäudeanlagen > 20 kWp bis max. 2 MWp Einspeisevergütung (Cent/kWh)	Freiflächenanlagen bis max. 20 MWp Einspeisevergütung (Cent/kWh)
25 Jahre	34,00	32,00	32,00

Königliches Dekret RD 1003/2010

Am 6. August 2010 ist in Spanien das neue königliche Dekret RD 1003/2010 in Kraft getreten. Das neue Dekret ist als zusätzliches Kontrollinstrument zu verstehen und findet bei allen Photovoltaik-Anlagen Anwendung die nach dem RD 661/2007 oder RD 1578/2008 genehmigt wurden. Die nationale Energiekommission CNE hat bei Inspektionen feststellen müssen, dass viele Solaranlagen z.B. die höheren Einspeisevergütungen nach dem alten königlichen Dekret 661/2007 beziehen, obwohl sie zum Stichtag 30.09.2008 noch nicht vollständig in Betrieb gegangen waren. Daher setzt das Königliche Dekret 1003/2010 hier härtere Maßstäbe an. Die wichtigsten Neuerungen:

• verschärfte Nachweispflicht über Inbetriebnahme der PV-Anlage (u.a. Rechnungen/Lieferscheine über Solarmodule, Wechselrichter, Aufständerung; Zertifikat eines autorisierten Installateurs; Katasternachweis)
• zweimonatige Frist zum Nachweis, dass die Betreiber von Photovoltaik-Anlagen über die zur Energieproduktion erforderliche, technische Ausstattung verfügen. Ist dies nicht der Fall, stellt die CNE die Auszahlung der Einspeisevergütung ein. Ungerechtfertigt erhaltene Vergütungen sind zurückzuzahlen. Zusätzlich drohen weitere Sanktionen.
• Für Anlagen, die die Anforderungen des jeweiligen königlichen Dekretes erfüllen (RD 661/2007 oder RD 1578/2008) ergeben sich keine Veränderungen.
• Obergrenze: Für 2010 wurden eine Obergrenze von 200 Megawatt für förderfähige PV-Anlagen genehmigt.

Neuregelung Einspeisevergütung: Die Einspeisetarife für neue, noch zu genehmigte Anlagen sollen im Oktober 2010 festgelegt werden. Auch für 2011 rechnen wir mit einer neuen Obergrenze.

Eindämmung von Missbrauch

Die verschärften Bestimmungen des königlichen Dekrets 1003 / 2010 sind das Ergebnis einer missbräuchlichen Ausnutzung der spanischen Einspeisevergütung. Um die vor dem Stichtag der Vorgängerdekrets gültigen Vergütungen von 44 Cent zu erhalten, die sogar auf 30 Jahre garantiert waren, hatten viele Betreiber die Fertigstellung gemeldet, obwohl noch kein Strom geliefert wurde. Geschätzt wird inzwischen, dass es sich sogar statt 600 um 800 Megawatt drehen soll und damit um deutlich mehr als drei Milliarden Euro an Subventionen. Deshalb begrüßen sowohl die APPA als auch die ASIF, dass die schwarzen Schafe ausfindig gemacht werden sollen.

Nach einem Bericht von TELEPOLIS sei Energieversorgern aufgefallen, dass einige Solaranlagen in Kastilien-La Mancha, den Kanarischen Inseln und Andalusien mitten im Winter, nachts, wenn es stockdunkel ist, Strom einspeisten und die hohe Einspeisevergütung kassierten. Offensichtlich sorgten zugeschaltete Dieselgeneratoren für den atypischen Stromertrag der Solaranlagen…

Solare Einstrahlung Italien - Grafik: PVGIS

In Süditalien ist die Strahlungsintensität besonders hoch und erreicht dort bei einer Aufständerung von 30 – 35 Grad nach Süden mit über 2.000 kWh/m² eine Solareinstrahlung, die bis zu 80 Prozent höherer liegt als in Deutschland. Aufgrund dieser hervorragenden Rahmendaten ist Italien einer der wichtigsten Märkte für Photovoltaik-Anlagen in Europa.

Die gesetzlichen Grundlagen

Der italiensche Staat fördert die nachhaltige Stromproduktion mittels Photovoltaik mit Einspeisevergütungen, deren Höhe im europäischen Vergleich äußerst attraktiv sind. In Kombination mit der hohen solaren Einstrahlung ist Italien für Betreiber bzw. Investoren von Photovoltaik-Anlagen außerordentlich reizvoll.

In Italien wurde die Förderung der Photovoltaik erstmals 2005 im Rahmen des sog. “Conto Energia I” eingeführt. Aktuell ist das “Conto Energia II” in der Fassung vom 19. Februar 2007 in Kraft. Es unterscheidet nach Anlageart (Gebäudeintegriert, teilintegriert, nicht integriert) und Anlagengröße (bis 3 kWp, bis 20 kWp, größer 20 kWp).

Die derzeit gültigen Einspeisevergütungen gelten für Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2010 in Betrieb genommen werden. Sie werden für einen Zeitraum von 20 Jahren ausgezahlt. Ein Inflationsausgleich so wie bei der französischen Einspeisevergütung ist nicht vorgesehen. Für den Zeitraum nach dem 31. Dezember 2010 sieht das Conto Energia II vor, dass die Einspeisetarife mit einem neuen Ministerialdekret festgelegt werden sollen. Solange noch kein neues Dekret vorliegt, ist im Conto Energia II eine 2%ige Degression der Tarife vorgesehen.

Das “Conto Energia III” ist aktuell noch im Entwurfsstatus.Ein Zeitpunkt der Verabschiedung ist derzeit noch nicht abzusehen. Die wichtigsten (geplanten) Änderungen des Conto Energia III:

• Voraussichtlich wird eine quartalsweise Degression der Einspeisevergütungen (bisher jährlich) eingeführt, so dass es zukünftig vier Stichtage im Jahr gibt, an denen eine Solaranlage am Netz sein muss, bevor eine reduzierte Vergütung greift.
• Die Grenzen der Anlagengröße werden wohl ebenfalls angepasst. Die höchste Leistungsklasse beginnt dann erst ab 1 MWp (bisher 20 kWp).
• Für die Jahre 2012 und 2013 ist eine Degression der Tarife um 6% p.a. geplant. Ab 2014 soll wieder ein neues Ministerialdekret festgelegt werden

Auszahlung durch zentrale Behörde “GSE”

Eine Besonderheit ist die Auszahlung der Einspeisevergütung durch eine zentrale Behörde. Während in Deutschland der regionale Netzbetreiber die Einspeisevergütung auszahlt, ist dafür in Italien die “Gestore Servizi Energetici” kurz “GSE S.p.A.” zuständig. Die GSE ist eine eigens zur Förderung der Erneuerbaren Energien gegründete Behörde des italienischen Wirtschafts- und Finanz­ministeriums. Sie stellt u.a. die grünen Zertifikate aus und überwacht das Zertifikatssystem, stellt Herkunftsnachweise aus, nimmt Energie ab und verkauft diese am Elektrizitätsmarkt.

Stromverkauf “Ritiro Dedicato”

Eine weitere Besonderheit des italienischen Photovoltaik-Marktes ist die Möglichkeit, Zusatzeinnahmen aus dem Verkauf des Stroms zu generieren. Der Erlass 280/07 der Energiebehörde regelt die Durchführung der gesetzlich vorgesehenen Stromabnahme und Vermarktung im Wege des “Ritiro Dedicato”. Zusätzlich (!) zur Einspeisevergütung wird Solarstrom zum variablem Marktpreis, Marktdurchschnittspreis oder zum Mindestpreis durch die GSE vergütet.

Photovoltaik-Anlagen sind berechtigt, den ins Netz eingespeisten Strom im Rahmen des so genannten “Ritiro Dedicato” mit dem stündlichen Marktpreis vergütet zu bekommen, der sich an der Strombörse für die in der betreffenden geografischen Marktzone gehandelten Strommengen bildet, mindestens jedoch mit einer Staffel von Mindestpreisen, die aktuell beginnend bei 7,50 Eurocent/kWh aufsteigt.

Drei Anlagenarten

Wie auch Frankreich würdigt Italien den erhöhten Aufwand bei der Integration der Photovoltaik in Gebäuden und Fassaden. Entsprechend unterscheidet das Conto Energia bei der Einspeisevergütung drei unterschiedliche Typen von PV-Anlagen:

Vollständige Gebäudeintegration (integrati nell’edificio): Die aufwändigste Art, Solarstrom mit Photovoltaik-Modulen zu generieren, erhält auch die höchste Einspeisevergütung. Damit will man Forschung und Entwicklung von Solarmodulen unterstützen, die z.B. direkt in die Fassade integriert werden. Auch Panels, die klassische Dachpfannen ersetzen, fallen in diese Kategorie.

Vollintegrierte Gebäudeintegration - Bild: contoenergia.it

Teilweise Gebäudeintegration (parzialmente integrati): in diese Kategorie fällt die klassische Aufdachanlage, bei der die Solarpanels mit Hilfe einer Halterung  (parzialmente integrati)

teilweise Gebäudeintegration - Bild: contoenergia.it

Freiflächenanlagen (non integrati o installati a terra): nicht integrierte Anlagen, bzw. Anlagen auf der freien Fläche. In diese Kategorie fallen die typischen Solarparks mit Reihen aufgeständerter Solarmodule, bzw. nachgeführte Tracker-Systeme.

Freiflächenanlagen - Bild: contoenergia.it

Drei Leistungsklassen

Gegenüber der aktuellen deutschen Leistungsstaffelung (30 kWp, 100 kWp, 1 MWp), hat der italienische Gesetzgeber eine deutlich niedrigere Staffelung gewählt.

• 1 bis 3 kWp: bei kristallinen Solarmodulen entspricht dies einer Panelfläche von rund 22,5 m², bei Dünnschichtmodulen benötigt man rund 42 m² Fläche. Mit dieser Leistungsklasse wird eindeutig der private Investor angesprochen.
• 3 bis 20 kWp: Eine 20 kWp-Anlage umfasst bei kristallinen Solarmodulen rund 150 m² Modulfläche, in Dünnschichtbauweise sind entsprechend 280 m² Fläche nötig.
• über 20 kWp: mit dieser Anlagengröße verläßt man i.d.R. den privaten Bereich. Einerseits ist die benötigte Modulfläche micht unerheblich (kristallin > 150 m², Dünnschicht > 280 m²). Andererseits erreichen die Investitionen der Photovoltaikanlage mittlere fünfstellige Beträge.

Einspeisevergütung für italienische Photovoltaik-Anlagen

Aus der Kombination der drei Anlagenarten und der drei Leistungsklassen ergibt sich die folgende Tabelle der aktuellen italienischen Einspeisevergütungen.

Im Vergleich zu Italien und Spanien steckte der französische Photovoltaikmarkt bisher noch in den Kinderschuhen. In jüngster Zeit hat sich das Blatt allerdings dramatisch gewendet: “Frankreich ist mittlerweile der wichtigste Exportmarkt geworden. Dort erzielt Centrosolar inzwischen rund 30 Prozent seiner Umsätze”, erklärt z.B. Centrosolar-Sprecher Georg Biekehör.

Der französische Photovoltaikmarkt ist aktuell der vielversprechendste Aufsteiger unter den westeuropäischen Ländern. Während in Deutschland die Einspeisevergütungen radikal gekürzt wurden und große Solarparks gar nicht mehr gefördert werden, bleibt Frankreich mit seinen hohen Einspeisevergütungen hochinteressant für europäisch denkende Investoren und Betreiber von Photovoltaik-Anlagen.

Grundsätzlich richtet sich in Frankreich die Höhe der Einspeisevergütung nach den Kriterien “Dach-/Gebäudeanlage” vs. “Freiflächenanlage”. Bei Freiflächenanlagen spielt zudem Größe und Standort eine Rolle:

Einspeisevergütung für Gebäude-/Dachanlagen
Einspeisevergütung für Freiflächenanlagen bis 250 kWp
Einspeisevergütung für Freiflächenanlagen größer 250 kWp
>250 kWp: Regionale Einspeisevergütung nach Départements

Solare Einstrahlung trifft auf hohe Einspeisevergütung

Solare Einstrahlung Frankreich - Grafik: JRC

Frankreich verfügt über eine herausragende regionale Lage mit hohen solaren Einstrahlungswerten. Im Hinblick auf Sonnenscheindauer und Strahlungsintensität erreichen Standorte in Frankreich Werte zwischen 1.200 und 1.800 kWh Strahlungsenergie pro Quadratmeter. Damit liegt die solare Einstrahlung bis zu 40 Prozent höher als in Deutschland (Quelle: Französische Energieagentur „ADEME“).

Während ein Solarmodul mit 1,0 kWp Leistung in Deutschland an einem Top-Standort ca. 1.000-1.050 kWh Stromertrag produziert, leistet das gleiche Modul unter der Sonne Frankreichs 1.350 kWh – und mehr.

In Kombination mit der hohen Einspeisevergütung, die in Frankreich erzielbar ist, wundert es wenig, dass die Kolonne der Photovoltaik-Projektierer und -Generalunternehmer derzeit von Deutschland nach Frankreich, Italien und Spanien weitergezogen ist.

Ministerialerlass 1: “Arrêté du 10 juillet 2006″

Die Förderungsmöglichkeiten der Ministerialverordnung vom 10.7.2006 setzt den Einspeisetarif von Strom aus Solarkraftwerken fest. In Frankreich gibt es die Besonderheit das es neben unterschiedlichen Basistarifen für Flächenanlagen oder Aufdachanlagen auch unterschiedliche Tarife je nach geographischer Situation gewährt werden. Es gibt einen erhöhten Tarif für Korsika und die Übersee-Départments. Um auch in Kontinentalfrankreich die Förderung der einzelnen Regionen möglichst gleichmäßig zu verteilen, erfolgt bei Anlagen mit einer Leistung von mehr als 250 kWh, je nach Region, eine Anpassung des Basistarifs um einen Koeffizient von bis zu 1,2 (z.B. Nord-Pas-de Calais).

Ministerialerlass 2: “Arrêté du 12 janvier 2010″

Frankreich hat jahrzehntelang auf die Atomkraft gesetzt. Entsprechend hoch ist der Nachholbedarf im Bereich der Erneuerbaren Energien. Die Klimaschutzziele der EU sind ehrgeizig:  bis zum Jahr 2020 müssen 20 % des gesamten Energieverbrauchs Frankreichs aus alternativen Stromquellen gedeckt werden – ansonsten drohen Sanktionen durch die EU.

Mit seinem Ministerialerlass vom 12. Januar 2010 hat der französische Gesetzgeber reagiert und attraktive Rahmenbedingungen geschaffen, um den Ausbau erneuerbarer Energiequellen durch Investoren aus dem In- und Ausland voranzutreiben. Das ist neu:

• Maßgeblich ist jetzt nicht mehr der vollständige Antrag auf Abschluss des Einspeisevertrags, sondern der vollständige Antrag auf Netzanschluss.
• Neue Vergütungssätze (s.u.)
• Jährlich maximale Stromproduktionsmenge (in der Praxis irrelevant s.u.)
• 10%ige Degression der Einspeisevergütung für PV-Anlagen, deren Antrag nach dem 31.12.2011 gestellt wird

Inflationsausgleich der Einspeisevergütung

Der französische Gesetzgeber hat eine bemerkenswerte Besonderheit bei der Gestaltung der Einspeisevergütung vorgesehen: ein Inflationsausgleich. Der Einspeisetarif wird jährlich in Anlehnung an den französischen Lohnkostenindex der mechanischen und Elektroindustrie (ICHTrev-TS) sowie den Erzeugerpreisindex der französischen Industrie (A10BE) angepasst. Das entspricht zwar nicht einem vollständigen Inflationsausgleich, aber der französische Staat stellt so langfristig wertstabile Auszahlungen für Investoren über die nächsten 20 Jahre sicher. Steigt die Inflation, steigt die Einspeisevergütung.

Einspeisevergütung für Gebäude-/Dachanlagen

Mit bis zu 58,00 ct/kWh wurde in Frankreich der weltweit höchste Einspeisetarif für Dach-Photovoltaikanlagen festgesetzt. Diese höchste Vergütungsstufe erhalten sog. “gebäudeintegrierte Anlagen”, wenn das Gebäude zu Wohnzwecken, als Bildungseinrichtung oder im Gesundheitswesen genutzt wird. “Baulich integriert” bedeutet in diesem Zusammenhang, dass die Photovoltaikanlage andere Baustoffe ersetzt.

Die zweithöchste Stufe erhalten Photovoltaikanlagen auf “sonstigen Gebäuden” wie z.B. Supermärkten oder Fabrikhallen. Bei vereinfachter Gebäudeintegration beträgt die Vergütung immerhin noch 42,00 ct/kWh und liegt damit um rund 25% über der aktuellen Einspeisevergütung einer vergleichbaren Solaranlage in Deutschland.

	Einspeisevergütung (Cent/kWh)
Baulich aufwändig integrierte Anlagen auf geschlossenen Gebäuden Wohngebäude, Bildungs- und Gesundheitseinrichtungen	58,00
Baulich aufwändig integrierte Anlagen auf geschlossenen Gebäuden übrige Gebäude	50,00
Baulich integrierte PV-Anlagen auf allen übrigen baulichen Anlagen	42,00

Einspeisevergütung für Freiflächenanlagen bis 250 kWp

Bei Freiflächenanlagen bis 250 kWp ist die Vergütungssituation einfach. Hier wird nur zwischen dem französischem Festland und den Überseegebieten bzw. Korsika unterschieden. Weil die Stromerzeugungskosten in den Überseedepartments hoch sind, fördert Frankreich den Bau von Solarstromanlagen dort mit besonders hohen Vergütungssätzen.

Zeitpunkt Antrag	Einspeisevergütung (ct/kWh) Festland	Einspeisevergütung (ct/kWh) Überseegebiete und Korsika	Degression zum Vorjahr
2009	32,80	43,70
14.01.2010 - 31.12.2010	31,40	40,00
ab 31.12.2010	28,30	36,00	10%

Einspeisevergütung für Freiflächenanlagen größer 250 kWp

Bei größeren Photovoltaikanlagen über 250 kWp variiert die Einspeisevergütung je nach Département, in dem die Anlage steht zwischen 31,40 (= Faktor 1,00; z.B. Department Hérault) und 37,68 ct/kWh (= Faktor 1,20; z.B. Departement Somme). Je geringer die Sonneneinstrahlung des Standortes, desto höher fällt die Vergütung aus. Damit soll verhindert werden, dass nur im sonnenreichen Süden Frankreichs Photovoltaik-Anlagen errichtet werden. Über eine höhere Einspeisevergütung wird so die verminderte Sonneneinstrahlung in nördlicheren Départements kompensiert.

Einspeisevergütungs-Faktoren nach Départements - Grafik: Solar-Prinz.de

Regionale Einspeisevergütung nach Départements

Komfortable Sortier- und Suchfunktion: Die Tabelle der aktuellen französischen Einspeisevergütungen für Solaranlagen über 250 kWp ist komfortabel sortierbar (einfach im Tabellenkopf auf die kleinen Dreiecke drücken).
Die Suchfunktion arbeitet wie ein Filter. Sobald in das Suchfeld ein Begriff oder eine Zahl eingegeben wird, reduziert sich die Tabelle auf die Zeilen, die den Suchbegriff enthalten.

Dép.-Nr.	Département	Region	Faktor	Einspeise- vergütung (ct/kWh)
1	Ain	Rhône-Alpes	1,09	34,23
2	Aisne	Picardie	1,15	36,11
3	Allier	Auvergne	1,09	34,23
4	Alpes-de-Haute-Provence	Provence-Alpes-Côte d’Azur	1,00	31,40
5	Hautes-Alpes	Provence-Alpes-Côte d’Azur	1,00	31,40
6	Alpes-Maritimes	Provence-Alpes-Côte d’Azur	1,00	31,40
7	Ardèche	Rhône-Alpes	1,03	32,34
8	Ardennes	Champagne-Ardenne	1,16	36,42
9	Ariège	Midi-Pyrénées	1,05	32,97
10	Aube	Champagne-Ardenne	1,13	35,48
11	Aude	Languedoc-Roussillon	1,03	32,34
12	Aveyron	Midi-Pyrénées	1,02	32,03
13	Bouches-du-Rhône	Provence-Alpes-Côte d’Azur	1,00	31,40
14	Calvados	Basse-Normandie	1,17	36,74
15	Cantal	Auvergne	1,08	33,91
16	Charente	Poitou-Charentes	1,08	33,91
17	Charente-Maritime	Poitou-Charentes	1,05	32,97
18	Cher	Centre	1,09	34,23
19	Corrèze	Limousin	1,07	33,60
21	Côte-d’Or	Bourgogne	1,13	35,48
22	Côtes-d’Armor	Bretagne	1,18	37,05
23	Creuse	Limousin	1,09	34,23
24	Dordogne	Aquitaine	1,06	33,28
25	Doubs	Franche-Comté	1,13	35,48
26	Drôme	Rhône-Alpes	1,01	31,71
27	Eure	Haute-Normandie	1,15	36,11
28	Eure-et-Loir	Centre	1,12	35,17
29	Finistère	Bretagne	1,15	36,11
30	Gard	Languedoc-Roussillon	1,00	31,40
31	Haute-Garonne	Midi-Pyrénées	1,05	32,97
32	Gers	Midi-Pyrénées	1,04	32,66
33	Gironde	Aquitaine	1,05	32,97
34	Hérault	Languedoc-Roussillon	1,00	31,40
35	Ille-et-Vilaine	Bretagne	1,13	35,48
36	Indre	Centre	1,06	33,28
37	Indre-et-Loire	Centre	1,10	34,54
38	Isère	Rhône-Alpes	1,06	33,28
39	Jura	Franche-Comté	1,10	34,54
40	Landes	Aquitaine	1,06	33,28
41	Loir-et-Cher	Centre	1,11	34,85
42	Loire	Rhône-Alpes	1,09	34,23
43	Haute-Loire	Auvergne	1,08	33,91
44	Loire-Atlantique	Pays de la Loire	1,08	33,91
45	Loiret	Centre	1,11	34,85
46	Lot	Midi-Pyrénées	1,05	32,97
47	Lot-et-Garonne	Aquitaine	1,04	32,66
48	Lozère	Languedoc-Roussillon	1,05	32,97
49	Maine-et-Loire	Pays de la Loire	1,10	34,54
50	Manche	Basse-Normandie	1,17	36,74
51	Marne	Champagne-Ardenne	1,13	35,48
52	Haute-Marne	Champagne-Ardenne	1,11	34,85
53	Mayenne	Pays de la Loire	1,12	35,17
54	Meurthe-et-Moselle	Lorraine	1,18	37,05
55	Meuse	Lorraine	1,20	37,68
56	Morbihan	Bretagne	1,11	34,85
57	Moselle	Lorraine	1,19	37,37
58	Nièvre	Bourgogne	1,12	35,17
59	Nord	Nord - Pas-de-Calais	1,20	37,68
60	Oise	Picardie	1,16	36,42
61	Orne	Basse-Normandie	1,14	35,80
62	Pas-de-Calais	Nord - Pas-de-Calais	1,20	37,68
63	Puy-de-Dôme	Auvergne	1,09	34,23
64	Pyrénées-Atlantiques	Aquitaine	1,08	33,91
65	Hautes-Pyrénées	Midi-Pyrénées	1,08	33,91
66	Pyrénées-Orientales	Languedoc-Roussillon	1,03	32,34
67	Bas-Rhin	Alsace	1,14	35,80
68	Haut-Rhin	Alsace	1,13	35,48
69	Rhône	Rhône-Alpes	1,08	33,91
70	Haute-Saône	Franche-Comté	1,12	35,17
71	Saône-et-Loire	Bourgogne	1,09	34,23
72	Sarthe	Pays de la Loire	1,11	34,85
73	Savoie	Rhône-Alpes	1,08	33,91
74	Haute-Savoie	Rhône-Alpes	1,08	33,91
75	Paris	Ile-de-France	1,14	35,80
76	Seine-Maritime	Haute-Normandie	1,19	37,37
77	Seine-et-Marne	Ile-de-France	1,13	35,48
78	Yvelines	Ile-de-France	1,14	35,80
79	Deux-Sèvres	Poitou-Charentes	1,08	33,91
80	Somme	Picardie	1,20	37,68
81	Tarn	Midi-Pyrénées	1,03	32,34
82	Tarn-et-Garonne	Midi-Pyrénées	1,03	32,34
83	Var	Provence-Alpes-Côte d’Azur	1,00	31,40
84	Vaucluse	Provence-Alpes-Côte d’Azur	1,00	31,40
85	Vendée	Pays de la Loire	1,06	33,28
86	Vienne	Poitou-Charentes	1,09	34,23
87	Haute-Vienne	Limousin	1,09	34,23
88	Vosges	Lorraine	1,15	36,11
89	Yonne	Bourgogne	1,12	35,17
90	Territoire de Belfort	Franche-Comté	1,12	35,17
91	Essonne	Ile-de-France	1,12	35,17
92	Hauts-de-Seine	Ile-de-France	1,14	35,80
93	Seine-Saint-Denis	Ile-de-France	1,14	35,80
94	Val-de-Marne	Ile-de-France	1,14	35,80
95	Val-d’Oise	Ile-de-France	1,14	35,80

Jährliche Deckelung in der Praxis irrelevant

Der gesetzlich garantierte Einspeisevergütung wird nur für eine maximale jährliche Stromproduktionsmenge gewährt. Die maximal mit dem Einspeisetarif vergütete Stromproduktion wird in Kilowattstunden (kWh) bezogen auf die installierte Spitzenleistung in Kilowattpeak (kWp) definiert. Die folgende Tabelle zeigt die Obergrenzen der jährlichen Stromproduktion, für die der Einspeisetarif gewährt wird (darüber hinaus wird jede kWh nur noch mit 0,05 Euro vergütet):

	Kontinentalfrankreich	Überseegebiete und Korsika
fest aufgeständerte Anlage	1.500 kWh/kWp	1.800 kWh/kWp
nachgeführten Anlagen (Mover/Tracker)	2.200 kWh/kWp	2.600 kWh/kWp

De facto ist ein Überschreiten dieser Werte im praktischen Anlagenbetrieb nach heutigem Stand der Technik ausgeschlossen. So erzielt man mit einer Kapazität von 1,0 kWp in Marseille aufgrund der dort herrschenden solaren Einstrahlung eine Jahresproduktionsleistung von max. 1.400 kWh, auf Korsika maximal 1.450 kWh. Die Obergrenzen sind in der Photovoltaik-Praxis also irrelevant.

Solareinstrahlung Europa - Bild: JRC PVGIS

Ertragsgutachten werden erstellt, um die zu erwartenden Stromerträge größerer Solaranlagen möglichst präzise zu prognostizieren.

Solarfonds immer mit zwei Ertragsgutachten

Soll die Solaranlage kreditfinanziert werden, schreibenviele Kreditinstitute Für die Beantragung eines Photovoltaikkredits verbindlich ein Ertragsgutachten eines unabhängigen Gutachters vor.

Bei großen Solarparks liegt das Investitionsvolumen ohnehin im mehrstelligen Millionenbereich. Das Geld für diese Investitionen wird üblicherweise im Rahmen von geschlossenen Fonds auf dem Kapitalmarkt zusammengetragen. Da bei den Geldgebern weniger der Nachhaltigkeitsgedanke sondern eher Renditeerwartungen im Vordergrund stehen, ist die Abschätzung der Erträge eines Solarparks ein zentrales Element der Investitionsentscheidung. Um die Rendite der zu finanzierenden Solarparks seriös abschätzen zu können, werden bei Solarfonds üblicherweise jeweils von zwei unabhängigen Gutachtern Ertragsgutachten erstellt.

Ertragsgutachten sind die Ausgangsbasis für die Planung der Solaranlage sowie deren Finanzierung durch Fremdkapital. Anhand der prognostizierten Ertragsdaten werden Wirtschaftlichkeitsberechnungen und Risikoanalysen durchgeführt. Zusätzlich dazu erfolgt eine Bewertung der Anlagenplanung sowie der –Umsetzung.

Bestimmung der Globalstrahlung / solaren Einstrahlung

Entscheidend für den wirtschaftlichen Erfolg einer Solaranlage und insbesondere eines Solarparks ist die realistische Einschätzung der Einstrahlungswerte der Sonne an den Standorten und den sich daraus ergebenden spezifischen Energieerträgen.

Abweichung Globalstrahlung vom Jahresmittel - Grafik: Deutscher Wetterdienst

Langjährige Messreihen notwendig: Der Deutsche Wetterdienst hält sog. “Strahlungskarten der Abweichungen vom Mittelwert für Deutschland” bereit. Anhand dieser Karten wird schnell deutlich, dass eine jährliche Abweichung der Globalstrahlung um 6-8% vom langjährigen Mittel in Deutschland absolut nicht ungewöhnlich ist, in Extremfällen sind auch 10-15% möglich.

Eine Schwankung in dieser Größenordnung bei einem Ertragsgutachten ist hingegen absolut inakzeptabel. Schließlich hängt der Stromertrag 1:1 mit der Sonneneinstrahlung zusammen.

Repräsentative Strahlungswerte liefern nur langjährige Messreihen . Experten gehen davon aus, dass die relativen Abweichungen erst nach acht bis zehn Jahren stabil sind. Liegen diese langjährigen Messreihen nicht vor, ist keine seriöse Abschätzung der Einstrahlung möglich.

Grundlage einer soliden Ertragsprognose der von Fonds-Gesellschaften in Auftrag gegebenen Ertragsgutachten sind

Wetterstationen & Satellitendaten: als Datenbasis für die Abschätzung der solaren Einstrahlung für einen Standort stehen verschiedene Messmethoden mit unterschiedlicher Gütequalität zur Verfügung.

Rund 100 Wetterstationen liefern in Deutschland die Daten für die sog. Pyranometer-Messung oder auch Boden-Messung. In Frankreich und Spanien sind es hingegen nur 35 bzw. 30 Messstationen. Währen in Deutschland im Schnitt schon rund 3.500 km² auf eine Station entfallen, sind es in Frankreich bzw. Spanien sogar 15.600 bzw. 16.800 km² Fläche, die durchschnittlich von einer Station abgedeckt werden sollen. Enstprechend lückenhaft ist die Abdeckung der Landesfläche durch diese Bodenstationen.

Alternativ bzw. in Ergänzung werden Satellitendaten (Meteosat) verwendet. Der Europäische Wettersatellit macht alle 15 Minuten ein Bild von der Erde. Die räumliche Auflösung der Meteosat-Daten ist mit 2-3 km² deutlich präziser, als bei den Bodenstationen. Die von den Wettersatelliten gemessenen Strahlungsdaten werden i.d.R. über die Bodenmesswerte kalibriert

Grundsätzlich sollten unterschiedliche Quellen als Grundlage für die Strahlungsdaten am Standort der Solaranlage herangezogen werden.  bei Solarfonds ist die Mindestanforderung die Datenbasis “20 Jahre nach DWD”. Es steht im Ermessen des Gutachters, weitere Daten in die Ertragsberechnung einfließen zu lassen.

Einstrahlung auf horizontale Fläche vs. Modulfläche: In einem Ertragsgutachten zwingend notwendig ist die Angabe der Solareinstrahlung auf die horizontale Fläche und die Einstrahlung auf die Modulfläche, wobei der Neigungswinkel des Solarmoduls sowie die Abweichung von der Südausrichtung zu berücksichtigen sind.

Üblicherweise wird die Einstrahlung auf die Modulfläche rechnerisch hergeleitet aus der Einstrahlung auf die horizontale Fläche. Für diese Aufgabe stehen unterschiedliche Verfahren bzw. Umrechnungsprogramme zur Verfügung. Welches Verfahren bzw. Programm angewendet wurde, ist in dem Ertragsgutachten anzugeben.

Berücksichtigung von Anlagenkonfiguration bzw. Systemkomponenten

Eine wichtige Inputgröße, die in die Ertragssimulation einfließen muss, ist die gesamthaft betrachtete Anlagenkonfiguration. Dazu müssen alle Anlagenkomponenten bekannt sein! Photovoltaikanlagen erwirtschaften im realen Betrieb nie den theoretisch erreichbaren Maximalertrag, der sich aus der Solareinstrahlung ergibt.

Solarmodule - Bild: Fotolia

Typ/Art/Hersteller der Solarmodule: Solarmodule weichen erfahrungsgemäß bis zu 5% von Ihrer Nennleistung ab. Hinzu kommen Verluste durch Modulverschmutzung (0,5-2,0%), Modulerwärmung (0-6,0%) und Modulalterung (0,3-0,7% pro Jahr).

Der Gutachter überprüft die Plausibilität der Datenblattangaben (in DIN-Norm EN 50380 geregelt), die der Modulhersteller zur Verfügung stellt. Schließlich muss der Gutachter eine Angabe zur Degradation (allmähliche Verschlechterung der Modulleistungsfähigkeit) treffen.

Für die Prognoserechnung im Rahmen von Ertragsgutachten wird üblicherweise pauschal eine Degradation von 0,25 Prozent nach dem ersten Betriebsjahr angesetzt.

Aufstellungsort Wechselrichter - Bild: SMA

Wechselrichter: Der Wechselrichter ist die technologisch wichtigste Komponente einer jeden Solarstromanlage. Ziel bei der Konfiguration einer Solarstromanlage ist es immer, eine optimale Abstimmung zwischen der Leistung des Solargenerators und der des Wechselrichters zu erreichen. Der Wirkungsgrad eines Wechselrichters hängt direkt mit seiner Auslatung zusammen.

Je nachdem, ob Strangwechselrichter (Stringwechselrichter) oder Zentralwechselrichter verwendet werden, sind die Spezifika der Bauarten zu berücksichtigen. So kommt es bei Strangwechselrichtern eher zu Problemen bei Teilabschattungen einzelner Module.

Der Aufstellungsort der Wechselrichter ist bei dem Ertragsgutachten ebenfalls zu berücksichtigen. Ein thermisch ungünstiger Aufstellungsort (zu heiss) geht zu Lasten des Wechselrichterwirkungsgrades.

Hinzu kommt, dass Wechselrichter in ihrer Leistung bis zu 1,5% von den Herstellerangaben abweichen.

Verschaltung: Die stromführenden und elektronischen Komponenten können bis zu 4% des Stromertrags “auffressen”. Transformatorverluste werden zwischen 0,0—1,5% beziffert. Verkabelungsverluste liegen bei 0,5-1,5%. Der Ertragsgutachter überprüft die geplante Verschaltung des Solargenerators auf Plausibilität, insbesondere im Hinblick auf die zulässigen Spannungsgrenzen, das Verhältnis von DC-Generatornennleistung zu DC-Wechselrichternennleistung und die maximal zulässige DC-Generatornennleistung des Wechselrichters gemäß Herstellerangaben.

Mismatch: Mismatch-Verluste entstehen durch die produktionsbedingte Schwankung der elektrischen Parameter
von Modulen, die zu Strings miteinander verschaltet werden. Dabei wird die Leistungsfähigkeit eines
Strings durch das Modul mit der geringsten Nennleistung bestimmt. Je größer die Schwankungsbreite,
desto höher fallen die Mismatch-Verluste aus.

Bei seinen Berechnungen berücksichtigt der Gutachter die zu erwartenden DC-Verluste durch Mismatch, Verschaltung, DC-Leitungen, Kabelverbinder etc.

Berücksichtigung des Standorts / örtlicher Gegebenheiten

Solarpark Wiesenbach

Wenn die örtlichen Gegebenheiten des geplanten Anlagen-Standortes nicht durch einen Vor-Ort-Termin aufgenommen werden, sollten zumindest aussagekräftige Unterlagen vorliegen (Lagepläne, Fotos, Luftbilder, Umgebungsprofil).

Verschattung: Günstigstenfalls gibt es keine Ertragseinbußen durch Verschattung der Module. Aber alleine die Verschattung der Modulreihen von Solarparks untereinander führt oft zu Ertragsverlusten von 1-2 %. Die Verschattung durch die Umgebung (Bewuchs, Gebäude/Gebäudeteile, Landschaft, etc.), kann weitere 3% betragen. Je nach Aufstellung können sich Modul- und Umgebungsverschattung auf rund 4 % Ertragsminderung addieren.

Gerade wenn nur einzelne Kollektoren einer in Reihe geschalteten Solaranlage verschattet sind, hat dies Einfluss auf die Gesamtleistung aller angeschlossenen Kollektoren.

Darstellung der Ergebnisse

Wie bei einer guten Mathematikarbeit sind bei einem seriösen Ertragsgutachten alle Ausgangswerte, Rechenergebnisse und Teilergebnisse darzustellen. Anders ist eine Nachvollziehbarkeit der Gutachtenergebnisse nicht sichergestellt.

Ein ordentliches Ertragsgutachten umfaßt in seiner Ergebnisdarstellung die folgenden Punkte:

• Beschreibung des Anlagenstandortes
• Darstellung der örtlichen Einstrahlungswerte (horizontale Fläche)
• Darstellung der Einstrahlungswerte auf Modulebene inkl. Umrechnungsverfahren
• Darstellung der Berechnungsverfahren und -methoden
• Darstellung der Systemkomponenten inkl technischer Daten
• Prognostizierter mittlerer jährlicher Stromertrag in kWh (ggfls. Schwankungsbreite)
• Prognostizierte Performance Ratio bezogen auf Nominalleistung des Solargenerators
• Aussagen zur Ertragsminderung durch Degradation, Verschmutzung und Mismatch

Bekannte Gutachter-Unternehmen

• Fraunhofer ISE
• meteocontrol
• DLC (Dr. Littmann Consulting)
• Leipziger Institut für Energie GmbH
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Tracker-System SunCarrier 160 - Bild: a+f GmbH

Vorteile

Mehrertrag: Verglichen mit fest aufgeständerten Anlagen verspricht z.B. der Mover-Marktführer SOLON (> 10.000 installierte SOLON Mover weltweit) bei zweiachsig nachgeführten Trackern einen Mehrertrag von bis zu 40%, bei einachsigen Systemen immerhin noch 25%.

Platzbedarf/Flächenversiegelung: der Platzbedarf eines Solarparks sinkt bei gleicher Leistung. Zudem beträgt die Versiegelung der Nutzfläche nur rund 1,2 %.

Nachteile

Hohe Anfangsinvestition: Bei den niedrigen Modulpreisen von heute lohnt sich der Aufpreis, den die komplexere Technologie kostet, kaum noch. Insbesondere zweiachsig nachgeführte Mover haben sind inzwischen preislich soweit von den deutlich günstigeren fest installierten Systemen in Dünnschicht-Technologie entfernt, dass SOLON die Produktion der Zweiachser im Frühjahr 2010 eingestellt hat. „Zweiachser waren gut, als die installierte Photovoltaik-Leistung pro Kilowattpeak teuer war“, sagte der Technikvorstand von Solon Dr. Lars Podlowski im Interview mit pv magazine. „Je billiger Solarmodule werden, desto weniger lohnen sich zweiachsige Nachführsysteme“.

Wartungsintensiv: Solaranlagen sollen über die Mindestlaufzeit von 20 Jahren möglichst problemlos arbeiten. Über diesen langen Zeitraum ist alles, was sich bewegt anfällig. Schliesslich sind die Systeme permanent der Witterung ausgesetzt. Bei größeren Trackern mit über 100 m² Fläche können über 20 Tonnen Windlast auf die Mechanik einwirken.

Verfügbarkeitsprobleme: Für gewöhnlich leiden azimut- und elevationsgedrehte Nachführsysteme unter einer erhöhter Schadensanfälligkeit. Wer sich davon selbst überzeugen möchte, kann sich per WebCam ein Bild von der Problematik machen. Beispielsweise kann man unter  http://salching.solarcam.de die Tracker-Systeme des Solarparks Salching anschauen. Schnell erkennt man, dass immer wieder einige der Systeme nicht ausgerichtet, also offensichtlich defekt sind.

Charakteristika von Nachführsystemen

Große Einheiten: Damit sich der Aufwand für die Nachführung in Grenzen hält, werden möglichst große Einheiten gebildet. So ist z.B. das System “SOLON Mover L” aus 12 Großmodulen zusammengesetzt, die eine Modulfläche von 52,7 m² bilden. Beim “SOLON Mover XL” sind es dann schon 24 Module mit einer PV-Fläche von insgesamt 105,4 m². Vollständig aufgerichtet erreicht bereits das kleiner System eine Höhe von bis zu 5,80 m. Um mit dieser Fläche dem Wind genug Stabilität entgegensetzen zu können, bedarf es eines soliden Fundamentes. Beim Solon-Mover L misst das Beton-Fundament 3 m im Durchmesser und 85 cm in der Höhe und wiegt solide 13,0 t. Hinzu kommt das Anlagengewicht von 3,8 t.

SOLON Mover - Bild: SOLON SE

Die einachsig nachgeführten SunCarrier der a+f GmbH (Tochter der Gildemeister AG) sind sogar bis zu 7,20 m hoch. Die Modulfläche des SunCarrier 300, dem größten a+f System, beträgt riesige 287,5 m² (23,00 x 12,50 m) bei einer Leistung von bis zu 53 kWp.

Windstabilität: Der zentrale Mastarm eines Tracker-Systems muss auch schnell wechselnden Windböen standhalten, die mit wuchtigem Drehmoment angreifen. Die Folge unzureichend stabiler Konstruktionen sind hohe Materialkosten, Materialermüdung und das Auftreten gefürchteter Nickbewegungen, die sowohl Nachführsystem als auch Module zerstören können. Die Anlagen der beiden Marktführer halten im Betrieb Windgeschwindigkeiten bis zu 100 km/h (SOLON) bzw. 128,9 km/h (a+f) aus. Das entspricht einem schweren Sturm bzw. Windstärke 10. In der Sturmstellung verspricht SOLON sogar bis zu 150 km/h. Das ist jenseits von Windstärke 12 (Orkan).

Astronomische- vs. Sensor-Nachführung

Die Nachführung erfolgt entweder anhand programmierter Zyklen oder mittels Einstrahlungssensor. Beim Einsatz einer astronomischen Uhr steuert diese schrittweise die Ausrichtung der Module zum Sonnenstand. Um Verluste durch Schaltjahr, Sommer- oder Winterzeit zu vermeiden, werden in der Steuerung alle Sonnenlaufbahnen hinterlegt. Einige Anlagen kombinieren beide Systeme: die astronomische Nachführung entspricht der Basiseinstellung. Erst wenn der Einstrahlungsensor über einen längeren Zeitraum eine andere Position “empfiehlt”, wird diesem eine höhere Priorität zugewiesen.

Kleinere Solar-Tracker sind meist sensorgesteuert. der Vorteil: Es ist keine Programmierung und Zeiteinstellung erforderlich, das System benötigt kein Akku und die Montage ist einfacher.

Einachsige vs. zweiachsige Nachführung

horizontal nachgeführte SkyCarrier - Bild: a+f GmbH

Einachsige Nachführung: Bei SOLON erfolgt eine horizontale einachsige Nachführung von bis zu 12 Modulreihen durch eine zentrale Hydraulikeinheit. Die Standardeinheit des SOLON Single Axis besteht aus 12 x 2 Moduleinheiten à 20 Module mit insgesamt 480 SOLON-Modulen. Diese werden dem Sonnenstand folgend über eine horizontale Drehachse hydraulisch von Ost nach West nachgeführt.

Bei der a+f Gmbh tragen die horizontal einachsig nachgeführten Systeme den Namen “SkyCarrier”. Das Haupteinsatzgebiet sieht das Unternehmen bei Freiflächen-Solaranlagen in Äquatornähe. Der Sonnenwinkel beträgt hier zum Teil bis zu 90°, so dass eine Nachführung allein um die horizontale Achse die Photovoltaik-Module bereits nahezu optimal zur Sonne hin ausrichtet. Für den SkyCarrier wird ein Mehrertrag von bis zu 25 % im Vergleich zu konventionellen, fest aufgeständerten Marktlösungen versprochen.

Zweiachsige Nachführung: die Möglichkeit, die Solaranlage sowohl um die horizontale als auch die vertikale Achse bewegen zu können, kommt zwar prinzipiell dem Ertrag zu Gute, da die Nachführung optimal ist. Allerdings ist der mechanische Aufwand immens, um die Anlage trotz der zweiachsigen Nachführung über Jahre hinweg stabil und mobil zu halten.

Größter deutscher Solarpark mit Tracker-Systemen

Nur 23 der 300 größten Solarparks in Deutschland sind mit Nachführtechnik ausgestattet. Der größte deutsche Solarpark mit Nachführtechnik ist der Solarpark Gut Erlasee. Er wurde 2005 auf einer Gesamtfläche von 70 ha mit 1.640 zweiachsig nachgeführten SOLON-Mover errichtet und war mit 12,0 MWp zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme (2006) das größte Photovoltaik-Kraftwerk der Welt. Gut Erlasee erzeugt pro Jahr so viel umweltfreundlichen Strom, wie die angrenzende Kleinstadt Arnstein durchschnittlich verbraucht.

Solar-Carport der EVO Offenbach - Bild: juwi Solar

Sinnvolle Nutzung versiegelter Flächen

„Das ist ein gutes Beispiel dafür, wie versiegelte Flächen sinnvoller genutzt werden können“, urteilte Michael Homann bei der Einweihung des Firmen-Solar-Carports. Seinen Worten zufolge können auf diese Weise viele neue Solaranlagen entstehen, ohne freie Flächen verbauen zu müssen.

80.000 kWh/Jahr

Entstanden ist auf dem EVO-Parkplatz an der Andréstraße eine rund 800 Quadratmeter große Photovoltaikanlage, die zwei Vorteile miteinander vereint: Zum einen bietet sie einen überdachten Stellplatz für Firmen-, Mitarbeiter- und Kundenfahrzeuge. Zum anderen erzeugt sie CO2-freien Solarstrom – und zwar rund 80.000 Kilowattstunden im Jahr. Dadurch werden zirka 70 Tonnen des klimaschädlichen CO2 vermieden. Außerdem wird es dort weiterhin eine Stromzapfsäule für Elektrofahrzeuge geben; eine kleinere Solartankstelle hatte die EVO bereits im Jahr 1992 an gleicher Stelle in Betrieb genommen.

Generalunternehmer: juwi Solar

Im Auftrag der EVO hatte die juwi-Gruppe aus Wörrstadt in den vergangenen Wochen den Solar-Carport und die Solaranlagen errichtet. Mit dem Solar-Carport hat das rheinland-pfälzische Unternehmen ein Gesamtkonzept entwickelt, nach dem Sonnenstrom von bereits versiegelten Flächen gewonnen werden kann. Darüber hinaus lassen sich an Solar-Carports Stromzapfsäulen anschließen, um in Zukunft eine flächendeckende Betankung von E-Fahrzeugen zu ermöglichen. „Die große Herausforderung beim Umstieg auf Elektrofahrzeuge besteht nämlich darin, schon heute eine Infrastruktur für eine zuverlässige Energieversorgung von morgen zu schaffen – und zwar mit regenerativen Energieträgern. Denn Elektromobilität macht nur Sinn mit erneuerbaren Energien“, sagte Lars Falck, Geschäftsführer der juwi-Tochter juwi Solar GmbH.

Stromparkplätze

Die juwi-Gruppe führt derzeit im Projekt “Modellregionen Elektromobilität Rhein-Main” des Bundesverkehrsministeriums einen Feldversuch mit Elektroautos, Elektrorollern und Elektrofahrrädern durch. Ziel des Versuches ist es, Elektrofahrzeuge in den Fuhrpark von Unternehmen zu integrieren. Zudem leitet juwi ein vom Bundeswirtschaftsministerium gefördertes Verbundprojekt zur Entwicklung von Stromparkplätzen.

Quelle: juwi Solar