Wissenswertes über Photovoltaik

Unter Photovoltaik bzw. Fotovoltaik versteht man die direkte Umwandlung von Lichtenergie, meist aus Sonnenlicht, in elektrische Energie mittels Solarzellen. Seit 1958 wird sie in der Raumfahrt genutzt. Inzwischen wird sie überwiegend auf der Erde zur Stromerzeugung eingesetzt und findet unter anderem Anwendung auf Dachflächen, bei Parkscheinautomaten, in Taschenrechnern, an Schallschutzwänden, Freiflächen und auf dem Wasser.

Der Begriff leitet sich aus dem griechischen Wort für „Licht“ (φῶς, phos, im Genitiv: φωτός, photos) sowie aus der Einheit für die elektrische Spannung, dem Volt (nach Alessandro Volta) ab. Die Photovoltaik ist ein Teilbereich der Solartechnik, die weitere technische Nutzungen der Sonnenenergie einschließt.

Ende 2016 waren weltweit Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 303 GW installiert.[1] Zwischen 1998 und 2015 stieg die weltweit installierte Photovoltaik-Leistung mit einer Wachstumsrate von durchschnittlich 38 % pro Jahr.[2] Es wird erwartet, dass der jährliche Zubau bis 2020 auf 100 GW steigt und die installierte Leistung bis 2030 zwischen 3.000 und 10.000 GW erreicht.[3] 2014 betrug der weltweite Marktanteil von kristallinen Siliziumzellen etwa 90 %. Prognosen gehen davon aus, dass Siliziumzellen auch langfristig die dominierende Photovoltaik-Technologie bleiben und gemeinsam mit Windkraftanlagen die „Arbeitspferde“ der Energiewende sein werden.[4]

Die Photovoltaik galt lange als die teuerste Form der Stromerzeugung mittels erneuerbaren Energien; eine Sicht, die mittlerweile durch die starken Kostensenkungen der Anlagenkomponenten jedoch überholt ist.[5] Mit Stand 2017 sind die Kosten der Stromerzeugung aus Photovoltaik binnen sieben Jahren um fast 75 % gefallen. In den USA sind bei Solarparks Vergütungen von unter 5 US-Cent/kWh (4,3 Euro-Cent/kWh) üblich; ähnliche Werte sind unter günstigen Umständen auch in anderen Staaten möglich. In mehreren Staaten wurden in Ausschreibungen Rekordwerte von 3 US-Cent/kWh (2,6 Euro-Cent/kWh) erreicht.[3]

Bereits 2014 lagen die Stromgestehungskosten der Photovoltaik in bestimmten Regionen der Erde auf gleichem Niveau oder sogar niedriger als bei fossilen Konkurrenten. Inklusive Speicher, die bei hohem Anteil der Photovoltaik am Strommix notwendig werden, waren die Kosten zu diesen Zeitpunkt jedoch noch höher als bei fossilen Kraftwerken.[6] Allerdings war Solarstrom auch zu diesem Zeitpunkt bereits konkurrenzfähig, wenn die externen Kosten der fossilen Stromerzeugung (d. h. Umwelt-, Klima- und Gesundheits­schäden) mit berücksichtigt wurden; selbst wenn diese nur zum Teil internalisiert wurden.[7]

Geschichte der Photovoltaik

Dem Sonnenstand nachgeführte Photovoltaikanlage in Berlin-Adlershof

Verkauf von Solaranlagen in Ouagadougou, Burkina Faso

Solarmodul-Fassade

Global kumulierte Photovoltaik-Leistung

Teil eines Solarzellenflügels der Raumsonde Juno

Parkscheinautomat als photovoltaisches Inselsystem
Hauptartikel: Geschichte der Photovoltaik

Die Photovoltaik basiert auf der Fähigkeit bestimmter Materialien, Licht direkt in Strom umzuwandeln. Der photoelektrische Effekt wurde bereits im Jahre 1839 von dem französischen Physiker Alexandre Edmond Becquerel entdeckt. Dieser wurde daraufhin weiter erforscht, wobei insbesondere Albert Einstein mit seiner 1905 erschienenen Arbeit zur Lichtquantentheorie großen Anteil an dieser Erforschung hatte, für die er 1921 mit dem Nobelpreis für Physik ausgezeichnet wurde. 1954 gelang es, die ersten Silizium­solarzellen mit Wirkungsgraden von bis zu 6 % zu produzieren. Die erste technische Anwendung wurde 1955 bei der Stromversorgung von Telefonverstärkern gefunden. In Belichtungsmessern für die Photographie fand Photovoltaik weite Verbreitung.

Seit Ende der 1950er Jahre werden Photovoltaikzellen in der Satellitentechnik verwendet; als erster Satellit mit Solarzellen startete Vanguard 1 am 17. März 1958 in die Erdumlaufbahn, und blieb bis 1964 in Betrieb. In den 1960er und 1970er Jahren führte die Nachfrage aus der Raumfahrt zu Fortschritten in der Entwicklung von Photovoltaikzellen, während Photovoltaikanlagen auf der Erde nur für bestimmte Inselanlagen eingesetzt wurden.[8]

Ausgelöst durch die Ölkrise von 1973/74 sowie später verstärkt durch die Nuklearunfälle von Harrisburg und Tschernobyl setzte jedoch ein Umdenken in der Energieversorgung ein. Seit Ende der 1980er Jahre wurde die Photovoltaik in den USA, Japan und Deutschland intensiv erforscht; später kamen in vielen Staaten der Erde finanzielle Förderungen hinzu um den Markt anzukurbeln und die Technik mittels Skaleneffekten zu verbilligen. Infolge dieser Bemühungen stieg die weltweit installierte Leistung von 700 MWp im Jahr 2000 auf 177 GWp im Jahr 2014 an[8] und wächst stetig weiter.

Schreibweise

Üblicherweise wird die Schreibung Photovoltaik und die Abkürzung PV angewendet. Seit der deutschen Rechtschreibreform ist die Schreibweise Fotovoltaik die neue Hauptform und Photovoltaik eine weiterhin zulässige alternative Schreibung. Im deutschen Sprachraum ist die alternative Schreibweise Photovoltaik die gebräuchliche Variante. Auch im internationalen Sprachgebrauch ist die Schreibweise PV üblich.[9] Für technische Fachgebiete ist die Schreibweise in der Normung (hier ebenfalls Photovoltaik) ein wesentliches Kriterium für die anzuwendende Schreibweise.

Technische Grundlagen

Zur Energiewandlung wird der photoelektrische Effekt von Solarzellen genutzt, die zu so genannten Solarmodulen verbunden werden. Die erzeugte Elektrizität kann direkt genutzt, in Akkumulatoren gespeichert oder in Stromnetze eingespeist werden. Vor der Einspeisung in Wechselspannungs-Stromnetze wird die erzeugte Gleichspannung von einem Wechselrichter umgewandelt. Das System aus Solarmodulen und den anderen Bauteilen (Wechselrichter, Stromleitung) wird als Photovoltaikanlage oder Solargenerator bezeichnet.

Nennleistung und Ertrag

Die Nennleistung von Photovoltaikanlagen wird häufig in der Schreibweise Wp (Watt Peak) oder kWp angegeben und bezieht sich auf die Leistung bei Testbedingungen, die in etwa der maximalen Sonnenstrahlung in Deutschland entsprechen. Die Testbedingungen dienen zur Normierung und zum Vergleich verschiedener Solarmodule. Die elektrischen Werte der Bauteile werden in Datenblättern angegeben. Es wird bei 25 °C Modultemperatur, 1000 W/m² Bestrahlungsstärke und einer Luftmasse (abgekürzt AM) von 1,5 gemessen. Diese Standard-Testbedingungen (meist abgekürzt STC, engl. standard test conditions) wurden als internationaler Standard festgelegt. Können diese Bedingungen beim Testen nicht eingehalten werden, so muss aus den gegebenen Testbedingungen die Nennleistung rechnerisch ermittelt werden.

Zum Vergleich: Die Strahlungsstärke der Sonne im erdnahen Weltall (Solarkonstante) beträgt im Mittel 1367 W/m². (Am Boden kommen bei klarem Wetter ca. 75 % dieser Energie an.)

Ausschlaggebend für die Dimensionierung und die Amortisation einer Photovoltaikanlage ist neben der Spitzenleistung vor allem der Jahresertrag, also die gewonnene Strommenge. Die Strahlungsenergie schwankt tages-, jahreszeitlich und wetterbedingt. So kann eine Solaranlage in Deutschland im Juli gegenüber dem Dezember einen bis zu zehnmal höheren Ertrag aufweisen. Tagesaktuelle Einspeisedaten mit hoher zeitlicher Auflösung sind für die Jahre ab 2011 im Internet frei zugänglich.[10]

Der Ertrag pro Jahr wird in Wattstunden (Wh) oder Kilowattstunden (kWh) gemessen. Standort und Ausrichtung der Module sowie Verschattungen haben wesentlichen Einfluss auf den Ertrag, wobei in Mitteleuropa Dachneigungen von 30 – 40° und Ausrichtung nach Süden den höchsten Ertrag liefern.[11] An der maximalen Sonnenhöhe (Mittagssonne) orientiert, sollte in Deutschland bei einer Festinstallation (ohne Nachführung) die optimale Neigung im Süden des Landes ca. 32°, im Norden ca. 37° betragen.[12] Praktisch empfiehlt sich ein etwas höherer Neigungswinkel, da dann sowohl zweimal am Tag (am Vormittag und am Nachmittag) als auch zweimal im Jahr (im Mai und im Juli) die Anlage optimal ausgerichtet ist. Bei Freiflächenanlagen werden deshalb in aller Regel derartige Ausrichtungen gewählt. Zwar lässt sich die über das Jahr verteilte, durchschnittliche Sonnenhöhe und damit die theoretisch optimale Neigung für jeden Breitengrad exakt berechnen,[13] jedoch ist entlang eines Breitengrades die tatsächliche Einstrahlung durch verschiedene, meist geländeabhängige Faktoren unterschiedlich (z. B. Verschattung oder besondere lokale Wetterlagen). Da auch die anlagenabhängige Effektivität bezüglich des Einstrahlungswinkels unterschiedlich ist, muss die optimale Ausrichtung im Einzelfall standort- und anlagenbezogen ermittelt werden. Bei diesen energetischen Untersuchungen wird die standortbezogene Globalstrahlung ermittelt, welche neben der direkten Sonneneinstrahlung auch die über Streuung (z. B. Wolken) oder Reflexion (z. B. in der Nähe befindliche Hauswände oder den Erdboden) einfallende Diffusstrahlung umfasst.

Der spezifische Ertrag ist als Wattstunden pro installierter Nennleistung (Wh/Wp bzw. kWh/kWp) pro Zeitabschnitt definiert und erlaubt den einfachen Vergleich von Anlagen unterschiedlicher Größe. In Deutschland kann man bei einer einigermaßen optimal ausgerichteten fest installierten Anlage pro Modulfläche mit 1 kWp mit einem Jahresertrag von ca. 1.000 kWh rechnen, wobei die Werte zwischen etwa 900 kWh in Norddeutschland und 1150 kWh in Süddeutschland schwanken.[14]

Montagesysteme für Hausdächer

Hausdach mit Photovoltaikanlage zur Strom- und Sonnenkollektor für Warmwassererzeugung

Bei den Montagesystemen wird zwischen Aufdach-Systemen und Indach-Systemen unterschieden. Bei einem Aufdach-System für geneigte Hausdächer wird die Photovoltaik-Anlage mit Hilfe eines Montagegestells auf dem Dach befestigt. Diese Art der Montage wird am häufigsten gewählt, da sie für bestehende Dächer am einfachsten umsetzbar ist.

Bei einem Indach-System ist eine Photovoltaik-Anlage in die Dachhaut integriert und übernimmt deren Funktionen wie Dachdichtigkeit und Wetterschutz mit. Vorteilhaft bei solchen Systemen sind die optisch attraktivere Erscheinung sowie die Einsparung einer Dachdeckung, sodass der höhere Montageaufwand oftmals kompensiert werden kann.[15]

Die Aufdach-Montage eignet sich neben Ziegeldächern auch für Blechdächer, Schieferdächer oder Wellplatten. Ist die Dachneigung zu flach, können spezielle Haken diese bis zu einem gewissen Grad ausgleichen. Die Installation eines Aufdach-Systems ist in der Regel einfacher und preisgünstiger als die eines Indach-Systems. Ein Aufdach-System sorgt zudem für eine ausreichende Hinterlüftung der Solarmodule. Die Befestigungsmaterialien müssen witterungsbeständig sein.[16]

Das Indach-System eignet sich bei Dachsanierungen und Neubauten, ist jedoch nicht bei allen Dächern möglich. Ziegeldächer erlauben die Indach-Montage, Blechdächer oder Bitumen­dächer nicht. Auch die Form des Dachs ist maßgebend. Die Indach-Montage ist nur für ausreichend große Schrägdächer mit günstiger Ausrichtung zur Sonnenbahn geeignet. Generell setzen Indach-Systeme größere Neigungswinkel voraus als Aufdach-Systeme, um einen ausreichenden Regenwasserabfluss zu ermöglichen. Indach-Systeme bilden mit der übrigen Dacheindeckung eine geschlossene Oberfläche und sind daher aus ästhetischer Sicht attraktiver. Zudem weist ein Indach-System eine höhere mechanische Stabilität gegenüber Schnee- und Windlasten auf. Die Kühlung der Module ist jedoch weniger effizient als beim Aufdach-System, was die Leistung und den Ertrag etwas verkleinert. Eine um 1 °C höhere Temperatur reduziert die Modulleistung um ca. 0,5 %.[17]

Entwicklungen

Hauptartikel: Solarzelle

Bisher basiert der Großteil der Photovoltaikanlagen weltweit auf Siliziumtechnik. Daneben konnten verschiedene Dünnschichttechnologien Marktanteile gewinnen. So finden auch weitere Halbleiter Verwendung wie Cadmiumtellurid oder Galliumarsenid. Bei sogenannten Tandem-Solarzellen kommen Schichten unterschiedlicher Halbleiter zur Anwendung.

Als sehr aussichtsreich wird aufgrund der günstigen Herstellung die Entwicklung von Solarmodulen auf Perowskit-Basis beurteilt. Die Zellen können deutlich dünner als Siliziumzellen gebaut werden. Problematisch ist bisher jedoch noch die geringe Haltbarkeit.[18]

Ein weiteres Forschungsziel ist die Entwicklung organischer Solarzellen. Dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg ist es zusammen mit Partnern gelungen, eine günstige organische Solarzelle auf flexibler Folie herzustellen.[19]

Nutzung

Weltweites Nutzungspotenzial

Strahlungsatlas aufgrund von Satellitendaten aus den Jahren 1991–1993

Weltweite PV-Installation in Watt pro Einwohner (2014).

  • keine od. unbekannt
  • <10 Watt pro Einwohner
  • 10–100 Watt pro Einwohner
  • 100–200 Watt pro Einwohner
  • 200–400 Watt pro Einwohner
  • >400 Watt pro Einwohner

Die auf die Erdatmosphäre auftreffende Sonnenenergie beträgt jährlich 1,56 · 1018 kWh, was knapp dem 12.000-fachen des Primärenergieverbrauchs der Menschheit im Jahr 2005 (1,33 · 1014 kWh/Jahr) entspricht.[20] Von dieser Energie erreicht etwa die Hälfte die Erdoberfläche,[21] womit sie potentiell für die photovoltaische Energiegewinnung nutzbar ist. Einer 2017 im Fachjournal Nature Energy erschienenen Studie zufolge kann die Photovoltaik bis zum Jahr 2050 ca. 30-50 % des weltweiten Strombedarfs technisch und wirtschaftlich decken und damit die dominierende Art der Stromerzeugung werden. Hierbei ist bereits berücksichtigt, dass zu diesem Zeitpunkt das Energiesystem stromlastiger sein wird als derzeit, sodass die Photovoltaik dann auch mittels Sektorkopplung zu einer erheblichen Dekarbonisierung weiterer Sektoren wie dem Verkehrssektor oder dem industriellen Energieverbrauch beitragen könnte.[2]

Die Einstrahlung hängt von der geographischen Lage ab: Nahe dem Äquator, beispielsweise in Kenia, Indien, Indonesien, Australien oder Kolumbien, sind aufgrund der hohen Einstrahlungsdichte die Stromgestehungskosten niedriger als in Mitteleuropa. Zudem schwankt am Äquator der Energieertrag im Jahresverlauf viel weniger als an höheren Breitengraden (ziemlich gleichbleibende saisonale Sonnenstände und Zeiten zwischen Sonnenauf- und -untergang).

Absatzentwicklung

Solarstrahlungspotenzial in Europa

Weltweit wurden bis Ende 2016 Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von ca. 303 GW installiert.[1] Bis 2020 rechnet die IEA mit einem weiteren Anstieg auf ca. 400 bis 500 GWp.[8] Bis Ende 2015 waren weltweit insgesamt 229 GW Solarleistung installiert worden. In China wurden allein im ersten Quartal 2016 mehr als 7 GW PV-Leistung neu installiert. In Europa beträgt die installierte Gesamtleistung 100 GW.[22] Zwischen 1998 und 2015 wuchs die weltweit installierte Photovoltaik-Leistung um durchschnittlich 38 % pro Jahr. Dies war deutlich stärker als die meisten Wachstumsszenarien angenommen hatten. So sind die tatsächlichen Wachstumsraten historisch nicht nur wiederholt durch die Internationale Energieagentur, sondern auch durch den IPCC, den Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderungen sowie Greenpeace unterschätzt worden.[2]

Photovoltaik-Installation weltweit
Jahr 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016[23]
GWp installiert (gerundet) 5 7 9 16 23 40 71 101 139 177 227,1 302,1
GWp Zubau 1,4 1,5 2,5 6,7 7,4 17,1 30,2 30,0 38,4 37,2 50,1 75

Der Zubau neuer Anlagen hält aus mehreren Gründen an:

  • die Modulpreise sind deutlich gesunken
  • das allgemeine Niveau der Preise für elektrischen Strom gleicht sich den staatlich subventionierten Preisen an
  • die meisten Länder der Welt betreiben eine Niedrigzinspolitik (siehe Finanzkrise ab 2007); deshalb bevorzugen Investoren diese risikoarme Anlagemöglichkeit mit relativ hoher Rendite.

Die folgenden Tabellen geben einen Überblick über die Entwicklung der installierten Nennleistung der Photovoltaikanlagen in der Europäischen Union in den Jahren 2005 bis 2015.

Installierte PV-Nennleistung in der EU in MWp
Nr. Staaten 2005[24] 2006[25] 2007[26] 2008[27] 2009[28] 2010[29] 2011[30] 2012[30] 2013[31] 2014[32] 2015[33] 2016[34]
1 Deutschland 1.910 2.743 3.846 6.019 9.959 17.370 25.094 32.703 36.402 38.408 39.763 41.340
2 Italien 46,3 50 120 458 1.157 3.484 12.783 16.152 18.065 18.622 18.924 19.274
3 Großbritannien 10,9 14,3 18,1 22,5 29,6 76,9 978 1.708 2.782 5.380 8.918 11.562
4 Frankreich 26,3 33,9 46,7 104 335 1.197 2.949 4.085 4.625 5.699 6.579 7.164
5 Spanien 57,6 175 734 3.421 3.438 3.859 4.322 4.603 4.766 4.872 4.921 4.801
6 Belgien 2,1 4,2 21,5 70,9 374 1.037 2.051 2.768 3.040 3.140 3.228 3.425
7 Griechenland 5,4 6,7 9,2 18,5 55,0 205 631 1.543 2.586 2.603 2.613 2.603
8 Tschechien 0,5 0,8 4,0 54,7 463 1.959 1.913 2.022 2.064 2.068 2.083 2.047
9 Niederlande 50,8 52,7 53,3 57,2 67,5 88,0 146 365 739 1.048 1.405 2.040
10 Rumänien 0,2 0,3 0,5 0,6 1,9 3,5 49,3 1.022 1.293 1.325 1.371
11 Österreich 24 25,6 27,7 32,4 52,6 95,5 187 422 631 785 935 1.077
12 Bulgarien 0,1 0,1 1,4 5,7 32,3 212 915 1.019 1.020 1.021 1.032
13 Dänemark 2,7 2,9 3,1 3,3 4,7 7,1 16,7 376 572 602 783 858
14 Slowakei < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 0,2 174 487 543 588 590 545 545
15 Portugal 3 3,4 17,9 68,0 102 131 161 228 303 423 460 470
16 Ungarn 0,2 0,3 0,4 0,5 0,7 1,8 2,7 12,3 34,9 77,7 138 288
17 Slowenien 0,2 0,4 1,0 2,0 9,0 45,5 100 222 248 256 257 259
18 Polen 0,3 0,4 0,6 1,0 1,4 1,8 2,2 3,6 4,2 29,9 86,9 195
19 Schweden 4,2 4,9 6,2 7,9 8,8 11,4 15,7 24,1 43,2 79,4 130 153
20 Luxemburg 23,6 23,7 23,9 24,6 26,4 29,5 40,7 76,7 95 110 125 122
21 Malta < 0,1 0,1 0,1 0,2 1,5 3,8 6,6 18,7 28,2 54,8 73,2 82
22 Litauen < 0,1 < 0,1 < 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 6,2 68,1 68,1 73,1 80
23 Zypern 0,5 1,0 1,3 2,2 3,3 6,2 10,1 17,2 34,8 64,8 69,5 55
24 Kroatien 20,0 34,2 50 44,8
25 Finnland 4 4,5 5,1 5,6 7,6 9,6 11,2 11,2 11,2 11,2 14,7 20
26 Estland < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 4,1 10
27 Irland 0,3 0,4 0,4 0,4 0,6 0,7 0,7 0,9 1 1,1 2,1 5,1
28 Lettland < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
EU28 2.172 3.148 4.940 10.376 16.103 29.828 52.126 68.882 79.794 86.674 94.568 100.935
Daten für 2015 beruhen teilweise auf Schätzungen, tatsächliche Werte können abweichen.

Aufgrund stark gesunkener Modulpreise im Zuge billiger Importe aus China ist die deutsche Solarindustrie wie auch die europäische in eine Krise geraten. Zahlreiche Hersteller meldeten Insolvenz an. Im Mai 2013 verhängte die EU-Kommission Strafzölle gegen China, da dieses Land durch enorme staatliche Subventionen unter den Herstellungskosten verkauft (Dumping). Die Strafzölle sind in der Branche und unter Umweltverbänden umstritten. Ende Juli einigten sich China und die EU auf einen Mindestpreis von 56 ct/Wp und eine jährliche Höchstliefermenge von 7 GW.

Einsatzfelder

Neben der Stromgewinnung zur Netz-Einspeisung wird die Photovoltaik auch für mobile Anwendungen und Anwendungen ohne Verbindung zu einem Stromnetz, so genannte Inselanlagen, eingesetzt. Hier kann der Gleichstrom auch direkt genutzt werden. Am häufigsten finden sich daher akkugepufferte Gleichstromnetze. Neben Satelliten, Solarfahrzeugen oder Solarflugzeugen, die oft ihre gesamte Energie aus Solarzellen beziehen, werden auch alltägliche Einrichtungen, wie Wochenendhäuser, Solarleuchten, elektrische Weidezäune, Parkscheinautomaten oder Taschenrechner von Solarzellen versorgt.

Inselanlagen mit Wechselrichter können auch Wechselstromverbraucher versorgen. In vielen Ländern ohne flächendeckendes Stromnetz ist die Photovoltaik eine Möglichkeit, elektrischen Strom preisgünstiger zu erzeugen als z. B. mit einem Dieselgenerator.

Auch die Einbindung von Photovoltaikanlagen und Solarbatterien in bestehende Inselnetze stellt eine Möglichkeit dar, die Kosten der Energieproduktion deutlich zu verringern.[35]

Wirkungsgrad

Thermografie an einer Photovoltaik-Anlage / Nachweis fehlerhafte Zelle

Der Wirkungsgrad ist das Verhältnis zwischen momentan erzeugter elektrischer Leistung und eingestrahlter Lichtleistung. Je höher er ist, desto geringer kann die Fläche für die Anlage gehalten werden. Beim Wirkungsgrad ist zu beachten, welches System betrachtet wird (einzelne Solarzelle, Solarpanel bzw. -modul, die gesamte Anlage mit Wechselrichter bzw. Laderegler und Akkus und Verkabelung). Der Ertrag von Solarmodulen ist zudem auch temperaturabhängig. Bei einer Temperaturerhöhung von 25 °C nimmt die Leistung eines kristallinen Moduls um ca. 10 % ab.[36] Eine Kombination von Solarzellen und thermischem Sonnenkollektor, sogenannte Hybridkollektoren, steigert den Gesamtwirkungsgrad durch die zusätzliche thermische Nutzung, und kann den elektrischen Wirkungsgrad aufgrund der Kühlung der Solarzellen durch die thermischen Kollektoren verbessern.[37]

Wirkungsgrad verschiedener Solaranlagen nach Quaschning (Stand 2013)[38]
Zellmaterial Maximaler Zellwirkungsgrad im Labor Maximaler Wirkungsgrad (Serienproduktion) Typischer Modulwirkungsgrad Flächenbedarf pro kWp
Monokristallines Silizium 25,0 % 22,9 % 16 % 6,3 m²
polykristallines Silizium 20,4 % 17,8 % 15 % 6,7 m²
Amorphes Silizium 12,5 % 7,6 % 6 % 16,7 m²
CIS/CIGS 20,4 % 15,1 % 12 % 8,3 m²
CdTe 18,7 % 12,8 % 11 % 9,1 m²
Konzentratorzelle 43,6 % 40,0 % 30 % 3,3 m²

Die mit Solarzellen erzielbaren Wirkungsgrade werden unter standardisierten Bedingungen ermittelt und unterscheiden sich je nach verwendeter Zelltechnologie. Der Mittelwert des nominellen Wirkungsgrads waferbasierter PV-Module lag 2014 bei etwa 16 % (nach dem Jahr der Markteinführung), bei Dünnschicht-Modulen liegt er um 6–11 %. [39] Eine Tabelle von Wirkungsgraden einzelner Zelltechnologien findet sich hier. Besonders hohe Wirkungsgrade werden von Mehrfachsolarzellen mit Konzentrator erreicht; hier wurden im Labor bereits Wirkungrade bis ca. 46 % erreicht.[4] Durch die Kombination von Solarzellen unterschiedlicher spektraler Empfindlichkeit, die optisch und elektrisch hintereinander angeordnet sind, in Tandem- oder Tripelschaltung wurde der Wirkungsgrad speziell bei amorphem Silicium erhöht. Allerdings begrenzt bei einer solchen Reihenschaltung stets die Zelle mit dem geringsten Strom den Gesamtstrom der Gesamtanordnung. Alternativ wurde die Parallelschaltung der optisch hintereinander angeordneten Solarzellen in Duo-Schaltung für Dünnschichtzellen aus a-Si auf dem Frontglas und CIS auf dem Rückseitenglas demonstriert.

Ein Vorteil dieser Technik ist, dass mit einfachen und günstigen optischen Einrichtungen die Solarstrahlung auf eine kleine Solarzelle gebündelt werden kann, die der teuerste Teil einer Photovoltaikanlage ist. Nachteilig ist hingegen, dass konzentrierende Systeme wegen der Lichtbündelung zwingend auf Nachführsysteme und eine Kühleinrichtung für die Zellen angewiesen sind.[40]

Heutige Solarmodule absorbieren einen Teil des Sonnenlichts nicht, sondern reflektieren es an ihrer Oberfläche. Daher werden sie in der Regel mit einer Antireflexionsschicht ausgestattet, die die Reflexion bereits stark vermindert. Schwarzes Silicium vermeidet diese Reflexionen fast vollständig.[41]

Performance Ratio

Die Performance Ratio (PR) – häufig auch Qualitätsfaktor (Q) genannt – ist der Quotient aus dem tatsächlichen Nutzertrag einer Anlage und ihrem Sollertrag.[42] Der „Sollertrag“ berechnet sich aus der eingestrahlten Energie auf die Modulfläche und dem nominalen Modul-Wirkungsgrad; er bezeichnet also die Energiemenge, die die Anlage bei Betrieb unter Standard-Testbedingungen (STC) und bei 100 % Wechselrichter-Wirkungsgrad ernten würde.

Real liegt der Modulwirkungsgrad auch bei unverschatteten Anlagen durch Erwärmung, niedrigere Einstrahlung etc. gegenüber den STC unter dem nominalen Wirkungsgrad; außerdem gehen vom Sollertrag noch die Leitungs- und Wechselrichterverluste ab. Der Sollertrag ist somit eine theoretische Rechengröße unter STC. Die Performance ratio ist immer ein Jahresdurchschnittswert. Beispielsweise liegt die PR an kalten Tagen über dem Durchschnitt und sinkt vor allem bei höheren Temperaturen sowie morgens und abends, wenn die Sonne in einem spitzeren Winkel auf die Module scheint.

Die Performance Ratio stieg mit der Entwicklung der Photovoltaik-Technik deutlich an: Von 50-75 % in den späten 1980er Jahren über 70-80 % in den 1990er Jahren auf mehr als 80 % um ca. 2010. Für Deutschland wurden ein Median von 84 % im Jahr 2010 ermittelt, Werte von über 90 % werden in der Zukunft für möglich gehalten.[42] Quaschning gibt mit durchschnittlich 75 % niedrigere Werte an. Demnach können gute Anlagen Werte von über 80 % erreichen, bei sehr schlechten Anlagen sind jedoch auch Werte unter 60 % möglich, wobei dann häufig Wechselrichterausfälle oder längerfristige Abschattungen die Ursache sind.[43]

Verschmutzung und Reinigung

Wie auf jeder Oberfläche im Freien (vergleichbar mit Fenstern, Wänden, Dächern, Auto usw.) können sich auch auf Photovoltaikanlagen unterschiedliche Stoffe absetzen. Dazu gehören beispielsweise Blätter und Nadeln, klebrige organische Sekrete von Läusen, Pollen und Samen, Ruß aus Heizungen und Motoren, Sand, Staub (z. B. auch Futtermittelstäube aus der Landwirtschaft), Wachstum von Pionierpflanzen wie Flechten, Algen und Moosen sowie Vogelkot.

Bei Anlagen mit Neigungswinkel um 30° ist die Verschmutzung gering; hier liegen die Verluste bei ca. 2-3 %. Stärker wirkt sich Verschmutzung hingegen bei flachen Anstellwinkeln aus, wo Verschmutzungen bis zu 10 % Verluste verursachen können. Bei Anlagen auf Tierställen von landwirtschaftlichen Betrieben sind auch höhere Verluste möglich, wenn Schmutz aus Lüftungsschächten auf der Anlage abgelagert wird. In diesen Fällen ist eine Reinigung in regelmäßigen Abständen sinnvoll.[44]

Stand der Technik zur Reinigung ist die Verwendung von vollentsalztem Wasser (Demineralisiertes Wasser), um Kalkflecken zu vermeiden. Als weiteres Hilfsmittel kommen bei der Reinigung wasserführende Teleskopstangen zum Einsatz. Die Reinigung sollte durchgeführt werden, ohne Kratzer an der Moduloberfläche zu verursachen. Zudem sollten Module überhaupt nicht und Dächer nur mit geeigneten Sicherheitsvorkehrungen betreten werden.

Auch mit einer Wärmebildkamera kann man die Verschmutzung feststellen. Verschmutzte Stellen auf den Modulen sind bei Sonneneinstrahlung wärmer als saubere Stellen.

Integration in das Stromnetz

Schwankung des Angebots

Die Erzeugung von Solarstrom unterliegt einem typischen Tages- und Jahresgang, überlagert durch Wettereinflüsse. Diese lassen sich durch Wetterbeobachtung einigermaßen zuverlässig vorhersagen (siehe Meteorologie).

Insbesondere im Frühling und Sommer kann Solarstrom um die Mittagszeit zur Deckung eines Teils der Mittellast genutzt werden – aber nur, wenn es das Wetter zulässt (kein bewölkter Himmel). Im Herbst und Winter (insbesondere in den Monaten November bis Januar) erzeugen die PV-Anlagen in den Regionen von den Polen bis etwa zum jeweiligen 45. Breitengrad wegen der kurzen Sonnenscheindauer und des niedrigen Sonnenstandes nur wenig Strom. Da dann für Heizung und Beleuchtung aber besonders viel Strom gebraucht wird, müssen dann auch besonders viele Kapazitäten aus anderen Energiequellen zur Verfügung stehen. Allerdings liefern Windkraftanlagen im Winter mehr Strom als im Sommer, sodass sich Photovoltaik und Windenergie jahreszeitlich sehr gut ergänzen.[45] Um die statistisch vorhersagbaren Tages-, Wetter- und Jahresschwankungen auszugleichen, sind aber auch Speichermöglichkeiten und schaltbare Lasten zur Verbrauchsanpassung (Smart-Switching in Verbindung mit Smart-Metering) erforderlich.

Tagesaktuelle Einspeisedaten (für Deutschland) sind für die Jahre ab 2011 im Internet frei zugänglich.[46][47]

Übertragung

Bei einer dezentralen Stromversorgung durch viele kleine Photovoltaikanlagen (PVA) im Leistungsbereich einiger 10 kW liegen Quelle und Verbraucher nah beieinander; es gibt kaum Übertragungsverluste. Die erzeugte Leistung verlässt den Niederspannungsbereich praktisch nicht.[48] Der PVA-Betreiber speist die nicht selbst verbrauchte Leistung in das Niederspannungsnetz ein. Bei einem weiteren erheblichen Ausbau der Photovoltaik werden regional Überschüsse entstehen, die per Stromnetz in andere Regionen transportiert werden müssen.

Energiespeicherung

Hauptartikel: Energiespeicher und Speicherkraftwerk

Bei Inselanlagen wird die gewonnene Energie in Speichern, meist Akkumulatoren, gepuffert. Die deutlich häufigeren Verbundanlagen speisen den erzeugten Strom direkt in das Verbundnetz ein, wo er sofort verbraucht wird. Photovoltaik wird so zu einem Teil des Strommixes.

Inselanlage

Hauptartikel: Photovoltaisches Inselsystem

Bei Inselanlagen müssen die Unterschiede zwischen Verbrauch und Leistungsangebot der Photovoltaikanlage durch Energiespeicherung ausgeglichen werden, z. B., um Verbraucher auch nachts oder bei ungenügender Sonneneinstrahlung zu betreiben. Die Speicherung erfolgt meist über einen Gleichspannungszwischenkreis mit Akkumulatoren, die Verbraucher bei Bedarf versorgen können. Neben Bleiakkumulatoren werden auch neuere Akkutechnologien mit besserem Wirkungsgrad wie Lithium-Titanat-Akkumulatoren eingesetzt. Mittels Wechselrichter kann aus der Zwischenkreis-Spannung die übliche Netzwechselspannung erzeugt werden.

Anwendung finden Inselanlagen beispielsweise an entlegenen Standorten, für die ein direkter Anschluss an das öffentliche Netz unwirtschaftlich ist. Darüber hinaus ermöglichen autonome photovoltaische Systeme auch die Elektrifizierung einzelner Gebäude (wie Schulen oder Ähnliches) oder Siedlungen in „Entwicklungsländern“, in denen kein flächendeckendes öffentliches Stromversorgungsnetz vorhanden ist. Bereits heute sind derartige Systeme in vielen nicht-elektrifizierten Regionen der Welt wirtschaftlicher als Dieselgeneratoren, wobei bisher jedoch häufig noch die Subventionierung von Diesel die Verbreitung hemmt.[49]

Verbundanlage

Siehe auch: Integration regenerativer Erzeuger in das Energiesystem

Bei kleineren Anlagen wird alle verfügbare bzw. über dem Eigenverbrauch liegende Leistung in das Verbundnetz abgegeben. Fehlt sie (z. B. nachts), beziehen Verbraucher ihre Leistung von anderen Erzeugern über das Verbundnetz. Bei größeren Photovoltaikanlagen ist eine Einspeiseregelung per Fernsteuerung vorgeschrieben, mit deren Hilfe die Einspeiseleistung reduziert werden kann, wenn die Stabilität des Versorgungsnetzes das erfordert. Bei Anlagen in einem Verbundnetz kann die lokale Energiespeicherung entfallen, da der Ausgleich der unterschiedlichen Verbrauchs- und Angebotsleistungen über das Verbundnetz erfolgt, üblicherweise durch Ausregelung durch konventionelle Kraftwerke. Bei hohen Anteilen von Solarstrom, die mit konventionellen Kraftwerken nicht mehr ausgeglichen werden können, werden jedoch weitere Integrationsmaßnahmen notwendig, um die Versorgungssicherheit zu garantieren.

Hierfür kommen eine Reihe von Power-to-X-Technologien in Frage. Neben der Speicherung sind diese insbesondere Flexibilisierungsmaßnahmen wie z. B. der Einsatz von Power-to-Heat, Vehicle-to-Grid oder die Nutzung intelligenter Netze, die bestimmte Verbraucher (z. B. Kühlanlagen, Warmwasserboiler, aber auch Wasch- und Spülmaschinen) so steuern, dass sie bei Erzeugungsspitzen automatisch zugeschaltet werden. Aus Effizienzgründen sollten zunächst bevorzugt auf die Flexibilisierung gesetzt werden, bei höheren Anteilen müssen ebenfalls Speicherkraftwerke zum Einsatz kommen, wobei zunächst Kurzfristspeicher ausreichen und erst bei sehr hohen Anteilen variabler erneuerbarer Energien auf Langfristspeicher wie Power-to-Gas gesetzt werden sollte.[50]

Versorgungssicherheit

Trotz des schwankenden Angebots steht die Leistung aus Photovoltaik (etwa 24 Stunden im Voraus durch Wettervorhersagen prognostizierbar) deutlich zuverlässiger zur Verfügung als die eines einzelnen Großkraftwerks. Ein Ausfall oder ein geplanter Stillstand eines Großkraftwerks hat im Stromnetz eine stärkere Auswirkung als der Ausfall einer einzelnen Photovoltaikanlage. Bei einer hohen Anzahl von Photovoltaikanlagen ergibt sich eine im Vergleich zu einer einzelnen Großanlage extrem hohe Einspeise-Zuverlässigkeit.

Um einen Ausfall großer Stromerzeuger abzusichern, müssen Kraftwerksbetreiber Reserveleistung bereithalten. Dies ist bei Photovoltaik bei einer stabilen Wetterlage nicht notwendig, da nie alle PV-Anlagen gleichzeitig in Revision oder Reparatur sind. Bei einem hohen Anteil von dezentraler Photovoltaik-Kleinanlagen muss jedoch eine zentrale Steuerung der Lastverteilung durch die Netzbetreiber erfolgen.

Während der Kältewelle in Europa 2012 wirkte die Photovoltaik netzunterstützend. Im Januar/Februar 2012 speiste sie zur Mittagsspitze zwischen 1,3 und 10 GW Leistung ein. Aufgrund des winterbedingt hohen Stromverbrauchs musste Frankreich ca. 7–8 % seines Strombedarfs importieren, während Deutschland exportierte.[51]

Wirtschaftlichkeit

Volkswirtschaftliche Betrachtung

Solarstrom verursacht geringere Umweltschäden als Energie aus fossilen Energieträgern[52] oder Kernkraft und senkt somit die externen Kosten der Energieerzeugung (s. a. externe Kosten bei Stromgestehungskosten).

Noch im Jahre 2011 betrugen die Kosten der Vermeidung von CO2-Emissionen durch Photovoltaik 320 € je vermiedener Tonne CO2 und waren damit teurer als bei anderen erneuerbaren Energiequellen, der Modernisierung des konventionellen Kraftwerksparks oder Maßnahmen zur Energieeinsparung (Gebäudeisolierung), die Kosten von bis zu 45 € je Tonne CO2 verursachen oder sogar Kostenersparnisse erwirtschaften.[53] Durch die starke Kostensenkung der Photovoltaik sind die Vermeidungskosten einer Hausdachanlage in Deutschland jedoch auf ca. 17-70 € je Tonne CO2 gefallen, womit die Solarstromerzeugung günstiger ist als die Kosten für Klimawandelfolgeschäden, die mit 80 € je Tonne CO2 angesetzt werden. In sonnenreicheren Gegenden der Welt werden sogar Vorteile bis ca. 380€ je Tonne vermiedener CO2-Emissionen erzielt.[54]

Wie viel CO2-Emissionen durch Photovoltaik tatsächlich vermieden werden, hängt dabei auch von der Koordination des EEGs mit dem EU-Emissionshandel ab.

Siehe auch: Abschnitt „Interaktion mit Emissionshandel“ unter „Erneuerbare-Energien-Gesetz“

Betriebswirtschaftliche Betrachtung

Anschaffungskosten und Amortisationszeit

Der durchschnittliche Preis für Anlagen bis 100 kWp lag im Dezember 2014 in Deutschland bei 1240 € netto je kWp.[55] Dieser Preis enthält neben den Modulen auch Wechselrichter, Montage und Netzanschluss. Eine in Deutschland installierte Anlage liefert je nach Lage und Ausrichtung einen Jahresertrag von etwa 700 bis 1100 kWh und benötigt bei Dachinstallation 6,5 bis 7,5 m² Fläche pro kWp Leistung.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) garantiert in Deutschland den Betreibern von Photovoltaik-Anlagen feste Einspeisevergütungen für den ins Netz eingespeisten Strom für 20 Jahre sowie das Inbetriebnahmejahr. Eine Ausnahme besteht bei Anlagen über 750 Kilowatt installierte Leistung. Aktuell (Stand: Februar 2017) liegt der Vergütungssatz für diesen Zeitraum bei 8,51 bis 12,70 ct/kWh.[56] Der Betrieb von Photovoltaik-Anlagen kann dadurch wirtschaftlich lohnend sein. Die Amortisation ist abhängig vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme (aufgrund sinkender gesetzlicher Vergütungen), der Sonneneinstrahlung, der Ausrichtung und Neigung der Anlage sowie dem Anteil der Fremdfinanzierung. Die langjährige und zuverlässige Förderung durch die Einspeisevergütungen des deutschen EEGs war ein entscheidender Faktor für die starken Kostensenkungen der Photovoltaik.[57]

In Österreich lag der Preis für Photovoltaikanlagen im Jahr 2013 durchschnittlich bei 1792 Euro je kWp und somit deutlich über dem in Deutschland im selben Jahr durchschnittlich zu zahlenden Preis von 1510 Euro je kWp.[58]

Stromgestehungskosten

Deutsche Stromgestehungskosten (LCoE) für erneuerbare Energien und konventionelle Kraftwerke im Jahr 2013.

Zwischen 2008 und 2015 sanken die Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen in den USA um 54 % (Kleinanlagen) bzw. 64 % (Solarparks).[59]

Photovoltaik galt lange als die teuerste Form der Stromerzeugung mittels erneuerbaren Energien. Durch den starken Preisrückgang hat sich dies mittlerweile geändert, sodass Photovoltaik inzwischen konkurrenzfähig zu anderen regenerativen und konventionellen Arten der Stromerzeugung ist. In manchen Teilen der Welt werden PV-Anlagen mittlerweile ganz ohne Förderung installiert.[5] Die konkreten Stromgestehungskosten sind abhängig von den jeweiligen Verhältnissen. In den USA sind z.B. Vergütungen von unter 5 US-Cent/kWh (4,3 Euro-Cent/kWh) üblich. Ähnliche Werte werden auch für anderen Staaten wirtschaftlich darstellbar gehalten, wenn die Strahlungs- und Finanzierungsbedingungen günstig sind. Bei den mit Stand 2017 günstigsten Solarprojekten wurden in Ausschreibungen Stromgestehungskosten von 3 US-Cent/kWh (2,6 Euro-Cent/kWh) erreicht[3] bzw. diese Werte selbst ohne Subventionen noch leicht unterboten.[2]

Durch die Massenproduktion sinken die Preise der Solarmodule, seit 1980 fielen die Modulkosten um 10 % pro Jahr; ein Trend, dessen weitere Fortsetzung wahrscheinlich ist.[60] Mit Stand 2017 sind die Kosten der Stromerzeugung aus Photovoltaik binnen 7 Jahren um fast 75 % gefallen.[3] Nach Swansons Law fällt der Preis der Solarmodule mit der Verdopplung der Leistung um 20 %.[61][62]

Die Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen in Deutschland lagen im dritten Quartal 2013 zwischen 7,8 und 14,2 ct/kWh[63] bzw. 0,09 und 0,14 $/kWh. Damit liegen die Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen mittlerweile auf dem gleichen Niveau wie die Stromgestehungskosten von neuen Kernkraftwerken wie Hinkley Point C mit prognostizierten Kosten von 0,14 $/kWh im Jahr 2023. Ein direkter Vergleich ist jedoch schwierig, da eine Reihe von weiteren Faktoren wie die wetterabhängige Produktion von der Photovoltaik, die Endlagerung sowie die Versicherung der Anlagen berücksichtigt werden müssen.[60]

Im Januar 2014 war in mindestens 19 Märkten die Netzparität erreicht; die Wirtschaftlichkeit für Endverbraucher wird von einer Vielzahl an Analysedaten gestützt.[5] Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) stellt fest, dass die Kosten für Photovoltaik bislang weit schneller gesunken sind als noch vor kurzem erwartet. So sei in einem jüngsten Bericht der EU-Kommission noch von Kapitalkosten ausgegangen worden, die „bereits heute zum Teil unterhalb der Werte liegen, die die Kommission für das Jahr 2050 erwarte“.[64] Als günstigster Solarpark weltweit galt bis Anfang 2016 eine Anlage in Dubai, der eine Einspeisevergütung von 6 US-Cent/kWh erhält (Stand 2014).[60] Im August 2016 wurde dieser Rekord bei einer Ausschreibung in Chile deutlich unterboten. Dort ergaben sich für einen 120-MWp-Solarpark Stromgestehungskosten von 2,91 US-Cent/kWh (2,52 ct/kWh), was nach Angaben von Bloomberg L.P. die niedrigsten Stromgestehungskosten sind, die jemals bei einem Kraftwerksprojekt weltweit erzielt wurden.[65]

Die Internationale Organisation für erneuerbare Energien (IRENA) prognostizierte im Jahr 2016, dass die Kosten für Solarstrom bis 2025 um bis zu 59 Prozent fallen werden. Als Gründe nannte der Bericht eine Ausweitung der Produktion, effizientere Versorgungsketten und technische Verbesserungen.[66]

Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen in Cent/Kilowattstunde zum Installationszeitpunkt[67]
Investition / Ertrag pro kWp 700 kWh/a 800 kWh/a 900 kWh/a 1000 kWh/a 1100 kWh/a 1500 kWh/a 2000 kWh/a
200 €/kWp 6,8 5,9 5,3 4,7 4,3 3,2 2,4
400 €/kWp 8,4 7,4 6,5 5,9 5,3 3,9 2,9
600 €/kWp 10,0 8,8 7,8 7,0 6,4 4,7 3,5
800 €/kWp 11,7 10,2 9,1 8,2 7,4 5,5 4,1
1000 €/kWp 13,3 11,7 10,4 9,3 8,5 6,2 4,7
1200 €/kWp 15,0 13,1 11,6 10,5 9,5 7,0 5,2
1400 €/kWp 16,6 14,5 12,9 11,6 10,6 7,8 5,8
1600 €/kWp 18,3 16,0 14,2 12,8 11,6 8,5 6,4
1800 €/kWp 19,9 17,4 15,5 13,9 12,7 9,3 7,0
2000 €/kWp 21,5 18,8 16,7 15,1 13,7 10,0 7,5

Die nebenstehende Tabelle bildet die Stromgestehungskosten in ct/kWh entsprechend einer Studie des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ab.[68] Die Annahmen folgen abgesehen von Investitionskosten und Ertrag der Studie: Der zugrunde gelegte reale gewichtete durchschnittliche Kapitalkostensatz beträgt 2,8 %, die jährlichen Betriebskosten 35 €/kWp und die jährliche Minderung des Ertrags 0,2 %.

Andere Betriebskosten oder Ertragsminderungen können die Werte der Tabelle verändern. Weiterhin wird von einer Nutzungsdauer von 25 Jahren ausgegangen. Da Photovoltaikanlagen keine beweglichen Teile enthalten, sind sie sehr langlebig; es ist durchaus denkbar, dass sie auch über diesen Zeitraum hinaus nutzbar bleiben. Es wird davon ausgegangen, dass Demontage- und Entsorgungskosten dem Restwert der Anlage entsprechen. Für die Berechnung der durchschnittlichen Kosten je Kilowattstunde zu Preisen des Jahrs der Installation sind sowohl Kosten als auch Ertrag mit dem zuvor verwendeten realen Kapitalkostensatz diskontiert. Weiterhin gelten die Stromgestehungskosten nur für den Fall, dass der erzeugte Strom auch entsprechend vergütet wird.

Zur Veranschaulichung ist die Tabelle farblich abgestuft: Weiße Kästchen stehen hierbei für Kosten, die unter dem Strompreis von 9,71 ct/kWh für industrielle Großverbraucher in Deutschland[69] liegen, grau hinterlegte liegen darüber. Sämtliche Werte liegen unter dem durchschnittlichen Privatkundenpreis im Jahr 2014 von 29,13 ct/kWh.[70] In Deutschland liegen die Erträge bei nicht nachgeführten Anlagen zwischen 700 und 1200 kWh Ertrag je Jahr und kWp. Die Werte für den durchschnittlichen Ertrag für neue Anlagen sind in der Tabelle kursiv hervorgehoben.

Modulpreise

Spotmarkt Preisindex in Euro je kWp (netto) von Photovoltaikmodulen (Großhandelspreis)[71] (Veränderung gegenüber Vorjahr)
Modultyp Kristallin Dünnschicht
Herkunft Deutschland China, SO-Asien Japan CdS/CdTe a-Si µ-Si
Jul 2007 ~ 3250 ~ 3000 ~ 3220 ~ 2350 ~ 2350
Jan 2009 3190 2950 3160 2100 2210
Jan 2010 2030 (−36 %) 1550 (−47 %) 1910 (−40 %) 1610 (−23 %) 1380 (−38 %)
Jan 2011 1710 (−16 %) 1470 (−5 %) 1630 (−15 %) 1250 (−22 %) 1080 1260 (−9 %)
Jan 2012 1070 (−37 %) 790 (−46 %) 1050 (−36 %) 680 (−46 %) 600 (−44 %) 760 (−40 %)
Jan 2013 780 (−27 %) 530 (−33 %) 830 (−21 %) 560 (−18 %) 420 (−30 %) 520 (−32 %)
Herkunft Deutschland China Japan, Korea SO-Asien, Taiwan
Jan 2014 690 (−13 %) 580 (+9 %) 700 (−19 %) 530
Jan 2015 600 (−13 %) 540 (−7 %) 610 (−13 %) 460 (−13 %)
Jan 2016 590 (−2 %) 560 (+4 %) 660 (+8 %) 480 (+4 %)
Jan 2017 480 (−19 %) 490 (-13 %) 570 (-14 %) 400 (-17 %)

Die Modulpreise sind in den letzten Jahren stark gesunken, getrieben durch Skaleneffekte, technologische Entwicklungen, Normalisierung des Solarsiliziumpreises und durch den Aufbau von Überkapazitäten und Konkurrenzdruck bei den Herstellern. Die durchschnittliche Preisentwicklung seit Januar 2009 nach Art und Herkunft ist in der nebenstehenden Tabelle dargestellt. Infolge der Marktankurbelung durch Einspeisevergütungen in Deutschland, Italien und einer Reihe weiterer Staaten sowie der damit einhergehenden sehr steilen Lernkurve kam es zu einem drastischen Kostenrückgang bei den Modulpreisen, die von 6 bis 7 US-Dollar/Watt im Jahr 2000 auf 0,5 bis 0,6 $/Watt im Jahr 2013 fielen.[72] Historisch betrachtet fielen die Modulpreise über die vergangenen 40 Jahre um 22,5 % pro Verdopplung der installierten Leistung.[2] Die weitere Preisentwicklung hängt von der Entwicklung der Nachfrage sowie von den technischen Entwicklungen ab. Die niedrigen Preise für Dünnschichtanlagen relativieren sich teilweise für die fertige Anlage durch den aufgrund des geringeren Wirkungsgrades höheren Installationsaufwand für Anlagen gleicher Leistung. Es handelt sich bei den angegebenen Preisen nicht um Endkundenpreise; die Kosten für die Module haben lediglich einen Anteil von 40–50 % an den Gesamtkosten (Stand 2012).[73]

Weitere Entwicklung

Insgesamt wächst der Photovoltaikmarkt immer noch stark (um ca. 40 % jährlich); allerdings sind andere erneuerbare Energien, insbesondere die Windkraft an Land, deutlich günstiger je kWh erzeugter Energie. Bis 2025 wird Solarstrom in sonnigen Regionen der Welt billiger als Kohle- oder Gasstrom sein, so eine Studie des Fraunhofer Instituts für Solare Energiesysteme. So werden sich bis 2025 die Erzeugungskosten in Mittel- und Südeuropa auf 4–6 Cent pro Kilowattstunde verringern, bis 2050 auf 2–4 Cent. Zugrunde liegen konservative Annahmen zur technologischen Weiterentwicklung von Solaranlagen.[74]

Bloomberg New Energy Finance sieht einen sog. tipping point bei Wind- und Solarenergie. Die Preise für Wind- und Solarstrom seien in den letzten Jahren stark gefallen und würden heute (1/2014) in einigen Bereichen bzw. Teilen der Welt bereits unter den Preisen der konventionellen Stromerzeugung liegen. Die Preise würden weiter fallen. Die Stromnetze seien weltweit stark ausgebaut worden, so dass diese nun auch Strom aus erneuerbaren Energien aufnehmen und verteilen könnten. Zudem hätten die erneuerbaren Energien weltweit dafür gesorgt, dass die Strompreise stark unter Druck geraten seien. Zudem würden die erneuerbaren Energien enthusiastisch von den Verbrauchern aufgenommen. Bereits im Jahr 2014 soll dieser Systemwechsel für sehr viele Menschen offensichtlich werden.[75]

Deutschland

Seit dem Jahr 2011 liegen die Stromgestehungskosten in Deutschland unterhalb des Haushaltsstrompreises, womit die Netzparität erreicht ist.[76]

Ende 2016 waren 41,3 GW elektrische Nettoleistung installiert.[77] Die Unternehmensberatung Roland Berger und die Prognos AG hielten in ihrer Publikation aus 2010 bis 2020 einen Ausbau auf 70 GW für realistisch. Unter der Annahme, dass elektrische Energie verlustfrei gespeichert werden könnte, wären bei einem durchschnittlichen jährlichen Ertrag von 900 kWh je kWp für eine Energieversorgung ausschließlich mit Photovoltaik insgesamt rund 690 GW zu installieren.[78]

USA

Im Juni 2014 stufte Barclays Anleihen von US-Stromversorgern herunter wegen der Konkurrenz durch die Kombination aus Photovoltaik und Energiespeichern, welche zu einem verstärkten Eigenverbrauch führt. Dies könne das Geschäftsmodell der Stromversorger verändern. Barclays schrieb dazu: „Wir rechnen damit, dass in den nächsten paar Jahren sinkende Preise für dezentrale Photovoltaik-Anlagen und private Stromspeicher den Status Quo durchbrechen werden.“ Und weiter heißt es: „In der über 100-jährigen Geschichte der Stromversorger gab es bisher noch keine wettbewerbsfähige Alternative zum Netzstrom. Wir sind überzeugt, dass Photovoltaik und Speicher das System in den nächsten zehn Jahren umgestalten können.“[79]

Im Sommer 2014 hat die Investmentbank Lazard mit Sitz in New York eine Studie zu den aktuellen Stromgestehungskosten der Photovoltaik in den USA im Vergleich zu konventionellen Stromerzeugern veröffentlicht. Die günstigsten großen Photovoltaikkraftwerke können Strom mit 60 USD pro MWh produzieren. Der Mittelwert solcher Großkraftwerke liegt aktuell bei 72 USD pro MWh und die Obergrenze bei 86 USD pro MWh. Im Vergleich dazu liegen Kohlekraftwerke zwischen 66 USD und 151 USD pro MWh, Atomkraft bei 124 USD pro MWh. Kleine Photovoltaikaufdachanlagen liegen jedoch noch bei 126 bis 265 USD pro MWh, welche jedoch auf Stromtransportkosten verzichten können. Onshore-Windkraftanlagen liegen zwischen 37 und 81 USD pro MWh. Ein Nachteil sehen die Stromversorger der Studie nach in der Volatilität von Solar- und Windstrom. Eine Lösung sieht die Studie in Batterien als Speicher (siehe Batterie-Speicherkraftwerk), die bislang jedoch noch teuer seien.[80]

Umweltauswirkungen

Produktion

Die Umweltauswirkungen bei der Silizium-Technologie und bei der Dünnschichttechnologie sind die typischen der Halbleiterfertigung, mit den entsprechenden chemischen und energieintensiven Schritten. Die Reinstsiliziumproduktion bei der Silizium-Technologie ist aufgrund des hohen Energieaufwandes und dem Aufkommen an Nebenstoffen maßgebend. Für 1 kg Reinstsilizium entstehen bis zu 19 kg Nebenstoffe. Da Reinstsilizium meist von Zulieferfirmen produziert wird, ist die Auswahl der Lieferfirmen unter Umweltaspekten entscheidend für die Umweltbilanz eines Moduls.

Bei der Dünnschichttechnologie ist die Reinigung der Prozesskammern ein sensibler Punkt. Hier werden teilweise die klimaschädlichen Stoffe Stickstofftrifluorid und Schwefelhexafluorid verwendet. Bei der Verwendung von Schwermetallen wie der CdTe-Technologie wird mit einer kurzen Energierücklaufzeit auf der Lebenszyklus-Basis argumentiert.[81]

Betrieb

2011 bestätigte das Bayerische Landesamt für Umwelt, dass CdTe-Solarmodule im Fall eines Brandes keine Gefahr für Mensch und Umwelt darstellen.[82]

Durch die absolute Emissionsfreiheit im Betrieb weist die Photovoltaik sehr niedrige externe Kosten auf. Liegen diese bei Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle bei circa 6 bis 8 ct/kWh, betragen sie bei Photovoltaik nur etwa 1 ct/kWh (Jahr 2000). Zu diesem Ergebnis kommt ein Gutachten[83] des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt und des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung. Zum Vergleich sei der dort ebenfalls genannte Wert von 0,18 ct/kWh externer Kosten bei solarthermischen Kraftwerken genannt.

Treibhausgasbilanz

Auch wenn es im Betrieb selbst keine CO2e-Emissionen gibt, so lassen sich Photovoltaikanlagen derzeit noch nicht CO2e-frei herstellen, transportieren und montieren. Die rechnerischen CO2e-Emissionen von Photovoltaikanlagen betragen Stand 2013 je nach Technik und Standort zwischen 10,5 und 50 g CO2e/kWh, mit Durchschnitten im Bereich 35 bis 45 g CO2e/kWh.[84] Eine neuere Studie aus dem Jahr 2015 ermittelte durchschnittliche Werte von 29,2 g/kWh.[85] Verursacht werden diese Emissionen durch Verbrennung fossiler Energien insbesondere während der Fertigung von Solaranlagen. Mit weiterem Ausbau der erneuerbaren Energien im Zuge der weltweiten Transformation zu nachhaltigen Energieträgern wird sich die Treibhausgasbilanz damit automatisch verbessern.[5] Ebenfalls sinkende Emissionen ergeben sich durch die technologische Lernkurve. Historisch betrachtet sanken die Emissionen um 14 % pro Verdopplung der installierten Leistung (Stand 2015).[5]

Nach einem ganzheitlichen Vergleich der Ruhr-Universität Bochum von 2007 lag der CO2e-Ausstoß bei der Photovoltaik noch bei 50–100 g/kWh, wobei vor allem die verwendeten Module und der Standort entscheidend waren. Im Vergleich dazu lag er bei Kohlekraftwerken bei 750–1200 g/kWh, bei GuD-Gaskraftwerken bei 400–550 g/kWh, bei Windenergie und Wasserkraft bei 10–40 g/kWh, bei der Kernenergie bei 10–30 g/kWh (ohne Endlagerung), und bei Solarthermie in Afrika bei 10–14 g/kWh.[86]

Energetische Amortisation

Hauptartikel: Erntefaktor

Die Energetische Amortisations­zeit von Photovoltaikanlagen ist der Zeitraum, in dem die Photovoltaikanlage die gleiche Energiemenge geliefert hat, die während ihres gesamten Lebenszyklus benötigt wird; für Herstellung, Transport, Errichtung, Betrieb und Rückbau bzw. Recycling.

Sie beträgt derzeit (Stand 2013) zwischen 0,75 und 3,5 Jahren, je nach Standort und verwendeter Photovoltaiktechnologie. Am besten schnitten CdTe-Module mit Werten von 0,75–2,1 Jahren ab, während Module aus amorphem Silizium mit 1,8 bis 3,5 Jahren über dem Durchschnitt lagen. Mono- und multikristalline Systeme sowie Anlagen auf CIS-Basis lagen bei etwa 1,5 bis 2,7 Jahren. Als Lebensdauer wurde in der Studie 30 Jahre für Module auf Basis kristalliner Siliziumzellen und 20 bis 25 Jahren für Dünnschichtmodule angenommen, für die Lebensdauer der Wechselrichter wurden 15 Jahre angenommen.[87] Bis zum Jahr 2020 wird eine Energierücklaufzeit von 0,5 Jahren oder weniger für südeuropäische Anlagen auf Basis von kristallinem Silizium als erreichbar angesehen.[88]

Bei einem Einsatz in Deutschland wird die Energie, die zur Herstellung einer Photovoltaikanlage benötigt wird, in Solarzellen in etwa zwei Jahren wieder gewonnen. Der Erntefaktor liegt unter für Deutschland typischen Einstrahlungsbedingungen bei mindestens 10, eine weitere Verbesserung ist wahrscheinlich.[89] Die Lebensdauer wird auf 20 bis 30 Jahre geschätzt. Seitens der Hersteller werden für die Module im Regelfall Leistungs-Garantien für 25 Jahre gegeben. Der energieintensiv hergestellte Teil von Solarzellen kann 4- bis 5-mal wiederverwertet werden.

Flächenverbrauch

PV-Anlagen werden überwiegend auf bestehenden Dach- und über Verkehrsflächen errichtet,[89] was zu keinem zusätzlichen Flächenbedarf führt. Freilandanlagen in Form von Solarparks nehmen demgegenüber zusätzliche Flächen in Anspruch, wobei häufig bereits vorbelastete Areale wie z. B. Konversionsflächen (aus militärischer, wirtschaftlicher, verkehrlicher oder wohnlicher Nutzung), Flächen entlang von Autobahnen und Bahnlinien (im 110 m Streifen), Flächen die als Gewerbe- oder Industriegebiet ausgewiesen sind oder versiegelte Flächen (ehem. Deponien, Parkplätze etc.) verwendet werden. Werden Photovoltaikanlagen auf landwirtschaftlicher Fläche errichtet, was in Deutschland derzeit nicht gefördert wird, kann es zu einer Nutzungskonkurrenz kommen. Hierbei muss aber berücksichtigt werden, dass Solarparks verglichen mit der Bioenergie­erzeugung auf gleicher Fläche einen um ein Vielfaches höheren Energieertrag aufweisen. So liefern Solarparks pro Flächeneinheit etwa 25 bis 65 mal so viel Strom wie Energiepflanzen.[90]

In Deutschland können auf Dach- und Fassadenflächen mehr als 200 GW Photovoltaikleistung errichtet werden; auf brachliegenden Ackerflächen u. ä. sind über 1000 GW möglich. Damit existiert in Deutschland für die Photovoltaik ein Potential von mehr als 1000 GW, womit sich pro Jahr weit mehr als 1000 TWh elektrischer Energie produzieren ließen; deutlich mehr als der derzeitige deutsche Strombedarf. Da damit jedoch insbesondere in den Mittagsstunden sonniger Tage große Überschüsse produziert würden und enorme Speicherkapazitäten aufgebaut werden müssten, ist ein solch starker Ausbau nur einer Technologie nicht sinnvoll und die Kombination mit anderen erneuerbaren Energien erheblich zweckmäßiger.[91] Wollte man den gesamten derzeitigen Primärenergiebedarf Deutschlands mit Photovoltaik decken, d. h. ca. 3800 TWh, würde dafür ca. 5 % der Fläche Deutschland benötigt. Problematisch ist hierbei die jahreszeitlich und im Tagesverlauf stark schwankende Erzeugung, sodass ein Energiesystem, das ausschließlich auf Solarstrom basiert, unplausibel ist.[92] Für eine vollständig regenerative Energieversorgung ist in Deutschland vielmehr ein Mix verschiedener erneuerbarer Energien erforderlich, wobei die größten Potentiale dabei die Windenergie hat, gefolgt von der Photovoltaik.[93]

Recycling von PV-Modulen

Bisher läuft die einzige Recyclinganlage (spezialisierte Pilotanlage) für kristalline Photovoltaikmodule in Europa im sächsischen Freiberg.[94] Die Firma Sunicon GmbH (früher Solar Material), ein Tochterunternehmen der SolarWorld, erzielte dort im Jahr 2008 eine massenbezogene Recyclingquote bei Modulen von durchschnittlich 75 % bei einer Kapazität von ca. 1200 Tonnen pro Jahr. Die Abfallmenge von PV-Modulen in der EU lag 2008 bei 3.500 Tonnen/Jahr. Geplant ist durch weitgehende Automatisierung eine Kapazität von ca. 20.000 Tonnen pro Jahr.[95]

Zum Aufbau eines freiwilligen, EU-weiten, flächendeckenden Systems zur Wiederverwertung gründete die Solarindustrie als gemeinsame Initiative im Jahr 2007 den Verband PV CYCLE.[96] Es werden in der EU bis 2030 ansteigend ca. 130.000 t ausgediente Module pro Jahr erwartet. Als Reaktion auf die insgesamt unbefriedigende Entwicklung fallen seit 24. Januar 2012 auch Solarmodule unter eine Novellierung der Elektroschrott-Richtlinie.[97] Für die PV-Branche sieht die Novelle vor, dass 85 Prozent der verkauften Solarmodule gesammelt und zu 80 Prozent recycelt werden müssen. Bis 2014 sollten alle EU-27-Mitgliedsländer die Verordnung in nationales Recht umsetzen. Man will dadurch die Hersteller in die Pflicht nehmen, Strukturen für die Wiederverwertung bereitzustellen. Die Trennung der Module von anderen Elektrogeräten wird dabei bevorzugt. Bereits existierende Sammel- und Recyclingstrukturen sollen zudem ausgebaut werden.

Staatliche Behandlung

Hauptartikel: Erneuerbare Energien und Energiewende nach Staaten

Die Erzeugung elektrischen Stroms mittels Photovoltaik wird in vielen Staaten gefördert. Nachstehend ist eine (unvollständige) Liste von verschiedenen regulatorischen Rahmenbedingungen in einzelnen Staaten aufgeführt.

Deutschland

Hauptartikel: Photovoltaik in Deutschland und Erneuerbare-Energien-Gesetz

Förderprogramme

In Deutschland gibt es eine gesetzlich geregelte und über 20 Jahre gewährte Einspeisevergütung; die Höhe ist im Erneuerbare-Energien-Gesetz geregelt. Die Einspeisevergütung ist degressiv gestaltet, fällt also für neue Anlagen pro Jahr um einen gewissen Prozentsatz. Zudem gibt es zwölf weitere Programme, die die Anschaffung einer Photovoltaikanlage fördern sollen.

Auf Bundesebene kann die sogenannte Investitionszulage für Photovoltaikanlagen im produzierenden Gewerbe und im Bereich der produktionsnahen Dienstleistungen in Form von Steuergutschriften genehmigt werden.

Daneben stellt die KfW-Förderbank folgende Programme zur Verfügung:

  • KfW – erneuerbare Energien – Standard
  • KfW – Kommunalkredit
  • BMU – Demonstrationsprogramm
  • KfW – kommunal investieren.

Die Fördergelder der KfW-Förderbank werden im Gegensatz zur Investitionszulage ausschließlich als Darlehen genehmigt und über die jeweilige Hausbank zur Verfügung gestellt.

Des Weiteren haben folgende Bundesländer eigene Solarfördergesetze erlassen:

  • Bayern – rationelle Energiegewinnung und -verwendung im Gewerbe – (Zuschuss)
  • Niedersachsen – Innovationsförderprogramm (Gewerbe) – (Darlehen / in Ausnahmen Zuschuss)
  • Nordrhein-Westfalen – progres.nrw „Rationelle Energieverwendung, Regenerative Energien und Energiesparen“ – (Zuschuss)
  • Rheinland-Pfalz – energieeffiziente Neubauten – (Zuschuss)
  • Saarland – Zukunftsenergieprogramm Technik (ZEP-Tech) 2007 (Demonstrations-/Pilotvorhaben) – (Zuschuss).

Weitere Fördermittel und Zuschüsse werden auch von zahlreichen Städten und Kommunen, lokalen Klimaschutzfonds sowie einigen privaten Anbietern angeboten.[98] Diese können teilweise mit anderen Förderprogrammen kombiniert werden.

Ein lokales Förderprogramm bietet die oberbayerische Stadt Burghausen mit 50 € je 100 Wp installierte Leistung bis max. 1.000 € pro Anlage und Wohngebäude.[99]

Steuerliche Behandlung

Bei einem Jahresumsatz bis 17.500 € gilt die Kleinunternehmerregelung nach § 19 UStG. Als Kleinunternehmer muss man keine Steuererklärung abgeben, darf dem Abnehmer aber auch keine Umsatzsteuer in Rechnung stellen. Ein umsatzsteuerpflichtiger Unternehmer (Kleinunternehmer können zur Steuerpflicht optieren) bekommt die Vorsteuer auf alle Investitionen erstattet, muss aber zusätzlich zur Einspeisevergütung dem Abnehmer die Umsatzsteuer in Rechnung stellen und an das Finanzamt abführen.

Für die Einkünfte aus der Photovoltaikanlage gilt § 15 EStG. Ein eventueller Verlust mindert die Steuerlast, wenn hierbei keine Liebhaberei vorliegt. Es wäre eine Liebhaberei, wenn sich anhand der auf die Betriebsdauer der Anlage gerichteten Berechnung von vornherein ergeben hat, dass der Betrieb der Anlage keinen Gewinn erwirtschaftet. Soweit einschlägige Renditeberechnungsprogramme einen Steuervorteil berücksichtigen, muss diese Problematik berücksichtigt werden.

Da es für die Gewerbesteuer einen Freibetrag von 24.500 € für natürliche Personen und Personengesellschaften gibt (§ 11 Abs. 1 Nr. 1 GewStG), fallen meist nur große Anlagen unter die Gewerbesteuer.

Dämpfender Effekt auf die Börsenstrompreise

PV eignet sich als Lieferant von Spitzenlaststrom, da sie zur „Kochspitze“ am Mittag die höchsten Erträge erzielt, und verdrängt teure Gas- und Steinkohlekraftwerke aus dem Markt. Solarenergie dämpft daher die Börsenpreise für Spitzenstrom („Merit-Order-Effekt“). Die Spitzenpreise für Strom sind in den letzten Jahren parallel zum Ausbau der Solarenergie im Vergleich zum Durchschnittspreis stark zurückgegangen. Im Sommer sind die früheren Tagesspitzen weitgehend verschwunden.[100] Dieser preissenkende Effekt kommt durch die fehlerhafte Konstruktion des EEG-Ausgleichsmechanismus jedoch nicht beim Privatkunden an, sondern verteuert paradoxerweise die Stromkosten von Privatkunden, während hingegen die Industrie von den gesunkenen Beschaffungskosten an der Strombörse profitiert.[101]

Der Strompreis an der Strombörse war bis zum Jahr 2008 kontinuierlich gestiegen und erreichte im Jahr 2008 das Maximum von 8,279 Cent/kWh. Durch das vermehrte Auftreten der erneuerbaren Energien ist der Strompreis unter Druck geraten.[102][103] Im ersten Halbjahr 2013 betrug der mittlere Strompreis an der Strombörse nur noch 3,75 Cent/kWh und für den Terminmarkt 2014 lag dieser im Juli 2013 bei 3,661 Cent/kWh.[104][105]

Österreich

Durch ein Bürger- bzw. Kundenbeteiligungsmodell hat der Versorger Wien Energie von Mai 2012 bis Ende 2015 Menschen zur Finanzierung von 23 PV-Anlagen im Ausmaß von in Summe 9,1 MWp (Stand: 10. Mai 2016)p bewegt. Das EVU zahlt den Investoren eine Miete.[106]

Stromerzeugung

Prozentualer Strommix in Deutschland 1990–2016

Stromerzeugung in Deutschland seit 1900 in Terawattstunden

Als Stromerzeugung oder Stromproduktion ist die großtechnische Gewinnung elektrischer Energie mit Hilfe von Kraftwerken gemeint. Die so erzeugte elektrische Energie wird über Stromnetze zu den Verbrauchern transportiert. Bei der Stromerzeugung wird im physikalischen Sinn keine Energie erzeugt. Sie beruht stattdessen auf einer Umwandlung einer anderen Energieform in elektrische Energie.

Inhaltsverzeichnis

  • 1 Allgemeines
    • 1.1 Stromerzeugung aus physikalischer Perspektive
    • 1.2 Stromerzeugung aus energiewirtschaftlicher Perspektive
  • 2 Bedeutung
  • 3 Historisches
  • 4 Bruttostromerzeugung nach Energieträgern
    • 4.1 Internationaler Vergleich
    • 4.2 Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland
  • 5 Stromwirtschaft
    • 5.1 Der Preis von elektrischer Energie in Deutschland
      • 5.1.1 Endkosten
      • 5.1.2 Erzeugungskosten
    • 5.2 Stromhandel in Europa
      • 5.2.1 Der Preis von elektrischer Energie in Europa
  • 6 Welches Kraftwerk liefert wem Strom?
  • 7 Lokale und mobile Stromerzeugung
  • 8 Auswirkungen auf die Gesundheit
  • 9 Siehe auch
  • 10 Literatur
  • 11 Weblinks
  • 12 Einzelnachweise

Allgemeines

Stromerzeugung aus physikalischer Perspektive

Physikalisch ist der elektrische Strom die pro Zeiteinheit fließende elektrische Ladung. Die Energie berechnet sich als Strom multipliziert mit der elektrischen Spannung und der Zeit. Da die physikalische Gesamtenergie nach dem Energieerhaltungssatz konstant bleibt, sind die Begriffe Strom- oder Energieerzeugung aus physikalischer Sicht unzutreffend. Es handelt sich um eine Umwandlung verschiedener Energieformen, meist die Umwandlung von kinetischer Energie in elektrische Energie durch einen Generator. Die elektrische Energie wird dann zumeist über ein Stromnetz zu den angeschlossenen Geräten geleitet, um deren Strombedarf zu decken. Der Großteil der Stromerzeugung geschieht im industriellen Maßstab in Kraftwerken.

Stromerzeugung aus energiewirtschaftlicher Perspektive

Allgemeinsprachlich und in der Energiewirtschaft wird der Begriff Strom abweichend von der physikalischen Definition im Sinne von elektrischer Energie mit der gebräuchlichen Einheit Kilowattstunden benutzt („Stromverbrauch“ statt Energiegebrauch). Stromerzeugung meint im energiewirtschaftlichen Sinne die Bereitstellung elektrischer Energie unter Verwendung energetischer Produktionsfaktoren (Kohle, Gas, Wasser, Wind…) und nichtenergetischer Produktionsfaktoren (Arbeitskräfte, Emissionshandelszertifikate…).

Unter Bruttostromerzeugung versteht man dabei die insgesamt erzeugte elektrische Energie. Zieht man davon den Eigenbedarf der Kraftwerke ab, erhält man die Nettostromerzeugung. Beispielsweise liegt der Eigenbedarf von Kohlekraftwerken bei etwa 10 % und der von Kernkraftwerken um die 5 % der von ihnen selbst erzeugten elektrischen Energie, wobei der Eigenenergiebedarf von Kernkraftwerken auch nach der Beendigung der Stromerzeugung („Abschaltung“) für mehrere Jahre bestehen bleibt, da der Reaktor weiter gekühlt und abgesichert werden muss.

Bedeutung

Elektrische Energie ist der am vielseitigsten verwendbare Energieträger, der sich zudem mit besonders geringen Verlusten in andere Energieformen umwandeln lässt. Sie ist Voraussetzung für jede moderne Industrie und kann nicht durch andere Energieträger ersetzt werden, ohne hohe Verluste in Kauf zu nehmen. Ein Stromausfall bringt erfahrungsgemäß jede Volkswirtschaft zum Erliegen und muss deshalb weitestgehend begrenzt bleiben. Eine hohe Versorgungssicherheit ist deshalb eine wichtige Bedingung für modernen Gesellschaften.

Die Erzeugung des Stroms findet in Kraftwerken statt. Sehr oft wird in Kraftwerken zur Erzeugung der elektrischen Energie eine rotierende elektrische Maschine eingesetzt, ein sog. elektrischer Generator (vgl. Fahrraddynamo). In Wärmekraftwerken kommen meistens Drehstrom-Synchrongeneratoren zum Einsatz. Auch in Windkraftanlagen und Wasserkraftwerken finden Drehstrom-Synchrongeneratoren Anwendung. Dort werden aber ebenfalls Drehstrom-Asynchrongeneratoren eingesetzt.

Hauptvorteil der elektrischen Energie ist die Möglichkeit, einen ganzen Erdteil wie Europa mit einem Verbundnetz zu überziehen, in dem der elektrische Strom mit geringen Verlusten verteilt werden kann (s. a. elektrischer Energietransport) und sich durch die Vielzahl der verbundenen Kraftwerke die Redundanz und somit die Versorgungssicherheit erhöht.

Hauptnachteil des elektrischen Stromes ist die Tatsache, dass sich – volkswirtschaftlich gesehen – nur verschwindend geringe Energiemengen unmittelbar speichern lassen. Nur durch aufwändige Umwandlung in andere Energieformen, beispielsweise mittels Pumpspeicherkraftwerken, lässt sich vermeiden, dass die erzeugte elektrische Energie in jedem Augenblick exakt mit der verbrauchten Menge übereinstimmen muss. In einem System mit hohem Anteil an (fluktuierenden) Erneuerbaren Energien sollen in Zukunft Speicherkraftwerke die bedarfsgerechte Strombereitstellung übernehmen.

Elektrische Energie ist weitestgehend die alleinige Übertragungsart, um die Energie eines Wasserkraftwerks, einer Windkraftanlage oder eines Kernkraftwerks in industrialisierte Gebiete zu transportieren. Als theoretische Alternative dazu wurde die Wasserstoffwirtschaft vorgeschlagen, die bisher jedoch nur als Konzept formuliert wurde.

Historisches

Der Siegeszug der elektrischen Energieversorgung begann nach 1882[1] durch die Konstruktion von Kraftwerken mit elektrischen Generatoren. Zunächst waren es voneinander unabhängige Insellösungen. Sehr schnell erkannte man die Vorteile von wechselstrombetriebenen Stromnetzen, weil diese nicht mehr so stark von der Betriebssicherheit einzelner Kraftwerke abhingen. In Deutschland bildeten sich zwei fast unabhängige Stromnetze:

  • Das öffentliche Netz mit 50 Hz und
  • das Bahnstromnetz mit 16 2/3 Hz für die Eisenbahn.

Einige Kraftwerke wurden mit getrennten Generatoren ausgestattet und konnten Strom für beide Systeme erzeugen.

Heute ist die Stromerzeugung in Deutschland privatisiert, es gibt zwar über 1000 einzelne Stromanbieter, jedoch wurden im Jahr 2014 noch etwa 67 % der Stromerzeugung von den vier großen Energieversorgungsunternehmen RWE, E.ON, EnBW und Vattenfall realisiert, die damit immer noch über eine marktbeeinflussende Stellung verfügen.[2]

Bruttostromerzeugung nach Energieträgern

Internationaler Vergleich

Stromerzeugung nach Quelle (1980–2011)

Global wurden im Jahr 2011 22.158,5 TWh elektrischer Energie produziert. Etwa zwei Drittel der Gesamtproduktion stammen aus der Verbrennung fossiler Energieträger, ca. 20 % wurden regenerativ erzeugt und knapp 12 % mittels Kernenergie gewonnen.[3]

Stromerzeugung nach Energieträgern in den Jahren 2011 und 2012 (global)[3]
Energieträger Anteil 2011 in % Anteil 2012 in %
Kohle 41,2 40,3
Erdgas 21,9 22,4
Erdöl 3,9 4,1
Kernenergie 11,7 10,8
Wasserkraft 15,6 16,1
Übrige Erneuerbare 4,2 4,7

Die folgende Tabelle stellt die Bruttostromerzeugung nach Energieträgern im Jahr 2008 verschiedener Länder gegenüber.

Bruttostromerzeugung nach Energieträgern im Jahr 2008 verschiedener Länder[4]
Deutschland
Schwerpunkt: Kohle
Frankreich[5]
Schwerpunkt: Kernenergie
Norwegen
Schwerpunkt: Wasserkraft
China
Schwerpunkt: Kohle
Energieträger Strommenge
in TWh
Anteil in % Strommenge
in TWh
Anteil in % Strommenge
in TWh
Anteil in % Strommenge
in TWh
Anteil in %
Kohle 278,5 43,6 % 19,8 3,4 % 2,2 1,5 % 2785,74 78 %
Kernenergie 148,8 23,3 % 440,3 72,7 % k.a. k.a. 82,14 2,3 %
Erdgas 83,0 13,0 %
Windkraft 40,2 6,3 % k.a. k.a. k.a. k.a. 13,0 0,36 %
Mineralölprodukte 10,5 1,6 %
Wasserkraft 19,6 3,1 % 63,4 11 % 140,5 98,5 % 628,58 17,6 %
übrige Energieträger 58,1 9,1 % 50,9 8,9 % k.a. k.a. 62,14 1,74 %
Summe 639,1 100,0 % 574,4 96 % 142,7 100 % 3571,46 100 %
CO2-Ausstoß
in g/kWh[6]
604 61 0,1 ≈1000

(k.a.: keine Angabe)

Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland

Die Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland für die Jahre 1990, 2000 und 2009 bis 2016 ist in den beiden folgenden Tabellen aufgeführt.

Strommix 2016: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland[7]
Bruttostromerzeugung in der BRD in Terawattstunden[8]
Energieträger 1990 2000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Braunkohle 170,9 148,3 145,6 145,9 150,1 160,7 160,9 155,8 154,5 150,0
Kernenergie 152,5 169,6 134,9 140,6 108,0 99,5 97,3 97,1 91,8 84,6
Steinkohle 140,8 143,1 107,9 117,0 112,4 116,4 127,3 118,6 117,7 111,5
Erdgas 35,9 49,2 80,9 89,3 86,1 76,4 67,5 61,1 62,0 80,5
Mineralölprodukte 10,8 5,9 10,1 8,7 7,2 7,6 7,2 5,7 6,2 5,9
Windenergie onshore k.A. 9,5 38,6 37,8 48,9 50,7 50,8 55,9 70,9 65,0
Windenergie offshore 0,9 1,4 8,3 12,4
Wasserkraft 19,7 24,9 19,0 21,0 17,7 22,1 23,0 19,6 19,0 21,0
Biomasse k.A. 1,6 26,3 28,9 31,9 38,2 40,1 42,2 44,6 45,6
Photovoltaik k.A. 0,0 6,6 11,7 19,6 26,4 31,0 36,1 38,7 38,2
Hausmüll(2) k.A. 1,8 4,3 4,7 4,8 5,0 5,4 6,1 5,8 6,0
Übrige Energieträger 19,3 22,6 21,4 26,8 25,6 25,7 26,2 27,0 27,3 27,5
Summe 549,9 576,6 595,6 632,4 612,1 628,6 637,7 626,7 646,9 648,4
davon regenerativ erzeugt 19,7 37,9 94,9 104,2 122,8 142,3 151,3 161,4 187,4 188,3
Prozentuale Anteile der Bruttostromerzeugung in der BRD[8]
Energieträger 1990 2000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Braunkohle 31,1 % 25,7 % 24,5 % 23,1 % 24,5 % 25,6 % 25,2 % 24,9 % 23,9 % 23,1 %
Kernenergie 27,7 % 29,5 % 22,6 % 22,2 % 17,6 % 15,8 % 15,3 % 15,5 % 14,2 % 13,1 %
Steinkohle 25,6 % 24,8 % 18,1 % 18,5 % 18,4 % 18,5 % 20,0 % 18,9 % 18,2 % 17,2 %
Erdgas 6,5 % 8,5 % 13,6 % 14,1 % 14,1 % 12,2 % 10,6 % 9,7 % 9,6 % 12,4 %
Mineralölprodukte 2,0 % 1,0 % 1,7 % 1,4 % 1,2 % 1,2 % 1,1 % 0,9 % 1,0 % 0,9 %
Windenergie onshore k.A. 1,6 % 6,5 % 6,0 % 8,0 % 8,1 % 8,0 % 8,9 % 11,0 % 10,0 %
Windenergie offshore 0,1 % 0,2 % 1,3 % 1,9 %
Wasserkraft 3,6 % 4,3 % 3,2 % 3,3 % 2,9 % 3,5 % 3,6 % 3,1 % 2,9 % 3,2 %
Biomasse k.A. 0,3 % 4,4 % 4,6 % 5,2 % 6,1 % 6,3 % 6,7 % 6,9 % 7,0 %
Photovoltaik k.A. 0,0 % 1,1 % 1,9 % 3,2 % 4,2 % 4,9 % 5,7 % 6,0 % 5,9 %
Hausmüll(2) k.A. 0,3 % 0,7 % 0,7 % 0,8 % 0,8 % 0,8 % 1,0 % 0,9 % 0,9 %
Übrige Energieträger 3,5 % 3,9 % 3,6 % 4,2 % 4,1 % 4,1 % 4,1 % 4,3 % 4,1 % 4,3 %
Summe 100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 %
regenerativer Anteil 3,6 % 6,6 % 15,9 % 16,5 % 20,1 % 22,6 % 23,7 % 25,8 % 29,0 % 29,0 %
(1) Vorläufige Angaben z.T. geschätzt
(2) Nur Erzeugung aus biogenem Anteil des Hausmülls (ca. 50 %)

Der Strommix der einzelnen Versorgungsunternehmen weicht von diesen Durchschnittswerten stark ab.

Stromwirtschaft

Hauptartikel: Energiewirtschaft

Der Preis von elektrischer Energie in Deutschland

Endkosten

Hauptartikel: Strompreis

Die Strompreise hängen vor allem von der Bezugsmenge ab. Viele große Kunden (z. B. Industrieunternehmen mit hohem Stromverbrauch) haben mit ihrem Stromlieferanten tageszeit- oder lastabhängige Preise ausgehandelt (siehe auch Nachtstrom, Variable Tarife). Einige Großverbraucher (z. B. Aluminiumhütten) haben Produktionsprozesse, die sie eine Zeitlang unterbrechen können. Sie können mit ihrem Stromlieferanten vereinbaren, dass dieser bei Spitzenbedarf die Belieferung unterbrechen darf („Lastabwurf“); dafür erhalten sie im Gegenzug finanzielle Vergünstigungen.

Strompreise für sehr große Mengen sind ein Indiz für die Erzeugerkosten. Sie betrugen 2007 bei einer Mindestabnahme von 70.000 MWh 6,6 ct/kWh (zuzüglich 4,5 ct/kWh Steuern und Abgaben).[9] Gesamtpreis 11,1 ct/kWh. Im Zuge der Energiewende bzw. des stark gestiegenen Marktanteils erneuerbarer Energien haben sich viele Faktoren geändert.

Ein Haushalt mittlerer Größe in Deutschland verbrauchte 2008 jährlich etwa 3500 kWh und bezahlte dafür 12,98 ct/kWh an den Stromlieferanten. Dazu kamen 8,67 ct/kWh Abgaben und Steuern.[10] Gesamtpreis 21,65 ct/kWh.

Seit Ende 2010 muss jeder Energieversorger in Deutschland für elektrische Energie Variable Tarife anbieten,[11] so dass jeder Verbraucher durch intelligenten Stromverbrauch Einfluss auf die Endkosten nehmen kann.

Erzeugungskosten

Hauptartikel: Stromgestehungskosten
Stromgestehungskosten in Deutschland
Stromgestehungskosten
neuer Kraftwerke
in ct/kWh
Emission
Kohlendioxid
in g/kWh
Emission
Schwefeldioxid
in mg/kWh
Emission
Stickoxide
in mg/kWh
Kohlekraftwerk 3,8 – 5,3 Braunkohle[12]
6,3 – 8,0 Steinkohle[12]
790-1230 [13] 750 800
Wasserkraftwerk 2 – 8,3[14] 4-13 [13] 20 40
Kernkraftwerk 7-10[15] 66 [16] 30 30
Erdgas GuD 7,5 – 9,8[12] 410-430 [13] 80 390
Windkraftanlage 4,5 – 10,7 Onshore[12]
11,9 – 19,4 Offshore[12]
8-16 [13] 50 40
Photovoltaik 7,9 – 14,2[12] 27 – 59[17] 108[17] 0.0716[17]
Holz HKW 10[9] 40 150 1130

Hierbei muss berücksichtigt werden, dass die Brennstoffkosten nicht stabil sind und dass die Kapital- und Unterhaltskosten innerhalb eines Kraftwerkstyps variieren.

Bei Biogas-BHKWs und Holzheizkraftwerken sind außerdem die Brennstoff-Kosten zu 100 % auf die erzeugte elektrische Energie umgelegt, wohingegen in der Realität die Abwärme dieser Kraftwerke i. d. R. über Nahwärmesysteme mitgenutzt wird. Unter Berücksichtigung eines Leistungsverhältnis (elektrisch:thermisch) von 50:50 (bei Biogas BHKW) bzw. 20:80 (bei Holz HKW) reduzieren sich die Brennstoffkosten auf 2,5–4 ct/kWhelektr. (Biogas BHKW) bzw. 1,6–2 ct/kWhelektr. (Holz HKW). Eine ähnliche Kalkulation kann natürlich auch bei BHKWs mit anderen Brennstoffen (z. B. Gas oder Öl) angesetzt werden.

Stromhandel in Europa

Hauptartikel: Energiemarkt: Stromhandel in Europa
Haushaltsstrompreise inkl. aller Steuern bei einem Jahresverbrauch zwischen 2.500 und 5.000 kWh (2013) [18]
Staat Cent/kWh
Belgien 21,73
Bulgarien 9,24
Tschechische Rep. 15,25
Dänemark 30,00
Deutschland 29,19
Estland 13,51
Irland 22,95
Griechenland 15,63
Spanien 22,28
Frankreich 14,72
Italien 22,92
Zypern 27,60
Lettland 13,78
Litauen 13,70
Luxemburg 16,65
Ungarn 13,97
Malta 17,00
Niederlande 19,55
Österreich 20,82
Polen 14,80
Portugal 20,81
Rumänien 13,23
Slowenien 16,10
Slowakei 16,98
Finnland 15,78
Schweden 21,01
Großbritannien 17,41
Norwegen 19,09

In Europa ist es seit langem üblich, dass elektrische Energie wie jede andere Ware gehandelt wird. Das Europäische Verbundsystem dient neben dem Stromhandel bzw. dem Ausgleich von Angebot und Nachfrage auch der Versorgungsqualität: Schwankungen im Verbrauch und in der Erzeugung können in einem großen Stromnetz erheblich besser ausgeglichen werden, als wenn jedes Land ein alleinstehendes Stromversorgungsnetz hätte. Störungen lassen sich jedoch nie völlig ausschließen (siehe z. B. Liste historischer Stromausfälle).

Der Preis von elektrischer Energie in Europa

Die Strompreise in Europa unterscheiden sich erheblich. Ursache dafür sind unter anderem unterschiedlich hohe Steuern und sonstige Abgaben. Spitzenreiter sind mit weitem Abstand Dänemark, Deutschland und Zypern. Der Preis für Haushaltsstrom lag 2013 in diesen Ländern bei mehr als 27 Cent je kWh (inkl. aller Steuern und Abgaben bei einem Jahresverbrauch zwischen 2.500 und 5.000 kWh). Besonders günstig war Haushaltsstrom 2013 mit weniger als 14 Cent je kWh in Bulgarien, Rumänien, Estland und Litauen (siehe nebenstehende Tabelle).

Welches Kraftwerk liefert wem Strom?

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Grundsätzlich liefert das nächstgelegene Kraftwerk den Großteil der verbrauchten Energie. Bildlich kann man sich das wie eine bergige Landschaft vorstellen: Die Kraftwerke „drücken“ die Bergspitzen nach oben, die Verbraucher (Städte, Industrieanlagen) ziehen nach unten. Energie fließt – genauso wie darüber geschüttetes Wasser – den steilsten Weg bergab und verschwindet dort. In der Physik nennt man das Gradient eines Skalarfeldes. Es wurde noch nie beobachtet, dass Wasser abwechselnd bergauf- und bergab fließt, um in ein ganz bestimmtes Tal zu gelangen. Der Energiefluss verhält sich genauso.

In Zusammenhang mit Ökostrom taucht immer wieder die Frage auf, wie es manche Stromanbieter erreichen, elektrischen Strom von einem ganz bestimmten, oft weit entfernten Kraftwerk zu beziehen. Strombezug aus einem weit entfernten Kraftwerk ist physikalisch nicht möglich, außer man koppelt sich vom öffentlichen Stromnetz ab und legt eine separate Leitung zum gewünschten Kraftwerk. Wichtig ist in diesem Zusammenhang zu verstehen, dass der Strommarkt eine bilanzielle Trennung zulässt, d. h. ein Verbraucher entnimmt dem Verbundnetz die gleiche Menge Energie, die er bei einem Stromerzeuger eingekauft hat, und die dieser ins Netz einspeist. Entscheidend dabei ist nicht der Stromfluss, sondern der Geldfluss, also an wen das Geld des Verbrauchers fließt. Physikalisch kommt die elektrische Energie überwiegend aus den nächstgelegenen Kraftwerken, das Tauschgeschäft „Geld gegen Ware“ erfolgt vereinfacht über den „Stromsee“ eines Verbundnetzes mit dem ausgewählten Stromanbieter.

Lokale und mobile Stromerzeugung

Eine Stromerzeugung in der Nähe des Verbrauchers, etwa innerhalb oder in der Nähe von Wohngebieten und Industrieanlagen, bezeichnet man als dezentrale Stromerzeugung. Wird Strom über ein räumlich begrenztes Stromnetz verteilt, das nicht mit dem Verbundnetz gekoppelt ist, spricht man von einem Inselnetz. Einen Verbraucher, der unabhängig ist von Energieimporten, nennt man energieautark.

Bei mobilen Geräten oder kleinen stationären Anlagen kommen typischerweise Batterien oder Akkumulatoren als Energiespeicher zum Einsatz (s. a. Traktionsbatterie, Solarbatterie).

Auswirkungen auf die Gesundheit

Die Stromerzeugung ist eine bedeutende Quelle für Luftverschmutzung. Nach einer 2015 in Nature erschienenen Studie verursachte die Stromerzeugung im Jahr 2010 weltweit etwa 465.000 vorzeitige Todesfälle durch Luftverschmutzung. Am stärksten betroffen war China mit ca. 237.000 Todesfällen, in Deutschland starben ca. 4.400 Menschen infolge durch die Stromerzeugung hervorgerufenen Luftverschmutzung.[19]

Die unterschiedlichen Effekte von verschiedenen Formen der Stromerzeugung auf die Gesundheit sind schwer zuzuschreiben und unsicher zu erfassen. Die folgende Tabelle umschreibt eine Schätzung auf Basis von Daten aus der Europäischen Union (Methode: ExternE). Die Gesundheitsschäden können durch Unfälle und durch Luftverschmutzung im Normalbetrieb auftreten. Laut Tabelle werden die meisten Erkrankungen durch Luftverschmutzung pro erzeugter Terawattstunde in der Europäischen Union durch Braun- und Steinkohle verursacht, gefolgt von Erdöl und Biomasse. Als wesentliche Probleme der Kernenergie sehen die Autoren hingegen nicht die Luftverschmutzung und den normalen Betrieb, welche vergleichsweise wenige Todesfälle verursachten, sondern langfristige Gefahren verbunden mit der Lagerung der nuklearen Abfälle und die Schäden im Falle eines Unfalls.

Todesfälle und Erkrankungen nach Primärenergieträger in der Europäischen Union; veröffentlicht 2007
(jeweils je Terawattstunde)[20]
Primär-
energie-
quelle
Todesfälle durch Unfälle
(Öffentlichkeit)
Todesfälle durch Unfälle
(Beschäftigte)
Todesfälle durch
Luftverschmutzung
Schwere Erkrankungen durch
Luftverschmutzung
Leichte Erkrankungen durch
Luftverschmutzung
Braunkohle 0,02 0,10 32,6 298 17.676
Steinkohle 0,02 0,10 24,5 225 13.288
Erdgas 0,02 0,001 2,8 30 703
Erdöl 0,03 18,4 161 9.551
Biomasse 4,63 43 2.276
Kernenergie 0,003 0,019 0,052 0,22