Entschuldigung das ist keine Subvention, sondern ein Kaufpreis für erzeugten Strom.
Ich wiederhole mich: wenn die Börse mit Strom geflutet wird, ist der Wert Null. Daher ist auch der Kaufpreis Null.
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So funktioniert das nicht, der Netzbetreiber verkauft deinen Strom nicht. Der Strom wird an der Strombörse verkauft und dem EEG-Konto gutgeschrieben, aus dem die Einspeisevergütung bezahlt wird.
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Wer an einem Appell gegen die Energiepolitik des Wirtschaftsministeriums teilnehmen möchte, kann als Unternehmen oder Privatperson hier unterschreiben:
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Dann sei doch nicht so dumm und such dir doch jemanden, der dir mehr als die 7 Cent bezahlt. Steht dir jederzeit frei, eine Direktvermarktung vorzunehmen und aus dem EEG-geförderten Festpreis auszusteigen. Den zu nutzen ist keine Pflicht, sondern ein Recht. Also, go for it! Viel Erfolg!
Wirst du natürlich nicht finden, weil der größte Teil deines Stroms genau dann, wenn du ihn einspeist - was exakt dann ist, wenn alle Solaranlagenbesitzer einspeisen - irgendwas zwischen minus zehn und plus null komma nochwas Cent wert ist. Kannst du jederzeit anhand der öffentlichen Preisdaten der Strombörsen feststellen, was Strom wert ist. Viel Spaß dabei, dort Zeiten zu suchen, in denen bei dir pralle Sonne scheint und der echte Marktpreis über 7 Cent liegt!
Oh, und ein Kabel legen zwischen dir und deinem Direktvermarktungspartner darfst du dann natürlich auch noch, wenn du wirklich “ein Mehrfaches” von dem möchtest, was der Strom an der Strombörse so kostet. Weil das Problem mit deinem Strom halt ist, dass dein Strom bei dir ist, dein Kunde aber ganz sicher irgendwo anders. Und jetzt kannst du entweder ein Kabel zu deinem Kunden legen - der Tiefbauer wird sich über deine 25k scheckig lachen - oder Netzbetreiber dafür bezahlen, dass sie ein Netz zwischen dir und deinem Kunden betreiben, über das der Strom fließen kann. Da hin geht nämlich genau das “Mehrfache” des eigentlichen Strompreises, das du gern hättest.
Das ist unter anderem aus ökologischen Gesichtspunkten gar nicht unbedingt so vorteilhaft. Wenn 2029 die 20 Jahre der garantierten Vergütung rum sind, sind die Module wohl 20 Jahre alt. Da so ein Solarmodul grob 1000kWh an Energieaufwand rein für seine Produktion braucht, gehen die ersten Jahre davon nur für die energetische Refinanzierung der Produktion drauf. Bei Modulen mit 200 Watt dauert das bei dem durchschnittlichen Ertrag von 200 kWh im Jahr in Deutschland schon 5 Jahre! Erst nach den 5 Jahren leistet das Modul wirklich ökologisch einen Beitrag, also erzeugt mehr Energie, als seine Herstellung verschlungen hat. Wenn du das Ding jetzt nach 20 Jahren in den Müll haust, nimmst du natürlich auch die noch möglichen nächsten 20 Jahre Betrieb weg (Solarmodule halten nachweislich 30-40 Jahre durch, wenn nix physikalisch kaputt geht) in denen der Faktor zwischen Energiekosten und Ertrag auf das Doppelte steigen könnte. Die neu angeschafften Module hätten erst mal wieder einen Footprint von 1000kWh verbrauchter Energie pro Modul, die wegerzeugt werden müssten. Dazu kommt natürlich der Aufwand der Deinstallation, Entsorgung, Neuinstallation. Das kostet alles auch Energie, die kommen auf die 1000 kWh noch drauf.
Ich würde die Module an deiner Stelle auch auf dem Dach lassen, bis das Dach neu gemacht werden muss, das ist ja auch grob alle 50 Jahre zu erwarten. Dann müssen die eh runter, da kann man gleich mit wenig Arbeitsaufwand neue Module installieren lassen.
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Ich mach das mal als Rundumschlag.
Eigentlich muss man diese 5ct sogar mit den ~12ct für Dach-Volleinspeiser vergleichen. Denn der Netzbetreiber kann mit dem aufgrund der Wettervorhersage sehr gut planbaren Tagesverlauf an Einspeisung rechnen. Vom Überschusseinspeiser kann dagegen garnichts, alles, oder erst nichts und dann, wenn der Akku voll ist, plötzlich volle Kanne daherkommen. Andererseits braucht der Solarpark einen Netzanschluss für die vereinbarte Wechselstromleistung, der 75% der Zeit kaum genutzt wird, die Dachanlage teilt sich oft den Anschluss mit einem Verbraucher. Und wenn es nicht ein “Solardorf” ist, sondern wie hier im Münchner Umland eine “kleine” 12000 Einwohner Gemeinde mit immer noch eher geringer PV-Durchdringung, dann sieht der Strom vermutlich nie die Mittelspannung, sondern wird in der Nachbarschaft versenkt, das ist örtlich ganz verschieden.
Bei Großanlagen braucht es dringend Regeln, die Mitnutzung durch Batterien (mit vereinbarter Rücksichtnahme) und/oder Wind (oft komplementäres Erzeugungsprofil) zu erleichtern. Die “Innovationsausschreibungen”, die genau das vorsehen, haben aber trotz Überzeichnung viel zu niedrige Volumina (2x450MW pro Jahr).
@Tikka zu Energy Sharing - noch nicht aber hoffentlich künftig: Neulich wurde mir der Anbieter
verlinkt, momentan machen die nichts anderes als Direktvermarktung mit Gamification, entsprechend ist die Differenz zwischen Vergütung und Strompreis unerfreulich hoch (in den Beispielen ca. 16ct) aber wenn die Energy Sharing Regeln in Kraft treten, dann könnte sich der Aufschlag für lokale Communities deutlich senken, ich hoffe, dass so ein Unternehmen das dann auch weitergibt. Die Plattform dafür haben sie ja schon mal. Die Aussage, dass die SmartMeter Infrastruktur für ihre Abrechnungsmethodik nicht taugt, ist allerdings enttäuschend und sollte mal unabhängig auf Plausibilität überprüft werden, vielleicht machen sie es sich auch nur bequem, und umgehen nebenbei die ach so wichtigen überzogenen Datenschutzvorschriften, die aus Angst vor dem Wutbürger in 
für das SmartMeterGateway eingeführt wurden.
Doch, gibt es. Ketten wie Enpal oder 1komma5° drängen dir mit der PV-Installation ihren Direktvermarktungsvertrag und gleich auch einen Stromliefervertrag geradezu auf. Und das sind nur die zwei, die ich als die lautesten wahrnehme. Da tummeln sich, iwe überall wo man Geld verdienen kann, noch zahlreiche weitere. Es ist eher die Frage: wollen wir, dass die “private” Energiewende auf dem eigenen Dach von eingien Großunternehmen bewirtschaftet wird? Für viele ist so eine Rumdum-.Sorglos Lösung sicher sehr angenehm, für Bastler und Enthusiasten wäre aber eine Option ohne solche Mittelsmänner wünschenswerter.
Neue Module haben 450Wp oder mehr, die 1000kWh scheinen etwa zu stimmen, Energieaufwand zur Herstellung von Photovoltaikanlagen (Volker Quaschning) errechnet eine energetische Amortisierung aktueller Module von etwa 1,3 Jahre. Und er hat ja nur geschrieben, dass er sie von seinem Dach wegnehmen will. Wenn man damit viel Netzbezug spart, lohnt sich das wirtschaftlich - die Einspeisevergütung ist dann nur das Sahnehäubchen. 
Das muss nicht heißen, sie in den Müll zu hauen, man kann (und mMn sollte) sie besser auf z.B. SecondSol - Ihr Marktplatz für neue & gebrauchte Photovoltaik-Produkte reinstellen, da ist echt von neuen Modulen bis ranzige Antikware alles zu finden. Einem Bastler sind sie für seinen Schuppen immer noch gut genug.
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Die viel zitierte rotierende Masse, die der Frequenzstabilisierung dient, und lastausgleichend wirkt, ja zweifellos. Ich finde Wasserkraft als Komponente im erneuerbaren Mix auch wichtig und richtig. Hab auch schon mehrere alte und neue Wasserkraftwerke besichtigt (z.B. Thalkirchen, Tucherpark, Kammerl 
), faszinierend. Soweit ich das gelesen habe, geht es nicht um eine 25kW Grenze technologieübergreifend, sondern nur um die konkreten Regeln für PV, die Betroffenheit sehe ich daher nicht.
Hast du zum Grundwasserschutz eine Quellenangabe, da sehe ich ehrlich gesagt den Bezug nicht so ganz. Das Wasser im Staubecken soll ja nicht versickern, sonst kann man es nicht mehr verstromen. Und Hochwasserschutz ist meines Wissens am besten durch Renaturierung der Flüsse mit breitem Bett, Kiesbänken, an denen das Wasser durch Geschiebe Energie abgeben kann und Überschwemmungsflächen zu realisieren, nicht durch Kanalisierung und Aufstauung. München hat wohl von der Isar-Renaturierung schon deutlich profitiert die letzten Jahre. Damit Energie gewonnen werden kann, ist ja ein großer Höhenunterschied erwünscht, man wird also das Becken immer möglichst voll haben wollen, und dann ist nicht mehr viel Platz, um noch Starkregen oder plötzlich anschwellenden Durchfluss aufzunehmen.
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Meines Wissens (auch aus dem Gutachten des Blackouts in Spanien) ist das Problem, dass ältere PV-Wechselrichter ab eine Abweichung von ca. ± 0,3Hz voll abschalten.
Anhand der Frequenz im Netz kann man sehen, ob zuviel oder zu wenig Leistung im Netz ist.
Zu hohe Frequenz: zuviel Leistung im Netz
Zu geringe Frequenz: zu wenig Leistung im Netz
Das Regelverfahren ist etabliert und wird bei allen Energieerzeugeranlagen genutzt.
Das Problem bei PV ist aber die harte Abschaltschwelle. Fällt die Frequenz bei zu wenig Leistung im Netz unter die Abschaltschwelle, so gehen automatisch alle (alten) PV-Wechselrichter vom Netz und verstärken das Problem.
Es fehlt sozusagen die Schwungmasse einer Dampfturbine, die solche Schwankungen durch ihre rotierende Masse eine gewisse Zeit ausgleichen kann.
Ähnlich ist es bei zu hoher Frequenz. Bei 50,2Hz schalteten alle älteren PV-Wechselrichter hart ab, was dazu führte, dass plötzlich die Leistung stark reduziert wurde.
Die Regeln zur Abschaltung wurden mittlerweile angepasst und die Anlagen reduzieren stufenweise ihre Leistung, zumindest neuere.
Helfen würde auch bei großen Solarparks, wenn diese Stromspeicher hätten, um Schwankungen ausgleichen und stabilisieren zu können.
Der Netzbetreiber darf einer Grünstrombatterie nicht widersprechen. Dh., wenn du deinen Park um eine Batterie ergänzen möchtest, dann darfst du das. Grünstrom bedeutet, dass die Batterie nur aus dem Solarpark laden darf, nicht aber aus dem Netz. Auch darf die Einspeiseleistung durch die Batterie nicht erhöht werden, Park und Batterie dürfen zusammen nicht mehr Einspeisen als der Park an Leistung hat. Hintergrund ist, dass die Netze meist schon ausgelastet sind und Graustrombatterien sowohl als Bezieher als auch als Einspeiser gelten. Hierfür muss Bezugs- und Einspeisekapazität im Netz vorhanden sein. Die meisten Solar-Projektierer planen nur noch Parks, in denen die Installation eines Batteriespeichers auch möglich ist, sodass sie ein besseres Einspeiseprofil erhalten.
Zur Kombination mit Windkraft: Rechtlich gesehen ist der Weg für eine Überbelegung von Umspannwerken geebnet. So kann zB ein 100MVA Trafo mit 100MW Windkraft und 50MW PV belegt werden, SOFERN mit Regelungstechnik eine Überlastung des Umspannwerkes verhindert wird. Logisch. Nur dürfen die Netzbetreiber dem ganzen widersprechen, sie müssen nicht zustimmen. In der Realität widersprechen sie leider meist. Hoffentlich ändert sich das bald.
Die Probleme sind ganz klar der zu langsame Netzausbau und relativ wenige flexible Verbraucher. Auch ist es ein Problem, dass Biomassekraftwerke 24/7 feuern und wenig flexibel sind. Das wird sich ab 2027 langsam ändern, wenn erste Biogasanlagen aus der Förderung fallen und neue Förderung nur mit hoher Flexibilität möglich ist. Der flexible Verbrauch und Zubau von Batterien hat sich letztes Jahr verbessert und wird sich weiter massiv verbessern.
Was leider ausbleibt ist der Hochlauf vom Wasserstoff. Hier ist die Politik gefragt, klare Rahmenbedingungen und Investitionssicherheit zu geben. Ansonsten geht auch diese Branche komplett an China, die massiv investieren und die Wasserstoffwirtschaft im neuen 5-Jahresplan aufgenommen haben. So wie vorher Elektroautos, Solarenergie und Batterien…
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Kurze Korrektur. Ein Modul hat in DL einen Ertrag von 1.000kWh/kWp. Das bedeutet, dass nach einem Jahr die CO2-Bilanz ausgeglichen ist. Trotzdem ist ein Repowering ökologisch fragwürdig; ca. 30% Mehrleistung wird erreicht aber eine Menge Ressourcen beim Neubau weggeschmissen. Glas, Silber, Aluminium, … Die Module würden ansonsten locker 20 weitere Jahre laufen können, ohne Kosten.
Aktuelle Module haben 450-550 Wp Leistung. d.h. bei 1000 kWh pro Modul wären wir bei 2 Jahren.
Nein, alle Module sind nach einem Jahr ausgeglichen. Bei 400W Leistung ist auch nur 2/5 der Emissionen für die Herstellung nötig verglichen mit der Herstellung von 2,5 400W Modulen (1kW). Ich glaube, du hast da gerade einen Gedankenknoten, was vorkommt.
Den Knoten musst du bei dir suchen. Der Wert von geschätzt 1000 kWh für die Produktionskosten ist schon auf ein Solarmodul in Standardgröße mit heutzutage grob 450 kWp bezogen. Der Produktionskosten-Wert für 1kWp liegt eher bei 2000kWh. Das ist zumindest die Zahl die ich in Studien oft finde, tatsächlich weiß man es ja nicht ganz so genau, da die chinesischen Hersteller dazu keine Daten rausrücken. Die Studien schätzen also alle nur grob in der Luft herum.
Man kann also bei heutigen Modulen mit 2-3 Jahren Amortisation in Deutschland rechnen, je nachdem wie die Ausrichtung ist. Bei den älteren Modulen mit nur 200 Watt um die es ursprünglich ging aber entsprechend länger, da kommt es mit gleichen Produktionskosten angenommen eher auf 5 Jahre Amortisation hin.
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Touche. Ich hatte nicht konzentriert genug gelesen. Wenn man die Zahlen nimmt und den chinesischen Strommix zur Produktion des Moduls + den deutschen für die “Solarenernte”, so sind wir bei ca. 3 Jahren bis zum Break Even aus CO2-Sicht. Bei Neuinstallationen.
Wenn man nun annimmt, dass die neuen Module 30% mehr Leistung bringen als die alten, erhöht sich der Break Even bei gleichbleibenden Strommix aber auf 10 Jahre, sofern ich keinen weiteren Knoten habe (die anderen 70% waren ja schon auf dem Dach und waren schon vorher produziert). Da der Strommix sich aber über die Zeit noch deutlich CO2-ärmer werden wird, würde ich für den CO2-Break Even vom Repowering eher 15-20 Jahre veranschlagen. Und in 20 Jahren sind wir schon nahe der CO2 Neutralität .Aus CO2-Sicht wäre das Repowering also eher fragwürdig.
Oder habe ich hier schwere Gedankenfehler?
Hier werden jetzt Contract for Difference Verträge eingeführt. Also eine Mindestvergütung als Absicherung. Bei höheren Börsenpreisen wird abgeschöpft. Gewinne werden nicht mehr privatisiert. Aber man hat ebene dafür eine Planungssicherheit. Alternativ gibts noch die Direktvermarktung und PPAs.
So wie alles was fossil ist? Vlt. sollte man erstmal das Schädlichere abbauen, bevor man das Bessere anfängt zu bremsen? Bzw. gibt es schon diverse Bremsen.
Ich finde es etwas befremdlich die Bremsen zu diskutieren, ohne, dass wir überhaupt auf dem Ausbau Zielpfad sind. Niedrige Preise sind Anreiz für Speicher, Netzausbau, Digitalisierung, Flexibilisierung und Sektorkopplung. So lange das Netz dies aushält, sollten wir den Strom produzieren. Und dann ist es doch wirtschaftlicher größere Speicher an Knotenpunkten zu installieren, die mehrere Haushalte abdecken, als wenn jeder seinen eigenen Speicher baut, der dann nicht voll ausgelastet wird.
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Dabei gehst du davon aus, dass die Anlagen, wenn sie einspeisen, der Börsenpreis immer unterhalb der Vergütung liegt?
Vergütet wird die Differenz zum Börsenpreis, ist dieser 8 Cent, kostet das niemanden etwas.
Deine Differenzkosten sind also niedriger. Der Durchschnittliche Börsenpreis lag bei 11 Cent/kWh. Habe leider keinen Durchschnittpreis pro Tagesstunde gefunden. Aber deine Zahl wird deutlich niedriger sein.
Insgesamt ist die EEG-Vergütung sogar rückläufig bei stark steigendem Ausbau…viele alte sehr gut vergütete Anlagen fallen raus.
Die alten Module hatten doch vor 13 Jahren (vor 20 draufgepackt, nach 7 Jahren ab damals - wenn ich deinen Zahlen ungeprüft folge; wie oben verlinkt, berechnet Volker Quaschning für heutige Module 1,3 Jahre, nicht 3) den energetischen Break-Even - und den CO2-Break-Even, da der Strom damals noch dreckiger war, sicher auch schon längst. Ich sehe keine Basis, denen das im Fall eines Abbaus jetzt nochmal anzurechnen, Haken dran. Außerdem wurde ja angemerkt, sie müssen nicht weggeschmissen werden, nur weil sie von diesem Dach runterkommen.
Über das nächste Repowering in 20 Jahren will ich heute noch nicht spekulieren. Wenn die Industrie bis dahin CO2-neutral ist, haben die Module auch keinen CO2-Rucksack mehr, der abgetragen werden müsste.
Das ist ein Strohmann. Das Argument von mir, Lion Hirth, der Bundesnetzagentur, der Bundesregierung und vielen anderen Akteuren ist, dass die Subventionierung von kleinen PV-Anlagen (und kleinen Heim-Speichern) die Dekarbonisierung unnötig teuer macht und damit nicht nur eine nicht mehr Zeit gemäße Wirtschaftspolitik ist, sondern damit auch die Akzeptanz der Energiewende an sich gefährdet.
Die Frage ist, ob die Gelder in große PV- und Wind-Parks, Netzausbau und Großbatterien investiert werden sollen oder in verhältnismäßig nutzlose Kleinanlagen. Die medialen Fronten sind dabei einerseits die Experten aus der Volkswirtschaftslehre und Energiebranche und andererseits die Profiteure der aktuellen Subventionen (subventionierte Privatpersonen und Kleinanlagen-Installateurunternehmen). Der öffentlich ausgetragene Streit zwischen Lion Hirth und Philipp Schröder ist dafür ein Beispiel.
Anmerkung zu „kleinen Heim-Speichern“: Das gilt ausdrücklich nicht für E-Fahrzeuge. Die sind hilfreich bei der Dekarbonisierung und „bald eh da“. Allerdings sollte hier die Subvention für die öffentliche Ladeinfrastruktur statt für die E-Fahrzeuge oder privaten Wallboxen eingesetzt werden.
Ergänzung: Ein Argument für mittlere und kleinere Anlagen wäre die erhöhte Resilienz gegen großflächige Sabotage oder sonstige Angriffe. Allerdings müssten die Anlagen dafür autark laufen können (d.h. ohne Netz, was Zusatzkosten verursacht) und auch hier wäre ein mittelgroßer PV-Park plus Quartierspeicher wohl die bessere Wahl als kleine Heim-Anlagen. Ferner werden Sabotageakte vermutlich hauptsächlich im Winter stattfinden (kaum PV, hoher Verbrauch), d.h. die vermeintliche Autarkie wäre Augenwischerei.
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Die man aber nicht zurückgewinnt, wenn man stattdessen, wie H Hirth fordert bzw. die Regierung es umsetzen wird, mehr landwirtschaftliche Flächen dafür nutzt (denn die 10 GW Dach/Jahr fallen dann weg und müssen irgendwo anders hin). Da ist die Akzeptanz mind. genauso nicht gegeben. Agri PV ist nicht günstiger als Dach PV.
Zumal die Kostenunterschiede echt niedrig sind, 2-3 Cent/kWh (H Hirth vergleicht leider nicht die Einspeisevergütungen, sondern die Gestehungskosten). Und den Netzausbau hat H Hirth leider nicht erwähnt, der notwendig ist, um den Strom von den großen Flächenanlagen zum Endverbraucher zu bekommen.
Von mir aus soll man das Fördersystem umbauen. Aber dann braucht es eine gangbare Alternative, die genauso Finanzierungssicherheit bietet, bevor man die Förderung abrupt eindampft.
Und das ist auch kein Strohmann, da Strom aus subventioniertem Gas deutlich teurer ist, also die 7 Cent. Die Energiewende ist damit jetzt schon günstiger als die fossile Alternative. Wie dargestellt sinken die EEG Kosten oder bleiben stabil bei gleichzeitig starkem Ausbau.
Also für die Heimanlagen ist ja in den letzten 20 Jahren ein gut funktionierendes, und vor allen Dingen unbürokratisches System geschaffen worden, um Strom einzuspeisen und zu vergüten.
Wenn man das jetzt aus Kostengründen abschaffen will, sollte man den kurzfristigen Effekt nicht überschätzen.
Im Heimsegment liegen die Einspeisevergütungen für die 2025 installierten Anlagen bei ca. 220-240 Millionen Euro. Das kann man sich natürlich sparen, in dem man die neuen Anlagen entweder zwingt, den Strom zu verschenken. Oder man geht in die Direktvermarktung, dann wird es vergütet und (senkt) edit: steigert den Gesamtstrompreis.
Angenommen, man senkt die Vergütung durch Direktvermarktung auf 4Ct, dann hat man ca. 100 Mio. Euro im Jahr gespart, die nicht aus Steuern bezahlt werden, müssen. Die werden dann wieder im Strommarkt vergütet, was den Strom erstmal wieder teuer macht.
Das “Problem” der Überproduktion ist damit aber zu nullkommanull adressiert.
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