Was haben der griechische Held Ikarus und die deutsche Solarbranche gemeinsam? Ikarus war – der griechischen Mythologie nach – mit seinem Vater aus einem Gefängnis geflohen, indem er sich Flügel gebaut hatte. Das Wachs, mit denen sie die Federn befestigt hatten, schmolz, als Ikarus der Sonne zu nah kam. Darauf stürzte er ins Meer. „Die Geschichte hat Parallelen zum deutschen Ausbau der Photovoltaik“, sagt Prof. Manuel Frondel, Leiter des Kompetenzbereichs „Umwelt und Ressourcen“ am RWI-Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung in Essen. Er spricht daher bei der Photovoltaik auch vom „Ikarus-Effekt“.
Rekordzubau 2023
Den Aufstieg Richtung Sonne hat die Solarbranche im vergangenen Jahr in Deutschland massiv vollzogen: 14 GW Solarstromleistung sind neu ans Netz gegangen – so viel wie noch nie innerhalb von zwölf Monaten. Insgesamt sind heute 81 GW Solarstromleistung in Deutschland installiert. Das Ziel der Bundesregierung bis zum Jahr 2030 ist eine Leistung von 215 GW, also fast das Dreifache. Die Hälfte davon soll auf Dachflächen, die Hälfte ebenerdig, also überwiegend auf landwirtschaftlich genutzten Flächen installiert werden.
Schon 2023 waren deutschlandweit mit 4,3 GW der neu installierten Leistung knapp ein Drittel der Anlagen Solarparks – ein Plus von rund 40 % gegenüber 2022. Und der Zubau geht dynamisch weiter: Bei der Ausschreibung für Freiflächensolaranlagen am 1. Dezember 2023 haben die Bieter bei einer ausgeschriebenen Menge von 1611 MW insgesamt 574 Gebote mit einem Volumen von 5485 MW eingereicht. Damit war das der Gebotstermin mit der höchsten Anzahl an Geboten sowie mit der größten Gebotsmenge in dieser Technologie.
Solarparks lösen schon heute nicht selten Diskussionen um den Flächenverbrauch in der Landwirtschaft aus: Für die 2023 installierten 4,3 GW sind etwa 4300 ha Fläche nötig. „Wenn künftig die Hälfte des Solarzubaus über Freiflächenanlagen realisiert werden soll, bedeutet das 80 000 bis 100 000 ha zusätzlich“, sagt Udo Hemmerling, Geschäftsführer des Bundesverbandes der gemeinnützigen Landgesellschaften (BLG). Bezogen auf die gesamte Agrarfläche macht das nur 0,5 bis 0,7 % aus. Aber: „Vor Ort ist das schon ein Einschnitt in die Agrarstruktur, wenn eine Anlage einige Dutzend Hektar belegt“, sagt er. Gerade Pachtbetriebe mit Tierhaltung wären davon stark betroffen.
Der Flächenkonflikt ist aber nur ein Teil des Problems. Dazu kommt, dass Stromverbrauch, Netzausbau und die Installation von Speichern nicht auf den Ausbau der Solarstromleistung abgestimmt sind. Die in Deutschland installierte PV-Leistung ist bereits heute höher als die maximal benötigte Leistung (80 GW). Würden alle Anlagen unter Volllast laufen, könnten sie also theoretisch den Strombedarf in Deutschland auch zu Spitzenzeiten decken. Doch PV-Anlagen laufen nur selten unter Volllast und wenn dann tagsüber und insbesondere in den Sommermonaten. So bleiben viele Zeiten, in denen andere Kraftwerke – konventionelle und erneuerbare – einspringen müssen.
Auf der anderen Seite entstehen aber auch Stromüberschüsse: Gerade in der Mittagszeit, wenn die überwiegend nach Süden ausgerichteten Solaranlagen ihre Leistung voll einspeisen, wird an manchen Tagen mehr Strom produziert, als gebraucht wird. Um Netzüberlastungen zu vermeiden, müssen die Netzbetreiber den Strom dann günstig abgeben oder sie zahlen sogar dafür, dass er abgenommen wird – etwa vom Ausland. In diesem Fall spricht man von „negativen Strompreisen“.
Im Laufe der vergangenen Jahre sind die Zeiten mit negativen Strompreisen massiv gestiegen: von 15 Stunden im Jahr 2011 auf 301 Stunden im Jahr 2023.
Ein Risiko für Betreiber
Negative Strompreise sind ein Risiko für den einzelnen Betrieb: Nach dem EEG (§ 51) erhält der Betreiber keine Vergütung, wenn der Strompreis an der Börse drei Stunden lang negativ ist. Dieser Wert sinkt jährlich, im Jahr 2027 fällt die Vergütung schon ab einer Stunde mit negativen Strompreisen weg. Zum Vergleich: Aufgrund des starken Windaufkommens war der Dezember 2023 mit 72 Stunden der Monat, in dem der Börsenstrompreis am längsten negativ war, gefolgt von Juli mit 56 Stunden und Oktober mit 38 Stunden. „Daher muss man ernsthaft überlegen, ob eine alleinstehende Freiflächenanlage noch ein Geschäftsmodell ist oder ob man sie von Anfang an mit Speicher planen sollte“, sagt Hemmerling.
„Neue PV-Anlagen werden nach dieser Entwicklung in der Hauptzeit mittags und nachmittags zumindest nach dem EEG keine Erlöse mehr erzielen. Damit ist eine Wirtschaftlichkeitsberechnung wie bisher nicht mehr möglich“, ergänzt John Booth, Rechtsanwalt und Präsident der Deutschen Gesellschaft für Agrarrecht. Angesichts des großen Planungs- und Projektinteresses erscheine es fraglich, ob Investoren und Banken die Risiken schon eingepreist hätten.
Das nächste Problem: Wegen der Stromüberschüsse kommt es auch immer häufiger zu Abschaltungen von Wind- und Solaranlagen, um Netzüberlastungen zu vermeiden. In diesem Fall erhalten Anlagenbetreiber Entschädigungszahlungen – im Jahr 2021 waren es laut Bundesnetzagentur rund 800 Mio. €, im Jahr 2022 schon 900 Mio. €. Viel Geld für Strom, der nicht produziert wird.
Abhilfe brächte der schnellere Ausbau des Stromnetzes: der Überlandleitungen von Nord nach Süd und der Verteilnetze vor Ort. Welche Wirkung der Netzausbau, in diesem Fall der Abtransport des Stroms Richtung Süden, haben kann, zeigt das Beispiel Schleswig-Holstein: Hier haben Erneuerbare-Energien-Anlagen im Jahr 2022 mit 25,8 TWh so viel Strom ins Netz eingespeist wie nie zuvor. Obwohl parallel mit 545 MW die mit Abstand größte Windkraftleistung aller Bundesländer neu ans Netz ging, sank die Zahl der Abschaltungen aufgrund von Netzüberlastungen auf den niedrigsten Wert seit 2015.
Steuerung des Verbrauchs
„Aber es ist ein Irrtum zu glauben, dass es reicht, wenn wir nur die Netze ausbauen. Wir werden mittags mit Solarstrom flächendeckend mehr Strom produzieren, als nachgefragt wird, da ist es dann egal, wo wir den Strom hinleiten“, sagt Frondel. Als Lösung sehen viele Energieexperten und Studienautoren die Verbrauchssteuerung an. Gemeint ist die Anpassung des Stromverbrauchs an die Erzeugung. Wichtig dafür wären flexible Stromtarife. Damit hätten Verbraucher einen Anreiz, Strom in Zeiten mit regionalen Überschüssen und damit bei günstigen Preisen zu verbrauchen und zu anderen Zeiten zu sparen.
Erste Ansätze zur Verbrauchssteuerung gelten seit Anfang 2024: Der Netzbetreiber darf bei Bedarf steuerbare Lasten temporär „dimmen“. Im Gegenzug sollen die Betreiber ein reduziertes Netzentgelt zahlen. Diese Festlegung der Bundesnetzagentur wird nach Ansicht von der Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) den Anschluss von Wärmepumpen, privaten Elektrofahrzeug-Ladeeinrichtungen, Klimageräten und Batteriespeichern beschleunigen.
Eine weitere Möglichkeit, Überschussstrom zu nutzen, sind Power-to-Heat-Anlagen, die Wärme auf Vorrat produzieren und in großen Puffertanks speichern. Das ist allerdings nur bedingt für Solarstrom eine Lösung, sondern betrifft eher den Windstrom im Winter.
„Am besten ist es, Solarparks so zu platzieren, dass man den Strom möglichst vor Ort verbrauchen kann und nicht über weite Leitungen transportieren muss“, fordert Harald Wedemeyer, Justitiar und Referent für erneuerbare Energien beim Landvolk Niedersachsen. Das steigende Interesse der Firmen an günstigem Solarstrom über private Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements, kurz PPA) beflügelt das. Mit einer Ost-West-Ausrichtung der Module lässt sich Strom zudem vermehrt zu den Zeiten produzieren, an denen die Überschüsse nicht so hoch sind.
Für kontraproduktiv hält Rechtsanwalt Booth dagegen die Privilegierung von Solarparks entlang von Autobahnen und Bahnschienen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Das führt nicht nur dazu, dass auch landwirtschaftlich ertragreiche Flächen belegt werden. „Wir haben dort oft auch keine Stromabnahme“, kritisiert er.
Für eine sinnvolle Planung sollten sich Anlagenbetreiber mit dem regionalen Energieversorger abstimmen: Wie sieht das Energiekonzept aus? Ist es überhaupt sinnvoll, noch einen Solarpark zu bauen? Anschließend sollte man mit der Kommune in die Bauleitplanung einsteigen. „Damit können wir den Bau neuer Solarparks steuern, sodass sie an sinnvollen Standorten entstehen, wie zum Beispiel in der Nähe von Industrie- und Gewerbeflächen. Wir versprechen uns davon eine stärkere regionale Energieerzeugung und geringere Netzkosten“, sagt Helma Spöring, Bürgermeisterin von Walsrode (Niedersachsen), die mit einem viel beachteten Kriterienkatalog für Solarparks energie- und landwirtschaftliche Belange unter einen Hut gebracht hat. Spöring hält es auch für sinnvoll, mit Projektentwicklern oder Investoren zu sprechen, die in einem Gewerbegebiet Wasserstofftankstellen planen. „Wir stimmen das mit Spediteuren ab, die dort tanken wollen. Man sollte Ladesäulen mit Photovoltaik zusammenplanen“, sagt sie.
Erste Ansätze zur Steuerung
Neben Netzausbau und flexiblem Stromverbrauch ist eine dritte Säule die flexible Stromproduktion mithilfe von erneuerbaren Energien. „Flexible erneuerbare Energien wie Biomasse, Geothermie, aber auch Speicher können ein Back-up liefern für fluktuierende Energien wie Wind- und Solarenergie“, betonte Prof. Barbara Praetorius, Klima- und Energieökonomin an der Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW) Berlin, auf dem Energiedialog des Bundesverbandes Erneuerbare Energien (BEE) im Januar in Berlin. „Was wir auf keinen Fall benötigen sind neue Großkraftwerke“, sagte sie mit Blick auf die Kraftwerksstrategie der Bundesregierung. Zum Hintergrund: Anfang Februar hatten sich der Bundeskanzler, der Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz und der Bundesfinanzminister im Rahmen der Kraftwerksstrategie unter anderem darauf geeinigt, zunächst Gaskraftwerke mit einer Leistung von insgesamt 10 GW (4 x 2,5 GW) auszuschreiben. Diese sollen erst einmal mit Erdgas betrieben und dann zwischen 2035 und 2040 vollständig auf Wasserstoff umgestellt werden. Insgesamt werden bis zum Jahr 2045 vermutlich 30 GW flexible Kraftwerksleistung benötigt.
Der Fokus auf fossile Großkraftwerke, die in unbestimmter Zeit auf grünen Wasserstoff umgestellt werden sollen, passe weder zu den Klimazielen noch zur Dezentralität von Sonne und Wind und erst recht nicht zum klammen Bundeshaushalt, meint auch BEE-Präsidentin Dr. Simone Peter.
Bioenergie-Potenziale unterschätzt?
Anders als die Bundesregierung, setzt der BEE große Hoffnungen auf flexible Biogasanlagen. Durch den Zubau von unter anderem Blockheizkraftwerken und Gasspeichern können Biogasanlagen so ausgestattet werden, dass sie bedarfsgerecht Strom produzieren können. Durch diese Flexibilisierung des Biogasanlagenbestands könnten nach den Szenarien des BEE bis 2030 rund 12 GW flexible Leistung entstehen, beim Heben nachhaltiger Substratpotenziale sogar mehr. Bis 2050 seien insgesamt 27 GW flexible Biogas-Leistung möglich und das für weniger als die Hälfte der ursprüng-lich von der Bundesregierung vorgesehenen 60 Mrd. € Kosten für den Gaskraftwerkspark.
Ein weiteres Plus für die flexiblen Biogaskraftwerke: Sie können dezentral Wärme auskoppeln und systemdienlich in Wärmenetze und Gasspeicher vor Ort einspeisen.
Bei dem Energiedialog äußerte sich Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck allerdings kritisch in Bezug auf die Bioenergie als Reserveoption. „Die Mengen für Biogasanlagen sind begrenzt, wenn wir nicht überall Maisanbau haben und auch noch Flächen für die Nahrungsmittelproduktion und den Naturschutz behalten wollen“, sagte er. Man könne sich darüber streiten, ob Biogasanlagen 4 oder 6 GW flexible Leistung bereitstellen könnten.
Nach Angabe des Fachverbandes Biogas sind heute deutschlandweit allerdings bereits 6 GW Biogasleistung installiert. Durch die Flexibilisierung sei eine Erhöhung auf 24 GW möglich. Ohne weiteren Substrateinsatz. Denn schließlich würde nicht die erzeugte Strommenge erhöht, sondern nur der Zeitpunkt der Erzeugung verschoben.
Für den BEE begrenzt deshalb nicht die Biomasse den Aus- und Umbau der Biogasanlagen, sondern fast ausschließlich die rechtlichen Vorgaben. Darum fordert der BEE zusammen mit anderen Verbänden, dass die Bioenergie in der von der Bundesregierung geplanten Nationalen Biomassestrategie und in der Kraftwerksstrategie eine stärkere Rolle einnehmen müsste.
Die Rolle der Speicher
Ein weiterer Baustein sind Stromspeicher. Ihr Zubau steigt in Deutschland stark. Im Haushaltsbereich sind mittlerweile weit über 1 Mio. Energiespeichersysteme installiert. Die Energiespeicherprojekte der Industrie haben sich im Jahr 2023 verdoppelt und die Kapazitäten bei Großspeicherprojekten im Netz wachsen laut Aussage des Bundesverbandes Energiespeicher Systeme (BVES) deutlich. Doch das reicht noch längst nicht aus. Das zeigen beispielhaft Zahlen des Verbandes der Bayerischen Energie- und Wasserwirtschaft von Ende Januar 2024: Die in Bayern installierten Batteriespeicher haben zusammen eine Leistung von 1,6 GW. Dies entspricht in etwa der Leistung eines großen Kernkraftwerks. Sie weisen bislang aber nur eine Speicherkapazität von 2,5 GWh auf und stehen damit im Unterschied zu einem Kraftwerk nur für eine sehr kurze Zeit zur Deckung des Strombedarfs zur Verfügung. Bei einem angenommenen durchschnittlichen Tagesstrombedarf von etwa 215 GWh reicht die Batteriekapazität rein rechnerisch derzeit gerade für etwa 17 Minuten. Noch mal die gleiche Zeit kommt durch die in Betrieb befindlichen Pumpspeicherkraftwerke in Bayern hinzu. Würden sich alle in Bayern vorhandenen Elektroautos durch bidirektionales Laden an der Deckung des Strombedarfes beteiligen, wäre dies gedanklich für etwa eine Stunde möglich.
Mit einer Stromspeicherstrategie will das Bundeswirtschaftsministerium jetzt die Rahmenbedingungen für Energiespeicher verbessern. „Es fehlen jedoch konkrete Ziele und Wegweiser für den Speicherausbau, für wirtschaftlich tragfähige Geschäftsmodelle und einen netzdienlichen Speicherbetrieb“, sagt Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes der Solarwirtschaft.
Ein Vorschlag ist, die häufig im Winter mangels Solarstromproduktion kaum genutzten Heimspeicher zu nutzen, um sie in Überschusszeiten mit günstigem Windstrom zu laden. „Der Kunde würde dann einen Abschlag erhalten, wenn er seine Batterie zur Verfügung stellt. Das sind günstige Lösungsmöglichkeiten, die wir jetzt nutzen sollten“, fordert Arndt Müller, Vorstand der Stadtwerke Trier.
Eine andere technische Entwicklung sind Redox-Flow-Batterien, bei denen die Elektrolyten in großen Tanks gespeichert sind. Sie sind zwar wesentlich träger als Lithium-Ionen-Batterien, können dafür aber Strom im Megawattmaßstab und über mehrere Tage speichern. Die Münchner Firma Voltstorage plant erste Anlagen ab 2025. „Wir streben Kapazitäten von einer bis zu mehr als 100 MWh an. Damit sind die Batterien geeignet, Strom von Wind- und Solarparks zu speichern und somit signifikant zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen“, sagt Firmenmitgründer Michael Peither.
Das Resümee
Der Rekordzubau bei der Photovoltaik 2023 löst nicht nur Jubel aus. Soll die Energiewende technisch und finanziell gestemmt werden können, darf die Bundesregierung nicht mehr nur blind auf den Ausbau von Wind- und Solarenergie setzen, sondern muss mehr im System denken. Dazu gehört nach Meinung vieler Experten Folgendes: Die Bremsen bei der Bioenergie müssen schleunigst gelöst werden, um eine weitere Flexibilisierung bei der Stromerzeugung, die Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz sowie die Umrüstung auf alternative Substrate anzureizen. Der Gesetzgeber muss regulatorische Hemmnisse bei der Stromspeicherung und der Wasserstoffproduktion abbauen. Außerdem sind flexible Stromtarife in Verbindung mit intelligenten Stromzählern nötig, um Anreize für die Lastverschiebung zu schaffen. Parallel zum Ausbau der Stromnetze sollten Wind- und Solarparks nur noch an energiewirtschaftlich sinnvollen Standorten entstehen, damit es zum Beispiel möglich ist, den erzeugten Strom vor Ort zu verbrauchen, per Elektrolyse erzeugten Wasserstoff ins Gasnetz einzuspeisen oder Überschussstrom in Wärmenetzen zu nutzen. Und was die Teilnehmer bei sehr vielen energiewirtschaftlichen Tagungen seit Jahren fordern: Die Investoren benötigen (wieder) mehr Planungssicherheit – und das über einen längeren Zeitraum.
Solarausbau in NRW
2023 hat auch NRW ein Rekordjahr beim Ausbau der Solarenergie erlebt: Laut Landesverband Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW) sind gut 211 000 Photovoltaik (PV)-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 2000 MW neu in Betrieb gegangen. Das war mehr als doppelt so viel wie im Jahr davor (955 MW). Im Bundesländervergleich rangiert NRW damit nach Bayern und vor Baden-Württemberg auf Rang zwei.Auf der Fläche hat NRW dagegen noch großen Nachholbedarf: Bisher findet der Solarausbau hier fast ausschließlich auf Dächern statt. Auf Freiflächen entstand im vergangenen Jahr gerade einmal etwa 3 % der neu installierten Leistung. Ganz anders in anderen Bundesländern: In Schleswig-Holstein lag der Anteil der Freiflächen-Projekte an der neu installierten PV-Leistung im vergangenen Jahr bei rund 48 %. In Bayern gingen über 200 größere Solarkraftwerke mit insgesamt mehr als 1600 MW Leistung an den Start. NRW verfügt derzeit insgesamt nur über einen Bestand von 440 MW an PV-Freiflächenanlagen.
