An Solaranlagen entlang von Autobahnen würde sich wohl niemand stören. Wegen fehlender Anreize wird aktuell nicht in solche Projekte investiert. Bild: TNC Consulting

Eine Studie zeigt: Während sich das Potenzial auf Einfamilienhäusern dank Eigenverbrauch wirtschaftlich nutzen lässt, bestehen für Anlagen mit geringem Eigenverbrauch zu wenig Anreize. Bild: Meteotest

Auf der Staumauer des Albigna-Stausees (2165 m.ü.M.) wurde die erste hochalpine PV-Grossanlage realisiert. Solche Anlagen auf Infrastrukturbauten in den Alpen bergen ein grosses Potenzial, noch bestehen jedoch raumplanerische Hürden. Bild: reech

Da PV-Anlagen heute nur mit einem hohen Eigenverbrauchsanteil wirtschaftlich sind, wird bei vielen Projekten nicht die ganze Dachfläche ausgenutzt. Bild: Helion

PV-Tagung 2021: Big Solar - wie der Ausbau gelingt

(Anzeige) 34 TWh Solarenergie bis 2050 – so das Zielbild der Energieperspektiven 2050+ des Bundes. Dazu muss die Photovoltaik massiv ausgebaut werden. Welche Anreize braucht es? Und wie lässt sich die dezentrale Stromproduktion sinnvoll ins Netz integrieren? Zwei Fragen, die an der Photovoltaik-Tagung vom 1./2. Juli 2021 in Bern für Gesprächsstoff sorgen werden. (Texte en français >>)


Die Photovoltaik (PV)-Branche trotzte 2020 der Corona-Krise: Obwohl die genauen Marktzahlen für das vergangene Jahr noch fehlen, rechnet die Branche mit einem Rekord bei neu installierten PV-Anlagen – der Zubau wird 400 MW deutlich übersteigen. Doch trotz neuer Bestmarke befindet sich die Schweiz noch weit entfernt vom Zielpfad für die Energieperspektiven 2050+. Dafür muss der Zubau in den nächsten Jahren auf 1500 MW gesteigert werden.

Anreize neu setzen
Kurz- bis mittelfristig ist gemäss Swissolar realistisch, dass auf Schweizer Dächern rund 25 TWh und an Fassaden rund 8 TWh Solarstrom produziert werden könnten. Nach Anlagengrösse entfallen 23 % der Stromproduktion auf Kleinanlagen auf Einfamilienhäusern. Dank Einmalvergütung und optimiertem Eigenverbrauch sind solche Anlagen heute bereits wirtschaftlich. 61 % des gesamten Dachpotenzials sind auf Mehrfamilienhäusern, Gewerbe- und Industriebauten sowie auf Gebäuden mit gemischter Nutzung anzutreffen, 12 % in der Landwirtschaft. Bei vielen dieser potenziellen PV-Flächen stellt sich jedoch das Problem, dass der erwartete Stromertrag nicht oder nur zu einem kleinen Teil im Gebäude selbst genutzt werden kann. Oft wird deshalb nicht das ganze Dachpotenzial ausgeschöpft, damit der Eigenverbrauchsanteil und so auch die Wirtschaftlichkeit steigt. Oder die Anlagen werden erst gar nicht gebaut. Deshalb fordert Swissolar einen minimalen Rückliefertarif für Anlagen ohne oder mit geringem Eigenverbrauch. Denn nur so rücke das Ausbauziel der Energieperspektiven 2050+ in Griffweite, so Swissolar.

Nicht nur auf Dächern und Fassaden
Neben den Dächern braucht es zusätzliche Flächen, zum Beispiel auf Infrastrukturanlagen wie Parkplätzen oder Kläranlagen. Ein Beispiel sind die innovativen Solarfaltdächer, die über Parkplätzen oder Klärbecken Schatten spenden und gleichzeitig Energie produzieren. Bei Schneefall oder Wind werden sie eingefahren. Die Belastung, denen die Dächer standhalten müssen, wird so elegant reduziert. Scheint die Sonne wieder, kann die Produktion ohne Einschränkungen durch Schnee wieder starten.

Für die Winterstromproduktion sind Solaranlagen auf Infrastrukturbauten in den Alpen interessant. Da Staumauern oder Lawinenverbauungen aber ausserhalb der Bauzone liegen, gibt es raumplanerische Hindernisse zu überwinden. Für solche Anlagen muss nachgewiesen werden, dass sie an diesen Standort gebunden sind. Dieses Kriterium lässt jedoch einigen Interpretationsspielraum und sorgt somit für grosse Planungsunsicherheiten. Aus Sicht der Raumplanung kaum umstritten sind hingegen Anlagen entlang von Autobahnen. Die Investoren halten sich aber trotzdem zurück. Sie sind wegen des fehlenden Eigenverbrauchs nicht wirtschaftlich – wie die meisten Anlagen, die nicht an Gebäuden mit hohem Eigenverbrauch installiert sind.

Spitzen kappen, aber wie?
Gelingt es, den Zubau massiv zu steigern, stellen sich weitere Fragen. Für viel Diskussionsstoff sorgt die Netzintegration. Können die Verteilnetze so viel PV-Strom schlucken? «Der heutige Anteil von gut 4 % Solarstrom stellt für die Netze kein Problem dar», beruhigt Samuel Beer, COO von Helion. Im Gegenteil führe die dezentrale Produktion zu einer Netzentlastung, weil der Strom dort produziert werde, wo auch Abnehmer vorhanden sind. Bei einem Drittel Solarstrom an der Gesamtproduktion könnte es aber nötig werden, Produktionsspitzen zu reduzieren. Eine Möglichkeit ist, die maximale Einspeiseleistung zu limitieren, wie dies der Verein Smart Grid Schweiz (VSGS) fordert. «Die maximale Leistung erreichen PV-Anlagen nur während weniger Stunden im Jahr, vor allem im Sommer, wenn ohnehin ein Überangebot vorhanden ist», erklärt Andreas Beer vom VSGS. Wird der Wechselrichter bei 70 % der maximalen Leistung abgeregelt, gingen nur rund 1–2 % der Stromproduktion verloren, bei einer Limitierung auf 50 % lägen die Verluste bei rund 10 %. «Würde die Netzeinspeisung bei 50 % der maximalen Leistung begrenzt, könnten wir bei gleichem Netzausbau zusätzliche Produktionskapazitäten ins Netz einbinden und den gesamten Stromertrag fast verdoppeln», ergänzt Andreas Beer.

Anreize für flexible Lasten
Ein anderer Ansatz ist, den Verbrauch von flexiblen Lasten wie Kühlhäusern oder Wärmepumpen vermehrt an die PV-Produktion anzupassen. Auch im Netz integrierte Batterien als kurzfristige Speicher könnten solche Spitzen brechen. «Solche Flexibilitäten zur Verfügung zu stellen, ist heute nicht lukrativ», erklärt Samuel Beer. Zudem bilde die starre Netztarifierung ein Hindernis. Wer seine Wärmepumpe zur Solarproduktionszeit betreibt, bezahlt auf dem Strom Entgelte für alle sieben Netzebenen, obwohl der lokale Solarstrom nur über die unterste Verteilnetzebene fliesst. «Wenn wir die Netznutzung, unter Berücksichtigung der Standorte von Kraftwerken und Verbrauchern, verursachergerecht bepreisen, wird es lukrativ, flexible Lasten netzdienlich steuern zu lassen», so Samuel Beer. Technisch sei dies schon heute problemlos möglich. Auch Stromspeicher auf Quartierebene oder lokale Strommärkte könnten sich dann lohnen.

Das Bundesamt für Energie erarbeitet deshalb im Hinblick auf die nächste Revision des Stromversorgungsgesetzes (StromVG) Lösungen, wie die Netztarifierung flexibler gestaltet und weiterentwickelt werden kann. Setzen sich verursachergerechte Tarife durch, könnte die Solarenergie mit weniger Fördergeldern und mehr Markt gewinnen.
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19. Nationale Photovoltaik-Tagung
Anfang Juli trifft sich die Solarbranche zur 19. Nationalen Photovoltaik-Tagung, organisiert von Swissolar zusammen mit dem Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) und EnergieSchweiz. Im Zentrum steht die Frage, wie sich das Ziel der Energieperspektiven 2050+ mit einem Ausbau der Photovoltaik auf 50 GW realisieren lässt. Thematisiert werden zudem aktuelle Entwicklungen aus der Forschung, zu Speichern oder zur gebäudeintegrierten Solarenergienutzung.

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Datum:1./2. Juli 2021
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Ort:Kursaal Bern, je nach aktueller Pandemie-Situation virtuell
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Informationen und Anmeldung: www.pv-tagung.ch
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Text: Irene Bättig, im Auftrag von Swissolar

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2 Kommentare

Georg Hodel

Zuerst müsste man sich noch überlegen, wie die Energie saisonal gespeichert wird. Das BFE meint ja wir könnten unsere sommer PV-peaks nach Deutschland exportieren. Das ist sogar noch unwahrscheindlicher als, dass Windstrom im Winter nach belieben verfügbar geschweige lieferbar wäre. Ohne saisonalen Speicher ist 2050 70% des PV-Stroms wertlos.

Max Blatter

Sowohl im Lead wie im Text müsste es statt "TWh" eigentlich "TWh/a" heißen: Die Energiemenge, die beim Ausbaustand von 2050 JÄHRLICH produziert werden sollte. So könnte man meinen, es sei die gesamthaft von 2021 bis 2050 produzierte Energiemenge gemeint, was dann doch etwas "mickrig" wäre.

Zum Vergleich: Im Jahr 2019 wurden 7840 TJ oder knapp 2.2 TWh mit Fotovoltaik-Anlagen produziert.

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