Der diese Woche veröffentlichte "World Energy Outlook" der Internationalen
Energieagentur (IEA) reiht sich ein in eine lange Tradition: Potenziale
von erneuerbaren Energien werden klein geredet, konventionelle
Energiequellen überschätzt, kritisiert Hans-Josef Fell,
Ex-Bundestagsabgeordneter und Präsident der Energy Watch Group. Mit
Blick auf die entscheidende UN-Klimakonferenz müsse die IEA endlich
einen realistischen Wegweiser liefern.
Die letzten Entwicklungen rund um den Ölpreis verdeutlichten, dass
das Energiesystem an einem Wendepunkt steht. Der tiefe Ölpreis hat die
bereits bestehende Schieflage der Ölfirmen noch verstärkt. Ohne die
Null-Zinspolitik und massive Subventionen wären die meisten Firmen nicht
mehr überlebensfähig. Es ist absolut offen, ob die Transformation des Systems verträglich oder mit Verwerfungen vor sich gehen
wird. Entweder wird ein hoher Ölpreis die Wirtschaft zerreißen, oder ein
niedriger die Ölfirmen.
Gerade deshalb wären brauchbare Wegweiser unerlässlich – und was
macht die IEA? Sie fabuliert im aktuellen "World Energy Outlook" (WEO)
von einem weltweiten Ölverbrauch bis zum Jahr 2040 von 103,5 Mb/Tag.
Dies ist in Anbetracht der überschuldeten Ölfirmen und den eigenen
Warnungen der IEA vor den stark zurückgefahrenen Investitionen im
Erdölsektor völlig unrealistisch. Bereits im Jahr 2014 lagen die
Nettoinvestitionen in neue Stromerzeugungskapazitäten erstmals bei den
Erneuerbaren höher als bei fossilen Kraftwerken.
Die irreführenden Prognosen beschränken sich aber keinesfalls nur auf
den Erdölsektor. Der Elektrizitätsanteil der Kohle soll nur von 41
Prozent auf 30 Prozent abnehmen. Mit anderen Worten: Die bestehenden
Kohlekraftwerke laufen weiter und wenige neue kommen dazu. Insbesondere
in Anbetracht der aktuellen Kohlekrise und dem Exodus der
Kohleinvestoren sind diese Annahmen mehr als fragwürdig. Auch die
beginnenden Anstrengungen Chinas die Luftreinhaltung mit einer
Verringerung der Kohlekraft zu erreichen, scheint die IEA nicht ernst zu
nehmen. Weiter soll der Anteil der Kernkraft an der Stromversorgung bis ins
Jahr 2040 konstant bleiben was einen jährlichen Nettozuwachs
voraussetzt. Diese Annahmen sind schlichtweg nicht haltbar, wenn bedacht
wird, dass die Uranvorkommen nicht ausreichen,
Plutoniumreaktoren nicht sicher sind.
Im hohen Masse unverantwortlich sind die Projektionen zu den
erneuerbaren Energien. Die IEA geht bei Wind- und Photovoltaikanlagen
von jährlich tieferen Wachstumsraten aus, als sie in den letzten Jahren
stattgefunden haben. Die IEA spricht sogar von rückläufigen
Wachstumszahlen, obwohl bereits heute exponentielles Wachstums erreicht
wurde. Der WEO-Bericht zählt weltweit zu den bedeutendsten
Energiemarktanalysen und findet international große Beachtung. Der
Einfluss auf politische wie ökonomische Entscheidungen, die Regierungen
weltweit fällen, ist entsprechend groß. Es erstaunt daher nicht, dass
die fehlerhaften Projektionen der Vergangenheit des World Energy Outlook
zu hohen Investitionen in konventionelle Energien führen. Dadurch wird
die weltweite globale Energiewende behindert und der Kampf gegen den
Klimawandel untergraben. Gleichzeitig nehmen Industrieländer hohe
Luftverschmutzungen in Städten und Umweltkatastrophen wie zuletzt im
Golf von Mexiko und in Fukushima in Kauf, denn der WEO sendet immer
noch das Signal, der Ausbau der erneuerbaren Energien könne die
Weltversorgung nicht übernehmen.
Die Projektionen für die erneuerbaren Energien in Studien wie
Bloomberg New Energy Finance (BNEF) oder SolarPower Europe (SPE) sind
viel höher als die von der IEA. Die WEO Prognosen für erneuerbare
Energien sind so niedrig wie von ExxonMobil oder Shell. Die fossilen
Energieproduzenten versuchen seit Jahren die globale Energiewende zu
verhindern, ein notorisches Beispiel ist ExxonMobil. Exxon war bereits
im Jahr 1978 über den Klimawandel informiert; aber anstatt die Welt
darüber zu informieren, wurde die Wissenschaft konsequent ignoriert und die Klimapolitik seither behindert. Die IEA treibt mit ihren Projektionen zur Nuklearenergie auch viele
Nationen in Finanzdesaster, weil die Baukosten viel teurer werden und
keine nennenswerten Stromproduktionen stattfinden, wie etwa bei den
Atomkraftwerken Olkiluoto, Flamanville oder Hinkley Point.
Gerade mit Blick auf die kommende UN-Klimakonferenz in Paris sind die
Annahmen der IEA befremdlich und zementieren den Status quo. Der Kampf
gegen den Klimawandel benötigt eine massive Verlagerung von
Investitionen hin zu erneuerbaren Energien. Deshalb sind
Entscheidungsgrundlagen notwendig, welche die realen Potentiale und
Chancen der erneuerbaren Energien für die Wirtschaft aufzeigen und vor
einer Carbon Bubble schützen. Die IEA höchstpersönlich fordert
im Rahmen der UN-Klimakonferenz in Paris ein Abkommen nach dem die
globalen Treibhausgas-Emissionen im Jahr 2020 ihren Höhepunkt erreichen
sollen. Gleichzeitig veröffentlicht die IEA mit dem WEO aber
Entscheidungsgrundlagen, welche die Erreichung solcher Ziele behindern.
Ja, die IEA warnt zwar zunehmend vor den Auswirkungen des
Klimawandels und vor ökonomischen Fehlentwicklungen. Dies zum Beispiel
in einem Bericht über die hohen fossilen Subventionen mit etwa 115 US-Dollar pro Tonnen CO2 Emission.
Im Kern ist die IEA mit ihren Prognosen über die angeblichen schwachen
Wachstumsmöglichkeiten der erneuerbaren Energien aber der hauptsächliche
Verhinderer eines wirklich erfolgreichen Klimaschutzes mit
Nullemissionen als Ziel. Die IEA Projektionen geraten zunehmend unter Druck, wie etwa durch den letzten Carbon Tracker Report und auch die Medien greifen die irreführenden Prognosen verstärkt auf. In Finnland wurde die Regierung dafür kritisiert, dass sie ihre Energiepolitik nach der IEA ausrichtet.
Dass die Zukunft anders aussehen kann, zeigen positive Beispiele wie die globale Divestment Kampagne oder Städte und Länder wie beispielsweise Schweden,
die 100 Prozent erneuerbar gehen wollen. Der Siegeszug der erneuerbaren
Energien ist unaufhaltsam. Für das Weltklima ist es aber absolut
zentral, wie schnell die Transformation des Energiesystems voranschreitet und dass der Prozess nicht von einflussreichen Meinungsmachern verschleppt wird. Die IEA macht sich mit ihren Publikationen selbst zu einem zentralen
Verursacher der im WEO beklagten Emissionssteigerungen und dem
zunehmenden Klimawandel. Die aktuelle Strategie der IEA scheint zu sein,
völlig inakzeptable Zahlen als fortschrittlich zu kommunizieren. Die
IEA kann nicht mehr als glaubwürdiger Energieanalyst ernst genommen
werden.
Die Energy Watch Group ruft die IEA dazu
auf, das exponentielle Wachstum der erneuerbaren Energien anzuerkennen
und endlich realistische Energieszenarien zu entwickeln. Die
Berechnungsmodelle der IEA müssen transparenter werden und unabhängigen
Peer-Reviews unterzogen werden. Damit die IEA nicht weiter ein Teil des Problems sondern ein Teil der
Lösung sein kann, sind Reformen dringend notwendig. Dazu muss sich die
IEA sowohl von ihrer Entstehungsgeschichte, die zurückgeht auf die
Ölkrise 1973, als auch von der Einvernahme durch die Interessen der
konventionellen Energiewirtschaft lösen. Die IEA tragenden OECD Länder,
allen voran die USA, müssen der IEA endlich freie Hand für fehlerfreie
Analysen geben.
Quelle: Hans-Josef Fell - Präsident der Energy Watch Group (EWG) und Autor des EEG 2000
Der Blog Solarmedia widmet sich der Solarenergie und der neuen solaren Weltwirtschaft ... gehört zu «Media for Sustainability» des Ökonomen und Journalisten Guntram Rehsche (siehe auch http://guntram-rehsche.blogspot.ch) ... Beiträge zeitlich geordnet, Stichwort- / Labelsuche in linker Spalte ...
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Samstag, 14. November 2015
Donnerstag, 12. November 2015
So senkt der Bund die PV-Vergütung
Der Bundesrat senkt die Photovoltaik-Vergütungssätze für die
kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) in zwei Schritten per 1. April
und per 1. Oktober 2016 um sieben bis 14 Prozent. Diese und weitere
Änderungen hat der Bundesrat in einer Revision der Energieverordnung
festgelegt, die per 1. Januar 2016 in Kraft tritt.
Im Verlaufe des Jahres 2015 wurden die KEV-Vergütungssätze für Photovoltaik-Anlagen sowie die Ansätze der Einmalvergütung (EIV) für kleine Photovoltaik-Anlagen erneut überprüft. Es wurde festgestellt, dass die Preise und damit die Gestehungskosten auf dem Photovoltaik-Markt erneut gefallen sind. Deshalb werden die KEV-Vergütungssätze für Photovoltaik-Anlagen in zwei Schritten per 1. April und 1. Oktober 2016 abgesenkt. Per 1. Oktober 2016 liegen sie damit - je nach Anlagengrösse - zwischen 7 und 14 Prozent unter den Vergütungssätzen des Jahres 2015. Massgebend ist jeweils das Datum der Inbetriebnahme einer Anlage. Die neuen Vergütungssätze sollen mindestens bis März 2017 Bestand haben. Die Einmalvergütungen für kleine Photovoltaik-Anlagen bis 30 kW bleiben bis März 2017 unverändert. Die Vergütungssätze der anderen Technologien bleiben vorerst unverändert, werden aber derzeit überprüft und zu einem späteren Zeitpunkt angepasst.
Aufgrund der nach wie vor langen KEV-Warteliste und der damit verbundenen jahrelangen Wartezeit wird Projektanten von Photovoltaik-Anlagen bis zu einer Leistung von 30 kW empfohlen, anstelle der KEV die Einmalvergütung zu wählen. Diese wird in der Regel wenige Monate nach Inbetriebnahme der Anlage und der Einreichung der vollständigen Unterlagen bei der Swissgrid AG ausbezahlt. Weitere Änderungen, die vom Bundesrat im Rahmen dieser Revision beschlossen wurden, betreffen allgemeine Vollzugsfragen, Präzisierungen zur KEV sowie Anpassungen der Stromversorgungsverordnung.
Zur vorliegenden Revision wurde vom 7. Mai bis 8. Juli 2015 eine Anhörung durchgeführt. Die Mehrheit der insgesamt 77 eingegangenen Stellungnahmen stimmt den Anpassungen grundsätzlich zu, und die neuen KEV-Vergütungssätze werden grösstenteils explizit begrüsst. Wirtschaftsnahe Organisationen bezeichnen sie aber als weiterhin zu hoch. Die betroffene Branche hingegen warnt vor zu hohem Preisdruck. Die unveränderte Höhe der Einmalvergütungen stiess fast ausnahmslos auf Zustimmung. Die Ergebnisse der Anhörung wurden im Oktober 2015 in einem Bericht publiziert.
Adresse für Rückfragen
Marianne Zünd, Leiterin Kommunikation BFE
058 462 56 75, 079 763 86 11
marianne.zuend@bfe.admin.ch
Herausgeber
Der Bundesrat
https://www.admin.ch/gov/de/start.html
Generalsekretariat UVEK
https://www.uvek.admin.ch/uvek/de/home.html
Bundesamt für Energie
http://www.bfe.admin.ch
Dokumente
Im Verlaufe des Jahres 2015 wurden die KEV-Vergütungssätze für Photovoltaik-Anlagen sowie die Ansätze der Einmalvergütung (EIV) für kleine Photovoltaik-Anlagen erneut überprüft. Es wurde festgestellt, dass die Preise und damit die Gestehungskosten auf dem Photovoltaik-Markt erneut gefallen sind. Deshalb werden die KEV-Vergütungssätze für Photovoltaik-Anlagen in zwei Schritten per 1. April und 1. Oktober 2016 abgesenkt. Per 1. Oktober 2016 liegen sie damit - je nach Anlagengrösse - zwischen 7 und 14 Prozent unter den Vergütungssätzen des Jahres 2015. Massgebend ist jeweils das Datum der Inbetriebnahme einer Anlage. Die neuen Vergütungssätze sollen mindestens bis März 2017 Bestand haben. Die Einmalvergütungen für kleine Photovoltaik-Anlagen bis 30 kW bleiben bis März 2017 unverändert. Die Vergütungssätze der anderen Technologien bleiben vorerst unverändert, werden aber derzeit überprüft und zu einem späteren Zeitpunkt angepasst.
Aufgrund der nach wie vor langen KEV-Warteliste und der damit verbundenen jahrelangen Wartezeit wird Projektanten von Photovoltaik-Anlagen bis zu einer Leistung von 30 kW empfohlen, anstelle der KEV die Einmalvergütung zu wählen. Diese wird in der Regel wenige Monate nach Inbetriebnahme der Anlage und der Einreichung der vollständigen Unterlagen bei der Swissgrid AG ausbezahlt. Weitere Änderungen, die vom Bundesrat im Rahmen dieser Revision beschlossen wurden, betreffen allgemeine Vollzugsfragen, Präzisierungen zur KEV sowie Anpassungen der Stromversorgungsverordnung.
Zur vorliegenden Revision wurde vom 7. Mai bis 8. Juli 2015 eine Anhörung durchgeführt. Die Mehrheit der insgesamt 77 eingegangenen Stellungnahmen stimmt den Anpassungen grundsätzlich zu, und die neuen KEV-Vergütungssätze werden grösstenteils explizit begrüsst. Wirtschaftsnahe Organisationen bezeichnen sie aber als weiterhin zu hoch. Die betroffene Branche hingegen warnt vor zu hohem Preisdruck. Die unveränderte Höhe der Einmalvergütungen stiess fast ausnahmslos auf Zustimmung. Die Ergebnisse der Anhörung wurden im Oktober 2015 in einem Bericht publiziert.
Adresse für Rückfragen
Marianne Zünd, Leiterin Kommunikation BFE
058 462 56 75, 079 763 86 11
marianne.zuend@bfe.admin.ch
Herausgeber
Der Bundesrat
https://www.admin.ch/gov/de/start.html
Generalsekretariat UVEK
https://www.uvek.admin.ch/uvek/de/home.html
Bundesamt für Energie
http://www.bfe.admin.ch
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Mittwoch, 11. November 2015
Erneut gehen Europäische Solarpreise in die Schweiz
Am 23. November 2015 werden in Prag die Europäischen Solarpreise für herausragendes Engagement
im Bereich Erneuerbare Energien vergeben. Trotz 52 Konkurrenzprojekten aus verschiedenen EU-Ländern zählen gleich drei Schweizer zu den
Gewinnern. Als Besonderheit wird auch der weltweit erste Solarbagger mit Elektroantrieb von Markus Affentranger mit dem
Europäischen Solarpreis 2015 ausgezeichnet. Das sind die CH-Preisträger:
Europäischer Solarpreis für 238%-PEB Cavigelli Ingenieure, 7130 Ilanz/Glion (GR)
Optisch modern und technisch einwandfrei präsentiert sich der «Monolith» in Ilanz, der ersten Stadt am Rhein. Die im Flachdach optimal nach Ost-West ausgerichtete und sorgfältig integrierte PV-Anlage erzeugt knapp 30’000 kWh/a. Die Lärchenlamellen ermöglichen im Winterhalbjahr die passive Solarnutzung und schützen im Sommer vor Überhitzung. Dank guter Wärmedämmung, einer Erdsonden-Wärmepumpe, Kom- fortlüftungsanlage, A++-Haushaltsgeräten, 91% LED-Lampen und einer ansprechenden Solararchitektur benötigt der Verwaltungsneubau mit 24 Mitarbeiter/innen insgesamt bloss 12’600 kWh/a. Damit weist der PlusEnergie-Verwaltungsbau der Cavigelli Ingenieure AG eine Eigenenergieversorgung von 238% auf.
Optisch modern und technisch einwandfrei präsentiert sich der «Monolith» in Ilanz, der ersten Stadt am Rhein. Die im Flachdach optimal nach Ost-West ausgerichtete und sorgfältig integrierte PV-Anlage erzeugt knapp 30’000 kWh/a. Die Lärchenlamellen ermöglichen im Winterhalbjahr die passive Solarnutzung und schützen im Sommer vor Überhitzung. Dank guter Wärmedämmung, einer Erdsonden-Wärmepumpe, Kom- fortlüftungsanlage, A++-Haushaltsgeräten, 91% LED-Lampen und einer ansprechenden Solararchitektur benötigt der Verwaltungsneubau mit 24 Mitarbeiter/innen insgesamt bloss 12’600 kWh/a. Damit weist der PlusEnergie-Verwaltungsbau der Cavigelli Ingenieure AG eine Eigenenergieversorgung von 238% auf.
Europäischer Solarpreis für 131%-PEB-MFH Hardegger, 8102 Oberengstringen/ZH
Das Vierfamilienhaus Hardegger aus den 1950er Jahren konsumierte vor der Sanierung 66’800 kWh/a. Dank guter Wärmedämmung, energieeffizienten Haushaltsgeräten und LED-Lampen sank der Gesamtenergiebe- darf um 72% auf 18’800 kWh/a. Die 31.3 kW starke PV-Anlage erzeugt 24’500 kWh/a, 41% davon nordsei- tig, und garantiert eine Eigenenergieversorgung von 131%. Die PlusEnergie-Bausanierung im Minergie-P- Eco-Standard in Oberengstringens Kernzone fügt sich optimal in das historische Ortsbild ein und wertet es auf. Hardeggers PEB-Sanierung erfüllt mit den reduzierten Energieverlusten und der vorbildlichen Stromer- zeugung die wichtigsten Voraussetzungen für die Energiewende überhaupt. Mit dem Solarstromüberschuss von 5’750 kWh/a könnte ein Elektromobil die Welt einmal umrunden.
Das Vierfamilienhaus Hardegger aus den 1950er Jahren konsumierte vor der Sanierung 66’800 kWh/a. Dank guter Wärmedämmung, energieeffizienten Haushaltsgeräten und LED-Lampen sank der Gesamtenergiebe- darf um 72% auf 18’800 kWh/a. Die 31.3 kW starke PV-Anlage erzeugt 24’500 kWh/a, 41% davon nordsei- tig, und garantiert eine Eigenenergieversorgung von 131%. Die PlusEnergie-Bausanierung im Minergie-P- Eco-Standard in Oberengstringens Kernzone fügt sich optimal in das historische Ortsbild ein und wertet es auf. Hardeggers PEB-Sanierung erfüllt mit den reduzierten Energieverlusten und der vorbildlichen Stromer- zeugung die wichtigsten Voraussetzungen für die Energiewende überhaupt. Mit dem Solarstromüberschuss von 5’750 kWh/a könnte ein Elektromobil die Welt einmal umrunden.
Europäischer Solarpreis für Solarbagger Affentranger, 6147 Altbüron/LU
Der innovative Bauunternehmer Markus Affentranger initiierte den weltweit ersten 16-Tonnen-Solarbagger mit Elektroantrieb. Dazu arbeitete er zusammen mit der Hochschule NTB in Buchs und dem Baumaschinen- hersteller Huppenkothen. Der SUNCAR-Elektrobagger ist geräuscharm, emittiert keine Schadstoffe und ver- fügt mit 75 bis 167 kW über eine erheblich höhere Leistung als vergleichbare Dieselbagger mit knapp 70 kW. Der umgebaute Takeuchi-Bagger benötigt statt 150’000 kWh/a nur 30’000 kWh/a oder einen Fünftel eines Dieselbaggers. Dies ist knapp 1% der 3.2 GWh/a der hauseigenen Solarstromproduktion von Markus Affentranger und Markus Bösiger. Die Batteriekapazität beträgt 190 kWh und ermöglicht einen 9-Stunden- Tageseinsatz. Im Vergleich zu einem Dieselbagger emittiert der Solarbagger jährlich 40 t CO2 weniger und spart 21’000 Fr. Treibstoffkosten pro Jahr.
Quelle: Solaragentur
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Der innovative Bauunternehmer Markus Affentranger initiierte den weltweit ersten 16-Tonnen-Solarbagger mit Elektroantrieb. Dazu arbeitete er zusammen mit der Hochschule NTB in Buchs und dem Baumaschinen- hersteller Huppenkothen. Der SUNCAR-Elektrobagger ist geräuscharm, emittiert keine Schadstoffe und ver- fügt mit 75 bis 167 kW über eine erheblich höhere Leistung als vergleichbare Dieselbagger mit knapp 70 kW. Der umgebaute Takeuchi-Bagger benötigt statt 150’000 kWh/a nur 30’000 kWh/a oder einen Fünftel eines Dieselbaggers. Dies ist knapp 1% der 3.2 GWh/a der hauseigenen Solarstromproduktion von Markus Affentranger und Markus Bösiger. Die Batteriekapazität beträgt 190 kWh und ermöglicht einen 9-Stunden- Tageseinsatz. Im Vergleich zu einem Dieselbagger emittiert der Solarbagger jährlich 40 t CO2 weniger und spart 21’000 Fr. Treibstoffkosten pro Jahr.
Quelle: Solaragentur
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Dienstag, 10. November 2015
Zubau an PV-Anlagen hält unvermindert an
Bald werden die weltweit installierten Solarkapazitäten die 300-Gigawatt-Grenze erreichen (Ende 2014: 177 GW). Das gilt insbesondere, wenn die für 2015 und 2016 prognostizierten Zubauzahlen erreicht werden.
Das amerikanische Marktforschungsunternehmen IHS Inc. prognostiziert für das erste Halbjahr 2016 einen starken Anstieg bei der Herstellung und den Verkäufen von Photovoltaikprodukten. Ursächlich dafür seien unter anderem bereits proklamierte Installationsziele sowie Steuervergünstigungen in den beiden weltweit größten Solarmärkten China und USA. Nach IHS-Ansicht steigen die Installationen 2015 um 33 Prozent auf 58,7 Gigawatt. Im kommenden Jahr liege die Steigerung bei zwölf Prozent, die Nachfrage werde 65,5 Gigawatt erreichen.
Die Preise würden nicht sinken. Im zweiten Halbjahr 2016 stießen die meisten »Tier-1«-Modulhersteller sowie Waferproduzenten dann an ihre Grenzen hinsichtlich der Verfügbarkeit ihrer Produkte. Die Preise für Wafer könnten für einen Zeitraum von einigen Monaten steigen. Weil aber in China sowie in den USA viele Großanlagen in der ersten Jahreshälfte 2016 installiert seien, sinke der durchschnittliche Verkaufspreis bei Photovoltaikprodukten im zweiten Halbjahr, vermutet IHS. Im darauffolgenden Jahr werde sich die weltweite Photovoltaiknachfrage abschwächen, was die Verkaufspreise und Margen beeinflusse.
Quellen: PHOTON / www.ihs.com
press.ihs.com/press-release/technology/record-photovoltaic-module-production-and-shipments-forecast-through-first-
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Das amerikanische Marktforschungsunternehmen IHS Inc. prognostiziert für das erste Halbjahr 2016 einen starken Anstieg bei der Herstellung und den Verkäufen von Photovoltaikprodukten. Ursächlich dafür seien unter anderem bereits proklamierte Installationsziele sowie Steuervergünstigungen in den beiden weltweit größten Solarmärkten China und USA. Nach IHS-Ansicht steigen die Installationen 2015 um 33 Prozent auf 58,7 Gigawatt. Im kommenden Jahr liege die Steigerung bei zwölf Prozent, die Nachfrage werde 65,5 Gigawatt erreichen.
Die Preise würden nicht sinken. Im zweiten Halbjahr 2016 stießen die meisten »Tier-1«-Modulhersteller sowie Waferproduzenten dann an ihre Grenzen hinsichtlich der Verfügbarkeit ihrer Produkte. Die Preise für Wafer könnten für einen Zeitraum von einigen Monaten steigen. Weil aber in China sowie in den USA viele Großanlagen in der ersten Jahreshälfte 2016 installiert seien, sinke der durchschnittliche Verkaufspreis bei Photovoltaikprodukten im zweiten Halbjahr, vermutet IHS. Im darauffolgenden Jahr werde sich die weltweite Photovoltaiknachfrage abschwächen, was die Verkaufspreise und Margen beeinflusse.
Quellen: PHOTON / www.ihs.com
press.ihs.com/press-release/technology/record-photovoltaic-module-production-and-shipments-forecast-through-first-
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Samstag, 7. November 2015
Klimaschutz geht ohne Atomenergie
Photovoltaik und Windkraft können Atomstrom ersetzen –
Energieexperten des DIW Berlin: Renaissance der Atomkraft ist weder
sinnvoll noch nötig – Finanzierung des Rückbaus der Atomkraftwerke und
der Endlagersuche sollte über öffentlich-rechtlichen Fonds gesichert
werden.
Die europäischen Klimaschutzziele sind nicht gefährdet, wenn bestehende Atomkraftwerke nach und nach abgeschaltet und keine neuen mehr gebaut werden. Das ergeben Fallstudien sowie Szenarioanalysen des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin), denen zufolge die Emissionsminderungsziele in Europa bei einem deutlichen Ausbau erneuerbarer Energien auch gänzlich ohne Atomkraft erreicht werden können. „Europa braucht die Atomkraft nicht“, sagt Claudia Kemfert, Leiterin der Abteilung Energie, Verkehr, Umwelt am DIW Berlin.
„Deutlich gestiegene Investitionskosten für neue Atomkraftwerke, zunehmende Betriebskosten und ungelöste Fragen des Rückbaus und der Endlagerung machen die Technologie auch wirtschaftlich derart unattraktiv, dass es eine Renaissance der Atomkraft nicht gibt und auch nicht mehr geben wird.“ Vor allem die immer günstigere Stromproduktion aus Windkraft und Photovoltaik könne die Rückgänge bei der Atomkraft kompensieren. Kemfert - siehe Bild - wird kommenden Freitag, 13. November, auch am AEE-Kongress in Basel auftreten. Die Energieexperten des DIW Berlin sprechen sich dafür aus, die Finanzierung des Rückbaus der Atomkraftwerke und der Entsorgung der radioaktiven Abfälle in Deutschland über einen öffentlich-rechtlichen Fonds zu sichern. Dieser Atomfonds könnte die Rechtsform eines Sondervermögens des Bundes oder einer öffentlich-rechtlichen Stiftung haben. Die Einzahlung der Konzerne könnte in Anlehnung an die Aufbauphase des Bankenrestrukturierungsfonds über acht bis zehn Jahre gestreckt werden.
Die Atomkraft ist in der westlichen Welt ein Auslaufmodell: In vielen Ländern ist der Ausbau beinahe zum Erliegen gekommen, schon heute gehen mehr Kapazitäten vom Netz, als neue hinzukommen. Der Anteil der Atomkraft an der weltweiten Stromproduktion ist in den vergangenen 20 Jahren von 17 auf elf Prozent gesunken. Die meisten der weltweit betriebenen rund 400 Atomkraftwerke sind alt und müssen immer komplexere und teurere Sicherheitsanforderungen erfüllen. Neue Kraftwerke werden nur noch in wenigen Ländern gebaut, darunter China, Russland und Großbritannien (Hinkley Point). Die Projekte verzögern sich oftmals und sind letztlich teurer als geplant. „Noch nie ist auf der Welt auch nur ein einziges Atomkraftwerk ohne umfangreiche staatlichen Beihilfen gebaut worden“, erklärt DIW-Forschungsdirektor Christian von Hirschhausen. Verschärfte Rahmenbedingungen belasten zunehmend die Bilanzen der Atomkonzerne, die vor teilweise existentiellen Herausforderungen stehen.
Angesichts des auch deshalb bereits stattfindenden Wandels hin zu erneuerbaren Energien hat das DIW Berlin mit einem Strommarktmodell verschiedene Entwicklungspfade der Stromwirtschaft in Europa berechnet. Das Ergebnis: Im Szenario „Keine neue Atomkraft“ könnten im Jahr 2050 alle Atomkraftwerke durch einen massiven Ausbau der Windkraft und Photovoltaik sowie der Speicherkapazitäten ersetzt werden – bei gleichzeitig stattfindender Dekarbonisierung. Würde zusätzlich die Energieeffizienz deutlich steigen, wäre der Speicherausbau sogar weitgehend verzichtbar. In diesem Szenario („Keine neue Atomkraft & Energieeffizienz“) wären die Gesamtkosten, die unter anderem aus den Investitionskosten in neue Stromerzeugungskapazitäten und Netze sowie den Betriebs- und Erzeugungskosten bestehen, mit Abstand die niedrigsten. Doch auch im Szenario „Keine neue Atomkraft“ sind die volkswirtschaftlichen Kosten niedriger als für den Fall einer Laufzeitverlängerung alter Atomkraftwerke in Europa.
Wenn Atomkraftwerke stillgelegt werden, kommen hohe Kosten für den Rückbau auf die Energiekonzerne zu. Zudem müssen sie die Finanzierung der Entsorgung und Endlagerung der radioaktiven Abfälle sicherstellen. Obwohl ein vom Bundeswirtschaftsministerium veranlasster Stresstest im August dieses Jahres ergab, dass E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW für die Entsorgungsverpflichtungen einstehen können, bleiben die Energieexperten des DIW Berlin skeptisch: Die Konzerne verlieren an der Börse an Wert, zudem könnten sich schwankende Strompreise und weitere technische Herausforderungen in den Bilanzen niederschlagen. „Mit der Einrichtung eines öffentlich-rechtlichen Fonds sollte die Finanzierung dauerhaft gesichert werden“, sagt DIW-Forschungsdirektorin Dorothea Schäfer. Um die in Deutschland erwarteten Kosten bis zum Jahr 2099 decken zu können, wären zweistellige Milliardenbeträge nötig: Nimmt man einen – angesichts der aktuellen Niedrigzinsphase realistischen – Zinssatz von 1,5 Prozent an, müssten bis zum Jahr 2024 insgesamt 82 Milliarden Euro zusammenkommen. Bei einem Zinssatz in Höhe von 4,58 Prozent, den die Konzerne bisher für ihre Rückstellungen verwendet haben, läge das Zielvolumen immer noch bei 35 Milliarden Euro.
„Alternativen wie eine privat-rechtliche Stiftungslösung sind im Falle der Atomwirtschaft nicht geeignet“, sagt Rechtsanwältin und Co-Autorin Cornelia Ziehm und verweist in diesem Zusammenhang auf die finanzkräftige RAG-Stiftung, die die Ewigkeitskosten des Steinkohlebergbaus tragen soll. Selbst bei ihr bestünden erhebliche Risiken für die öffentliche Hand, auf den Kosten sitzen zu bleiben – und die zu erwartenden Kosten im Atombereich seien noch wesentlich höher. Bei der derzeitigen Praxis der internen Rückstellungen der Atomkonzerne bestehe die Gefahr, dass sich diese ihrer finanziellen Verantwortung durch Umstrukturierungen zumindest teilweise entziehen.
DIW Wochenbericht 45/2015 | PDF, 1 MB
DIW Wochenbericht 45/2015 als E-Book | EPUB, 2.48 MB
Interview mit Claudia Kemfert (Print | PDF, 102.93 KB und Audio) | MP3, 4.37 MB
Quelle: DIW
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Die europäischen Klimaschutzziele sind nicht gefährdet, wenn bestehende Atomkraftwerke nach und nach abgeschaltet und keine neuen mehr gebaut werden. Das ergeben Fallstudien sowie Szenarioanalysen des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin), denen zufolge die Emissionsminderungsziele in Europa bei einem deutlichen Ausbau erneuerbarer Energien auch gänzlich ohne Atomkraft erreicht werden können. „Europa braucht die Atomkraft nicht“, sagt Claudia Kemfert, Leiterin der Abteilung Energie, Verkehr, Umwelt am DIW Berlin.
„Deutlich gestiegene Investitionskosten für neue Atomkraftwerke, zunehmende Betriebskosten und ungelöste Fragen des Rückbaus und der Endlagerung machen die Technologie auch wirtschaftlich derart unattraktiv, dass es eine Renaissance der Atomkraft nicht gibt und auch nicht mehr geben wird.“ Vor allem die immer günstigere Stromproduktion aus Windkraft und Photovoltaik könne die Rückgänge bei der Atomkraft kompensieren. Kemfert - siehe Bild - wird kommenden Freitag, 13. November, auch am AEE-Kongress in Basel auftreten. Die Energieexperten des DIW Berlin sprechen sich dafür aus, die Finanzierung des Rückbaus der Atomkraftwerke und der Entsorgung der radioaktiven Abfälle in Deutschland über einen öffentlich-rechtlichen Fonds zu sichern. Dieser Atomfonds könnte die Rechtsform eines Sondervermögens des Bundes oder einer öffentlich-rechtlichen Stiftung haben. Die Einzahlung der Konzerne könnte in Anlehnung an die Aufbauphase des Bankenrestrukturierungsfonds über acht bis zehn Jahre gestreckt werden.
Die Atomkraft ist in der westlichen Welt ein Auslaufmodell: In vielen Ländern ist der Ausbau beinahe zum Erliegen gekommen, schon heute gehen mehr Kapazitäten vom Netz, als neue hinzukommen. Der Anteil der Atomkraft an der weltweiten Stromproduktion ist in den vergangenen 20 Jahren von 17 auf elf Prozent gesunken. Die meisten der weltweit betriebenen rund 400 Atomkraftwerke sind alt und müssen immer komplexere und teurere Sicherheitsanforderungen erfüllen. Neue Kraftwerke werden nur noch in wenigen Ländern gebaut, darunter China, Russland und Großbritannien (Hinkley Point). Die Projekte verzögern sich oftmals und sind letztlich teurer als geplant. „Noch nie ist auf der Welt auch nur ein einziges Atomkraftwerk ohne umfangreiche staatlichen Beihilfen gebaut worden“, erklärt DIW-Forschungsdirektor Christian von Hirschhausen. Verschärfte Rahmenbedingungen belasten zunehmend die Bilanzen der Atomkonzerne, die vor teilweise existentiellen Herausforderungen stehen.
Angesichts des auch deshalb bereits stattfindenden Wandels hin zu erneuerbaren Energien hat das DIW Berlin mit einem Strommarktmodell verschiedene Entwicklungspfade der Stromwirtschaft in Europa berechnet. Das Ergebnis: Im Szenario „Keine neue Atomkraft“ könnten im Jahr 2050 alle Atomkraftwerke durch einen massiven Ausbau der Windkraft und Photovoltaik sowie der Speicherkapazitäten ersetzt werden – bei gleichzeitig stattfindender Dekarbonisierung. Würde zusätzlich die Energieeffizienz deutlich steigen, wäre der Speicherausbau sogar weitgehend verzichtbar. In diesem Szenario („Keine neue Atomkraft & Energieeffizienz“) wären die Gesamtkosten, die unter anderem aus den Investitionskosten in neue Stromerzeugungskapazitäten und Netze sowie den Betriebs- und Erzeugungskosten bestehen, mit Abstand die niedrigsten. Doch auch im Szenario „Keine neue Atomkraft“ sind die volkswirtschaftlichen Kosten niedriger als für den Fall einer Laufzeitverlängerung alter Atomkraftwerke in Europa.
Wenn Atomkraftwerke stillgelegt werden, kommen hohe Kosten für den Rückbau auf die Energiekonzerne zu. Zudem müssen sie die Finanzierung der Entsorgung und Endlagerung der radioaktiven Abfälle sicherstellen. Obwohl ein vom Bundeswirtschaftsministerium veranlasster Stresstest im August dieses Jahres ergab, dass E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW für die Entsorgungsverpflichtungen einstehen können, bleiben die Energieexperten des DIW Berlin skeptisch: Die Konzerne verlieren an der Börse an Wert, zudem könnten sich schwankende Strompreise und weitere technische Herausforderungen in den Bilanzen niederschlagen. „Mit der Einrichtung eines öffentlich-rechtlichen Fonds sollte die Finanzierung dauerhaft gesichert werden“, sagt DIW-Forschungsdirektorin Dorothea Schäfer. Um die in Deutschland erwarteten Kosten bis zum Jahr 2099 decken zu können, wären zweistellige Milliardenbeträge nötig: Nimmt man einen – angesichts der aktuellen Niedrigzinsphase realistischen – Zinssatz von 1,5 Prozent an, müssten bis zum Jahr 2024 insgesamt 82 Milliarden Euro zusammenkommen. Bei einem Zinssatz in Höhe von 4,58 Prozent, den die Konzerne bisher für ihre Rückstellungen verwendet haben, läge das Zielvolumen immer noch bei 35 Milliarden Euro.
„Alternativen wie eine privat-rechtliche Stiftungslösung sind im Falle der Atomwirtschaft nicht geeignet“, sagt Rechtsanwältin und Co-Autorin Cornelia Ziehm und verweist in diesem Zusammenhang auf die finanzkräftige RAG-Stiftung, die die Ewigkeitskosten des Steinkohlebergbaus tragen soll. Selbst bei ihr bestünden erhebliche Risiken für die öffentliche Hand, auf den Kosten sitzen zu bleiben – und die zu erwartenden Kosten im Atombereich seien noch wesentlich höher. Bei der derzeitigen Praxis der internen Rückstellungen der Atomkonzerne bestehe die Gefahr, dass sich diese ihrer finanziellen Verantwortung durch Umstrukturierungen zumindest teilweise entziehen.
DIW Wochenbericht 45/2015 | PDF, 1 MB
DIW Wochenbericht 45/2015 als E-Book | EPUB, 2.48 MB
Interview mit Claudia Kemfert (Print | PDF, 102.93 KB und Audio) | MP3, 4.37 MB
Quelle: DIW
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Freitag, 6. November 2015
PV nun in die Fassade integrieren
Um die gebäudeintegrierte Photovoltaik voran zu bringen, sind vor allem
Argumente über die Vorteile der Solarfassade notwendig. Dies ist der
Eigenverbrauch, der in Zukunft der Markttreiber für die BIPV sein wird.
Aber es gibt noch weitere Hürden auf dem Weg zum funktionierenden
Geschäftsmodell. Ein Bericht des Web-Portals Photovoltaik von der Conference on Advanced Building Skins in
Bern. Vom Portal stammt die gleichnamige Zeitschrift, deren neueste Nummer 10/15 sich intensiv mit Eigenverbrauch befasst.
Am zweiten Tag standen auf der Conference on Advanced Building Skins in Bern unter anderem die Geschäftsmodelle für die Gebäudeintegration der Photovoltaik auf dem Programm. Im Mittelpunkt steht die Frage, wie kann man den Architekten und den Fassadenbauer davon überzeugen, Photovoltaik in die Fassade zu integrieren. Während oftmals der Preis das zentrale Argument ist, die Photovoltaik nicht in die Fassade zu bauen, zeigt Christian Renken von CR Energie Sarl im Schweizerischen Collombey, dass das Preisargument nicht immer gerechtfertigt ist.
Die Anlage der CSEM in Neuenburg ist mit genügend Abstand zur eigentlichen Fassade installiert, so dass die Module ausreichend hinterlüftet sind (Bild: CSEM).
Immerhin muss der Bauherr für eine Holzfassade 220 Schweizer Franken pro Quadratmeter bezahlen. Will er eine hochwertige Glasfassade, kostet diese schon 310 Schweizer Franken pro Quadratmeter. Eine Natursteinfassade schlägt mit satten 360 Schweizer Franken pro Quadratmeter zu Buche. Im Vergleich dazu ist eine Fassade mit standardisierten Dünnschichtmodulen schon für 80 Franken pro Quadratmeter zu haben. Eine Fassade mit kristallinen Modulen kostet 200 Franken pro Quadratmeter. Erst wenn man eine hochwertige Fassade mit kundenspezifischen Modulen haben will, können die Preise bis auf 500 Franken pro Quadratmeter steigen.
Auch im Vergleich mit der an das Gebäude gebaute Photovoltaik schneidet die gebäudeintegrierte Variante nicht so schlecht ab und die Anwendungen werden billiger. Zeger Vroon von der Zuyd Universität of Applied Sciences verweist dazu auf die Roadmap der Internationalen Energieagentur. Diese sieht die Preise für die BIPV und die normale Photovoltaik bis 2020 im besten Fall gleich auf liegen. Im schlechtesten Fall werden die Preise für die BIPV-Anwendungen dann zwar immer noch um den Faktor 1,6 über denen von Aufdachanlagen liegen. Im Vergleich zu heute ist das ein enormer Rückgang.
Die eigentliche Herausforderung ist also weniger der Preis. Vielmehr muss die Photovoltaikbranche auf die Komplexität im Fassadenbau eingehen. „Das ist nicht so einfach“, erklärt Zeger Vroon. „Denn es sind viele Partner involviert und es gibt viele Produkte auf dem Markt, mit denen diese Partner zurechtkommen müssen.“ Dabei ist es wichtig, dass die Photovoltaik gleich am Anfang des Projektes mit eingebunden wird. „Wir müssen dann an den Architekten herantreten, wenn das Projekt am Anfang steht“, betont Christian Renken von CR Energie Sarl. „Denn später ist das Projekt auf dem Papier fertig, dann sind kaum noch Änderungen möglich.“
Hat es die Photovoltaik in die Gebäudehülle geschafft, bekommt Gebäudeeigentümer aber eine perfekte Eigenverbrauchsanlage. Und das ist es, was den Markt treiben wird. „Wir müssen die Energie dort konsumieren, wo sie produziert wird und dort produzieren, wo sie konsumiert wird“, bringt es Valérick Cassagne von der Sparte der erneuerbaren Energien beim französischen Energieversorger Total auf den Punkt. „Mit einer Fassadenanlage bekommt der Gebäudeeigentümer eine konstante und stabile Stromproduktion aus der Solaranlage“, erklärt Christian Renken von CR Energie Sarl. „Damit sind auch ohne Speichersysteme 80 Prozent Eigenverbrauch problemlos möglich. Damit brauchen wir keine riesigen Batterien mehr im Gebäude, in den wir den enormen Stromüberschuss am Mittag speichern.“ Da schließt sich der Bogen wieder zum Preis. Denn selbst wenn im Jahr 2020 die BIPV immer noch leicht teurer sein sollte als die an das Gebäude gebaute Photovoltaik, mit geringeren Investitionen in Speichersysteme macht sie diesen Preisunterschied allemal wett.
Wichtig ist es vor allem die Installation zu vereinfachen. Denn neben den Produkten ist auch die Arbeit an der Fassade nicht ganz einfach und schreckt viele Fassadenbauer ab. Eine einfache Installation in Verbindung mit dem Eigenverbrauchsmodell, brauchbaren und vor allem verfügbaren Produkten und einer engen Zusammenarbeit mit den Architekten und Fassadenbauern ist der Weg in den Markt für die BIPV. So zumindest ist das Credo in der Branche, die mit Zuversicht in die Zukunft blickt.
Quelle: Photovolatik
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Am zweiten Tag standen auf der Conference on Advanced Building Skins in Bern unter anderem die Geschäftsmodelle für die Gebäudeintegration der Photovoltaik auf dem Programm. Im Mittelpunkt steht die Frage, wie kann man den Architekten und den Fassadenbauer davon überzeugen, Photovoltaik in die Fassade zu integrieren. Während oftmals der Preis das zentrale Argument ist, die Photovoltaik nicht in die Fassade zu bauen, zeigt Christian Renken von CR Energie Sarl im Schweizerischen Collombey, dass das Preisargument nicht immer gerechtfertigt ist.
Die Anlage der CSEM in Neuenburg ist mit genügend Abstand zur eigentlichen Fassade installiert, so dass die Module ausreichend hinterlüftet sind (Bild: CSEM).
Immerhin muss der Bauherr für eine Holzfassade 220 Schweizer Franken pro Quadratmeter bezahlen. Will er eine hochwertige Glasfassade, kostet diese schon 310 Schweizer Franken pro Quadratmeter. Eine Natursteinfassade schlägt mit satten 360 Schweizer Franken pro Quadratmeter zu Buche. Im Vergleich dazu ist eine Fassade mit standardisierten Dünnschichtmodulen schon für 80 Franken pro Quadratmeter zu haben. Eine Fassade mit kristallinen Modulen kostet 200 Franken pro Quadratmeter. Erst wenn man eine hochwertige Fassade mit kundenspezifischen Modulen haben will, können die Preise bis auf 500 Franken pro Quadratmeter steigen.
Auch im Vergleich mit der an das Gebäude gebaute Photovoltaik schneidet die gebäudeintegrierte Variante nicht so schlecht ab und die Anwendungen werden billiger. Zeger Vroon von der Zuyd Universität of Applied Sciences verweist dazu auf die Roadmap der Internationalen Energieagentur. Diese sieht die Preise für die BIPV und die normale Photovoltaik bis 2020 im besten Fall gleich auf liegen. Im schlechtesten Fall werden die Preise für die BIPV-Anwendungen dann zwar immer noch um den Faktor 1,6 über denen von Aufdachanlagen liegen. Im Vergleich zu heute ist das ein enormer Rückgang.
Die eigentliche Herausforderung ist also weniger der Preis. Vielmehr muss die Photovoltaikbranche auf die Komplexität im Fassadenbau eingehen. „Das ist nicht so einfach“, erklärt Zeger Vroon. „Denn es sind viele Partner involviert und es gibt viele Produkte auf dem Markt, mit denen diese Partner zurechtkommen müssen.“ Dabei ist es wichtig, dass die Photovoltaik gleich am Anfang des Projektes mit eingebunden wird. „Wir müssen dann an den Architekten herantreten, wenn das Projekt am Anfang steht“, betont Christian Renken von CR Energie Sarl. „Denn später ist das Projekt auf dem Papier fertig, dann sind kaum noch Änderungen möglich.“
Hat es die Photovoltaik in die Gebäudehülle geschafft, bekommt Gebäudeeigentümer aber eine perfekte Eigenverbrauchsanlage. Und das ist es, was den Markt treiben wird. „Wir müssen die Energie dort konsumieren, wo sie produziert wird und dort produzieren, wo sie konsumiert wird“, bringt es Valérick Cassagne von der Sparte der erneuerbaren Energien beim französischen Energieversorger Total auf den Punkt. „Mit einer Fassadenanlage bekommt der Gebäudeeigentümer eine konstante und stabile Stromproduktion aus der Solaranlage“, erklärt Christian Renken von CR Energie Sarl. „Damit sind auch ohne Speichersysteme 80 Prozent Eigenverbrauch problemlos möglich. Damit brauchen wir keine riesigen Batterien mehr im Gebäude, in den wir den enormen Stromüberschuss am Mittag speichern.“ Da schließt sich der Bogen wieder zum Preis. Denn selbst wenn im Jahr 2020 die BIPV immer noch leicht teurer sein sollte als die an das Gebäude gebaute Photovoltaik, mit geringeren Investitionen in Speichersysteme macht sie diesen Preisunterschied allemal wett.
Wichtig ist es vor allem die Installation zu vereinfachen. Denn neben den Produkten ist auch die Arbeit an der Fassade nicht ganz einfach und schreckt viele Fassadenbauer ab. Eine einfache Installation in Verbindung mit dem Eigenverbrauchsmodell, brauchbaren und vor allem verfügbaren Produkten und einer engen Zusammenarbeit mit den Architekten und Fassadenbauern ist der Weg in den Markt für die BIPV. So zumindest ist das Credo in der Branche, die mit Zuversicht in die Zukunft blickt.
Quelle: Photovolatik
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