Solar überall: Die Infrastrukturchance

Solar-PV ist eine der Säulen der europäischen Energiewende. Mit mehr als 65 GW neu installierter Kapazität im Jahr 2025 und mehr als 405 GW bereits in Betrieb befindlicher Kapazität strebt die Europäische Union ihr Ziel von 750 GW Solar-PV bis 2030 an. Um dieses Ziel zu erreichen, müssen in den nächsten fünf Jahren etwa weitere 345 GW installiert werden. Die Geographie der Erweiterung der Solar-PV-Kapazität verändert sich. Die großen, gut ausgerichteten Dächer, die gut erschlossenen Grundstücke und die günstigsten Lagen werden nach und nach ausgenutzt. Gleichzeitig bestehen bei bodenmontierten Solarprojekten in einigen Ländern Bedenken hinsichtlich der konkurrierenden Landnutzung, des Schutzes von Ackerland, der Artenvielfalt und der lokalen Akzeptanz.

 

Wir haben kürzlich auf diesen Seiten argumentiert, dass Leichtbaumodule mehr als 85 GW strukturell eingeschränkter europäischer Dächer freisetzen könnten. Der Druck hinter diesem Argument ist derselbe: Er zwingt Entwickler dazu, über die einfachsten Websites hinauszuschauen. Die Frage ist nicht mehr, ob Europa mehr Solarenergie will; Hier geht es darum, wohin genau die nächsten Gigawatt physisch fließen werden und wie der von ihnen erzeugte Strom in das Netz integriert und in Wert umgewandelt wird.

 

Dual-Solarenergie: Die Logik von „PV überall“
Einige der vielversprechendsten neuen Segmente haben eine gemeinsame Idee, die unter dem Motto „PV überall“ zusammengefasst ist: Anstatt nach neuem Land zu suchen, teilen Sie die Flächen, die wir bereits nutzen. Agri-PV sorgt dafür, dass Ackerland produktiv bleibt und gleichzeitig Energie erzeugt. Schwimmende PV-Anlagen, gebäude-- und fahrzeugintegrierte PV-Anlagen verwandeln Stauseen, Fassaden, Autos und mehr in Anlagen zur Stromerzeugung. Der Durchbruch ist in jedem Fall derselbe: Solarenergie konkurriert nicht mehr um Platz, sondern teilt ihn.

 

Eine andere Raumkategorie, die seltener diskutiert wird, passt in dieselbe Logik: das Land, das entlang unserer Transport- und Wasserinfrastruktur verläuft. Autobahnränder und -dämme, Bahngleise und -einschnitte, Lärmschutzwände, Flutdeichwände, Kanalufer, Radwege und technische Wegerechte--säumen nahezu jede Straßen- und Eisenbahnlinie auf dem Kontinent. Der Sektor ist immer noch dabei, sich auf einen Namen zu einigen: Infrastruktur-Integrierte PV (IIPV) in der Forschungsliteratur, „lineare PV“ wegen ihrer Geometrie oder einfacher gesagt: Solarautobahnen, Solarbahnen und Kanal-Top-Solar in der Presse. Die Logik ist jedoch bekannt. Dieses Land ist bereits erschlossen, wird bereits von einer öffentlichen Einrichtung oder einem Konzessionsinhaber kontrolliert und erfüllt bereits eine Hauptfunktion. Die Hinzufügung von Generationen bei gleichzeitiger Erhaltung natürlicher und renaturierter Korridore führt tendenziell zu deutlich weniger Einwänden. Kein neues Gelände, sondern eine neue Beziehung zu dem Gelände, auf dem wir bereits aufgebaut haben.

 

 

Dimensionierung des europäischen Preises
Das Potenzial ist alles andere als marginal. In einer pan-europäischen Bewertung schätzt die Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen Kommission, dass die installierte PV-Leistung auf Dächern, Stauseen sowie der Straßen- und Schieneninfrastruktur 1 TW übersteigen könnte, was weit über dem EU-Ziel für 2030 liegt. Besonders auffällig ist der Anteil der linearen -Infrastruktur: Diese Studie beziffert das Bruttopotenzial für vertikale PV entlang der Straßen und Schienen der EU auf 403 GW, etwa 50 % des Ziels für 2030. Die Analyse kommt außerdem zu dem Ergebnis, dass der großflächige Einsatz vertikaler bifazialer Photovoltaikanlagen mit Ost- und Westausrichtung den Marktwert der Solarstromerzeugung steigern und die Kannibalisierung der Mittagspreise dämpfen würde, die den Umsatz konventioneller, nach Süden ausgerichteter Solaranlagen zunehmend schmälert. Dabei handelt es sich zwar eher um technische Potenziale als um Marktprognosen, aber selbst ein Bruchteil des Potenzials wäre erheblich.

 

Geht man von einer realistischen linearen Leistungsdichte zwischen etwa 0,3 MW pro Kilometer für eine einzelne Reihe vertikaler bifazialer Module und mehr als 2 MW pro Kilometer für breitere Systeme aus, summieren sich die Größenordnungen schnell, wenn man sie auf Zehntausende Kilometer Infrastrukturkorridore anwendet.

 

 

Die Chance geht darüber hinaus über das Land hinaus. Viele dieser Infrastrukturanlagen (Autobahnen, Eisenbahnen, Kanäle) verbrauchen bereits Strom oder liegen neben bestehenden Netzanschlüssen. Diese Nähe verwandelt ein Landnutzungsargument in ein Energiesystemargument: Die auf der Infrastruktur angesiedelte Stromerzeugung kann direkt in eine lokale Last oder einen bestehenden Anschlusspunkt eingespeist werden, wodurch das Risiko einer Abschaltung verringert und die Herausforderung der Netzintegration, die so viele konventionelle Solarprojekte behindert, verringert wird.

 

Was die Welt bereits baut

China hat sich am schnellsten und im mit Abstand größten Ausmaß entwickelt und einen verkehrsgebundenen PV-Markt entwickelt, der anderswo seinesgleichen sucht. Bis Ende 2024 erreichte die an Autobahnen angeschlossene Solarenergie etwa 1,7 GW, und die China Academy of Transportation Sciences schätzt das straßenseitige Potenzial auf nahezu 944 GW. Mehrere Provinzen entwickeln derzeit nahezu -kohlenstofffreie-Autobahnraststätten. Der Flaggschiff-Korridor Jinan–Weifang verfügt beispielsweise über eine Leistung von 68 MW und erzeugt nach Angaben seines Betreibers etwa 68 GWh pro Jahr.

 

Asien bietet weitere Demonstratoren verschiedener Art an. Südkoreas Daejeon-Sejong-Radwegüberdachung verläuft seit Mitte der 2010er Jahre mit rund 7.500 Tafeln über 4,8 km entlang des zentralen Korridors einer Autobahn, wie das südkoreanische Ministerium für Infrastruktur und Verkehr mitteilt.

 

Indien leistete vor über einem Jahrzehnt Pionierarbeit bei der Kanal-Top-Solaranlage in Gujarat: Die Narmada Canal Public Authority berichtet von einer Skalierung von einem 1-MW-Pilotprojekt im Jahr 2012 auf heute etwa 35 MW bei gleichzeitiger Reduzierung der Verdunstung. In Japan nimmt das Interesse an verkehrsintegrierter PV zu. Das Ministerium für Land, Infrastruktur, Verkehr und Tourismus (MLIT) hat ein nationales Programm zur Bewertung von Solartechnologien auf Straßenoberflächen gestartet, während Autobahnbetreiber die Nutzung von Dämmen, Schallschutzwänden und Serviceflächen für die Photovoltaikerzeugung prüfen.

 

In den Vereinigten Staaten von Amerika beherbergt The Ray, ein Demonstrationskorridor entlang der Interstate 85 in Georgia, eine 1-MW-Straßenanlage, während eine Analyse der University of Texas in Austin darauf hindeutet, dass allein das Austauschland, das etwa 21.000 ha darstellt, theoretisch bis zu 36 TWh pro Jahr erzeugen könnte. Auf der Wasserseite startete die Gila River Indian Community in Arizona im Jahr 2024 das, was sie als das erste in Betrieb befindliche Solar--über-Kanalprojekt der westlichen Hemisphäre mit rund 1,3 MW bezeichnet, dicht gefolgt vom staatlich geförderten Project Nexus in Kalifornien.

 

Auch europäische Beispiele häufen sich. Lärmschutzwände sind der ausgereifteste Weg. Veröffentlichte Umfragen gehen davon aus, dass die größeren deutschen Autobahnanlagen jeweils 1 bis 2 MWp haben; Die niederländische Straßenbehörde führt auf der A50 ein bifaziales „Solarautobahn“-Pilotprojekt durch, und die Autobahn- und Bahnbetreiber in Österreich und der Schweiz öffnen ihre Lärmschutzwände zunehmend in großem Umfang für PV. Jenseits von Barrieren ist die Vielfalt der Oberflächen beeindruckend: abnehmbare Module zwischen den Schienen auf einer Schweizer Linie in der Nähe von Buttes, vertikale bifaziale Anlagen auf den Deichen der Rhône, etwa 900 m Überdachungen über einem französischen Radweg und sogar ein Solarsteg in einem Mittelmeerhafen.

 

Die Geometrie der Herausforderung

Nichts davon ist einfach. Die entscheidende Herausforderung linearer PV ist die Mitnutzung: Die Module dürfen niemals die Hauptfunktion der Infrastruktur gefährden, sei es die Stabilität eines Deichs, der Notzugang zu einer Autobahn, der Wartungszugang zu einer Eisenbahn oder die Schiffbarkeit einer Wasserstraße. Jede Typologie bringt ihre eigenen Einschränkungen mit sich, sei es Blendungsstudien, Notzugang, hydraulische Transparenz oder mechanische Belastungen.

Die Verteilung der Stromerzeugung über Kilometer vervielfacht außerdem die Anschlusspunkte oder Aufwärtstransformatoren, die Verkabelungswege und die Verluste und zwingt Entwickler zu neuen Architekturen. Ein französisches Forschungsprojekt erforscht Mittelspannungs-Gleichstrom, um Strom effizient entlang eines Radwegs zu transportieren, während in der Schweiz die Arbeit an einem „Eisenbahn-Smart-Grid“ den Korridor als echtes Mikronetz behandelt, das streckenseitige Solarenergie, Traktionsversorgung, rückgewonnene Bremsenergie und das Laden von Elektrofahrzeugen kombiniert.

 

Da sich ein einzelnes Projekt über viele Gerichtsbarkeiten erstrecken kann, kann eine fragmentierte Genehmigung ein Hindernis darstellen. Hinzu kommt die Vielfalt der Landbesitzverhältnisse, von öffentlicher Hand über Konzessionsinhaber bis hin zu privaten Eigentümern, und die Geschäftsmodelle werden deutlich komplexer als bei einer herkömmlichen Anlage.

 

Den Business Case erstellen

Wie jede Solaranlage kann ein in die Infrastruktur{0}integriertes System seinen Strom verkaufen (im Rahmen eines staatlich-unterstützten Abnahmemechanismus wie etwa eines Differenzvertrags oder eines Einspeisetarifs-oder zu Großhandelsmarktpreisen), ihn am oder in der Nähe des Standorts verbrauchen oder beide Routen kombinieren. Der Geschäftsfall kann dennoch anspruchsvoller sein als bei bodenmontierten Solaranlagen: Die Vorlaufkosten können höher sein, was auf eine komplexere lineare elektrische Architektur, erhöhte Montage und spezifische Modulbeschichtungen zurückzuführen ist, während auch die Betriebskosten durch Verschmutzung, eingeschränkten Zugang und Exposition steigen können, selbst wenn Land billig oder kostenlos ist. In der Praxis scheinen der Eigenverbrauch-durch nahegelegene Abnehmer-und Differenzkontrakte, die in speziellen Ausschreibungen erzielt werden, die zuverlässigsten Wege zur Projektdurchführbarkeit zu sein.

 

Vom Piloten bis zum Maßstab

Der Weg in die Zukunft besteht darin, lineare Photovoltaik nicht als einzelnes Produkt zu behandeln, sondern als ein Portfolio von Typologien in unterschiedlichen Reifegraden, die zu einem von mehreren Pfaden in Richtung des 2030-Ziels beitragen und Dächer, landwirtschaftliche Photovoltaik und schwimmende Photovoltaik ergänzen. Der pragmatische Weg beginnt mit den am wenigsten -eingeschränkten und am einfachsten replizierbaren Konfigurationen. Eine wichtige parallele Aufgabe besteht darin, weiterhin die Beweisbasis aufzubauen, die Betreiber benötigen: strukturierte Überwachung früher Einsätze, um zu zeigen, dass das PV-System und die PV-Erzeugung die primäre Infrastrukturfunktion nicht beeinträchtigen und dass der Betrieb, die Wartung und Vibrationen der Infrastruktur die PV-Leistung nicht beeinträchtigen.

 

Drei Hebel würden den Übergang vom Demonstranten zum Einsatz beschleunigen. (1) Zum Aufbau der Evidenzbasis sind groß angelegte Demonstrationsprojekte erforderlich. (2) Projekte benötigen klare Genehmigungsgrundsätze und koordinierte Genehmigungen. (3) Und diese Standorte sollten ausdrücklich in öffentliche Ausschreibungen einbezogen werden, sei es durch einen speziellen Rahmen für Infrastrukturprojekte oder durch einen Preisaufschlag, der ihre höheren Entwicklungskosten zumindest vorerst ausgleicht.

 

Europas Solargeschichte ist noch lange nicht zu Ende, aber sie beginnt ein anspruchsvolleres Kapitel. Die nächsten Gigawatt werden zunehmend von Standorten kommen, die begrenzter und einfallsreicher sind. Die doppelte Nutzung löst die Beschränkung der Flächenverfügbarkeit, und allein die lineare PV bringt Hunderte Gigawatt technisch nutzbares Potenzial entlang der Straßen, Eisenbahnen und Kanäle des Kontinents. Das Land war die ganze Zeit da. Die Chance besteht nun darin, zu lernen, es zu teilen.