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Photovoltaik: Auf dieser Seite

Nutzung der solaren Globalstrahlung für die Photovoltaik

Abhängigkeit der Solarstrahlung von Azimut und DachneigungSolaranlagen nutzen die Energie der Sonne zur Erzeugung von Wärme oder elektrischer Energie. Die Direktumwandlung der Sonnenstrahlung (Globalstrahlung) in elektrischen Strom wird als Photovoltaik bezeichnet und erfolgt in Photovoltaik-Anlagen.

Die Sonne liefert oberhalb der Atmosphäre bei senkrechtem Einfall eine Leistung von 1353 W/m2 (Watt pro Quadratmeter). Beim passieren der Atmosphäre wird sie abgeschwächt, und an einem bestimmten Punkt der Erde fällt sie nicht immer  senkrecht ein und das auch nur zeitlich begrenzt. Die auf eine horizontale Fläche auftreffende Sonnenenergie beträgt in der BRD über das Jahr aufsummiert je nach Standort ca. 800-1200 kWh/m2.

Solarkollektoren sind bei Installation am Gebäude fest ausgerichtet. Je nach Ausrichtung des Kollektors auf dem Dach oder an der Fassade kann nur ein Teil der Sonneneinstrahlung genutzt werden. Im Beispiel (siehe Bild rechts) eines mit 30o Neigung und mit einer Südwestabweichung von 45o montierten Kollektors beträgt die solare Ausbeute noch 95% (Grafik jährliche Einstrahlung: Quelle Viessmann)

Bei Leistungsangaben von Solarmoduln müssen sich die Hersteller auf vergleichbare Bedingungen beziehen, die Standort unabhängig sind. Hierzu wird die Atmosphärische Massenzahl (Air Mass AM) definiert. Diese beschreibt die relative Dicke der Luftschicht die die Solarstrahlung passiert hat.

AM0 gilt für die Strahlung im Weltraum (oberhalb der Atmosphäre), AM1 ist die Strahlung senkrecht am Äquator auf Meereshöhe, AM1,5 ist der Wert für eine Strahlung die unter einem Winkel von 4,15o einfällt und damit eine 1,5 mal dickere Luftschicht passiert hat. AM1,5 ist eine Bezugsgröße die zur normierten Charakterisierung von Solarmoduln dient.

Prinzip einer Photovoltaik-Anlagen mit Netzeinspeisung und Strom Eigennutzung

Prinzipieller Aufbau einer 'Photovoltaik Anlage zur Netzeinspeisung und Eigenverbrauch

Eine Photovoltaik-Anlagen mit Netzeinspeisung besteht im wesentlichen aus folgenden Komponenten:

Solargenerator, DC-Freischalteeinrichtung, Wechselrichter, Zählern und Stromverteilung und dem Hausanschluss. Zusätzlich kann eine Kontrolleinrichtung zur Überwachung und Datenerfassung vorhanden sein.

  • Solargenerator: Der Solargenerator wandelt die Sonnenenergie in elektrische Energie um. An seinem Ausgang liegt je nach Verschaltung der einzelnen Moduln eine Gleichspannung von 125 V bis 600 V. Der Solargenerator ist aus verschalteten Solarmoduln aufgebaut, die hinwiederum aus einzelnen in einem Solarmodul integrierten Solarzellen bestehen.
  • DC-Freischalter: Der DC-Freischalter (DC -direct current- Gleichstrom) trennt den Generator vom Wechselrichter. Er ermöglicht es gefahrlos Wartungsarbeiten an Wechselrichter oder anderen Anlagenteilen hinter dem Wechselrichter vorzunehmen.
  • Wechselrichter: Der Wechselrichter erzeugt aus der vom Generator gelieferten Gleichspannung eine Wechselspannung (ein- oder mehrphasig) von ca. 230 V. Zusätzlich sorgt er für die Synchronisierung mit dem Niederspannungsnetz des EVU. Als dritte Aufgabe obliegt ihm die Netzüberwachung. Die Netzüberwachung kontrolliert ständig den Netzzustand und schaltet bei erkannten Netzproblemen die Anlage von Netz. Diese Einheit ist aus Sicherheitsgründen doppelt ausgelegt.
  • Zähler: Die Zähler erfassen die die erzeugte, die bezogene und die gelieferte Strommenge. Erzeugte minus gelieferter Strommenge entspricht dem Anteil des Eigenverbrauchs an der erzeugten Strommenge. Bei 100% Einspeisung kann der Erzeugungszähler entfallen.

Solarzellen

Aufbau und Wirkungsweise von Solarzellen

Prinzipieller Aufbau einer Silizium Solarzelle

Das Bild links zeigt schematisch die Struktur einer Siliziumsolarzelle. Die  Siliziumzelle weist 2 Schichten - n-Schicht und p-Schicht - auf, die durch Dotierung (eindiffundieren) mit Phosphor- bzw. Bohratomen entstanden sind. Dies bewirkt, dass sich in der Grenzschicht eine Raumladungszone bildet. Verbindet man n- und p-Zone über einen Leiter und fällt zusätzlich Licht auf die Zelle fließt im Außenleiter ein Strom. Die Spannung die bei offenem Stromkreis anliegt wird als Leerlaufpannung bezeichnet. Der Strom im kurzgeschlossenen Stromkreis ist der Kurzschlussstrom.

Eine Siliziumzelle (Wafer) ist ca. 0,3 bis 0,5mm dick. Die Leerlaufspannung beträgt 0,5 bis 0,6 Volt. Der Kurzschlussstrom hängt von der Größe der Zelle ab (3 A bis 7,5 A). In den Kenndaten für einen Zellentyp wird er pro cm2 angegeben. Strom und Spannung sind voneinander abhängig (siehe Kennlinien), und werden durch den Innenwiderstand der Last bestimmt.

Kennlinien / Kenngrößen der bestrahlten Solarzelle

Kennlinie / Füllfaktor

Kennlinie / Einfluß der Einstrahlung

Kennlinie / Einfluss der Temperatur

Strom-Spannungs-Kennlinie-Füllfaktor-MPP

Strom-Spannungs-Kennlinie-Einfluee der Einstrahlung

Strom-Spannungs-Kennlinie Einfluss der Temperatur

Das elektrische Verhalten einer Solarzelle in Abhängigkeit vom Widerstand des Verbrauchers, wird durch die Strom-Spannungs-Kennlinie beschrieben. Dabei gibt es einen optimalen Arbeitspunkt an dem die maximale Leistung abgegeben wird. Dieser optimale Arbeitspunkt wird als maximunm power point (MPP) bezeichnet. Um eine Solarzelle optimal zu nutzen ist also eine sorgfältige Abstimmung mit dem Verbraucher zu gewährleisten

  • Füllfaktor: Fläche (UMPP x IMPP) / (UOC x ISC) [%] , Qualitätsmerkmal der Zelle (ideal 100%). typisch für Silizium: 70 bis 85%
  • MPP: Punkt maximaler Leistung (Maximal Power Point)
  • UMPP: Spannung bei maximaler Leistung (Nennspannung)
  • IMPP: Strom bei maximaler Leistung (Nennstrom
  • PMPP: maximale Leistung (Nennleistung)
  • UOC: Leerlaufspannung (open circuit)
  • ISC: Kurzschlussstrom (short circuit)

Strom und Spannung hängen in jedem Betriebszustand der Zelle von der Größe des Verbrauchswiderstandes ab (U = R x I -> Ohmsches Gesetz). Der Wechselrichter stellt aus Sicht der Zelle einen variablen Verbrauchswiderstand dar, der durch den Wechselrichter immer optimal an die aktuelle Betriebssituation angepasst wird.

Jede Solarzelle (Silizium) erzeugt unabhängig von ihrer Größe eine Spannung von 0,5 bis 0,6 V.

Der Strom und damit die Leistung der Zelle ist proportional der Lichteinstrahlung und proportional der Zellengröße. Je größer die Zellenfläche und je stärker die Sonneneinstrahlung je höher der momentane Strom und damit die Leistung einer Zelle (Modul).

Die Leistung (Produkt aus Strom und Spannung) einer Solarzelle ist temperaturabhängig. Der Spannungsabfall bei erhöhter Temperatur wird durch den leichten Stromanstieg nicht kompensiert , sodass die damit verbundene Leistungsminderung zu einem schlechteren Wirkungsgrad führt. In den Herstellerunterlagen wird diese Abhängigkeit durch den Temperaturkoeffizienten erfasst. Die Werte werden jeweils für die Leerlaufspannung (UOC), den Kurzschlussstrom (ISC) und die maximale Leistung (WMPP) angegeben.

Die Temperatur einer Zelle/Modul steigt mit der Höhe der Einstrahlung, bedingt durch die dann höhere Außentemperatur und höhere interne Verlustleistung.

Bei der Montage ist daher auf eine gute Hinterlüftung der Moduln zu achten.

Typen von Solarzellen

Bild einer monokristallinen SolarzelleBild einer polykristallinen Solarzelle

Als Grundmaterial für die Zellen wird reiner Quarz (SiO2) verwendet, aus dem hochreines Silizium gewonnen wird. Je nach weiterem Verarbeitungsprozess entsteht ein Einkristall (monokristallin) oder ein gegossener Block mit polykristallinem Aufbau (polykristallin) aus dem dann die Zellen geschnitten werden. Übliche Zellgrößen sind: 125x125, 156x156, und 210x210mm (letztere befindet sich in der Einführung).

Der Herstellungsprozess mit kristallinem Material ist aufwendig und daher teuer.

Ein wesentlich kostengünstigeres und Ressourcen schonendes Verfahren ist die Dünnschichttechnologie. Hierbei werden die unterschiedlich dotierten Siliziumschichten auf Glas, Stahl oder Kunststoff aufgedampft (amorphes Silizium). Auch die Herstellung von Moduln ist auf dieser Basis wesentlich einfacher. Dünnschichtmodule sind weniger anfällig gegen  hohe Temperaturen und Verschattung. Dem steht allerdings ein geringerer Wirkungsgrad, eine kürzere Lebensdauer und bei bestimmten Dünnschicht Technologien (Galliumarsenid, Cadmiumtellurid) eine geringere Umweltfreundlichkeit (Entsorgung) gegenüber. Bei der Dünnschichttechnik sind verschiedenste Techniken in der Einführung oder Erprobung.

Stärken / Schwächen der Zelltypen

Typ

Lebens-

dauer [a]

mittlerer Modul-

Wirkungsgrad 2)

Energie-

rücklauf-

zeit [a]

Empfind-

lichkeit bei

Verschattung

Temperatur-

koeffizient

[% Wmpp / K]

Markt-

anteil

[%] 1)

Fläche pro

kW Peak

[m2] 3)

Füll-

faktor [%]

monokristallin

30

13, max 25

5 bis 7

groß

-0,46

51

6-9

70 - 85

polykristallin

30

12,  max 19

5 bis 7

groß

-0,46

35

7-10

70 - 85

amorph

20 ?

max 11

2 bis 3

gering

-0,32

10

11-18

55 - 65

1) Der Rest des Marktes ca. 4% wird durch spezielle Solarzellen (z.B.: Dünnschicht:  Galliumarsenid oder Cadmiumtellurid) abgedeckt.

2) Es wurde hier der in der Praxis interessantere Modulwirkungsgrad angegeben (über die gesamte Fläche). Die Zellwirkungsgrade liegen etwas höher.

3) Modulwert

Solarmodule

Ansicht Silizium Solar Module

Aufbau eines Silizium Solarmoduls

Kennwerte von Solar Moduln

Bild-Solarmodule-monokristallien-polykristallien

Aufbau eines  Silizium Solarmoduls

Die Herstellerunterlagen enthalten i.A. :

  • Zellentyp: kristallin, Dünnschicht ...
  • Spannung: UOC, UMPP, max. Systemspannung [V]
  • Strom: ISC, IMPP  [A]
  • Leistung: Pmax = PMPP, Größenangabe in Wp (Watt Peak) [W]
  • Temperaturkoeff. für: UOC, ISC, WMPP [% / K]
  • Toleranz der Werte [+/- %]
  • Modulwirkungsgrad
  • NOTC : [oC]
  • Abmessungen, Gewicht

Entsprechend den Zelltypen gibt es Solarmoduln, die aus jeweils monokristallinen, polykristallinen oder amorphen Zellen aufgebaut sind. Die Zellen sind in der Regel in Reihenschaltung miteinander verbunden. Dadurch werden Ausgansspannungen (UOC) bei z.B.  monokristallinem Aufbau von ca. 45 V und ISC von ca. 5 A erreicht.

Der Modul schützt die Zellen gegen Klimaeinflüsse durch Kapselung mit Rahmen und Abdeckplatten.

Die Kennwerte von Solarmoduln werden unter Standard Test Bedingungen (STC) ermittelt mit  folgende Bezugsgrößen:

  • NOTC: (nominal operating cell temperature [oC]) Angabe der Zelltemperatur bei: Bestrahlungsstärke: 800 W/m2, Umgebungstemperatur 20oC. Höhere NOTC-Temperaturen signalisieren schlechteren Wirkungsgrad.
  • Modultypen: Es gibt etwa ca. 1500 Modul-Typen mit polykristallinem und ca. 1000 mit monokristinem Silizium und ca. 190 Module in Dünnschichttechnik.
  • Nachlassen der Leistung über die Jahre Herstellergarantie: nach 25 Jahren 80 % der Leistung (bezieht sich in der Regel auf die Minimalleistung an unterer Toleranzgrenze) und entspricht 0,8 %/Jahr. Real sind eher 0,5%/Jahr. Ursache: Verschmutzung der Oberfläche und irreversible Rekombinationsvorgänge. Bei Panels aus amorphem Silizium wird gemeinhin davon ausgegangen, dass sie in den ersten 1.000 Sonnenstunden rund 20 Prozent ihrer Leistung verlieren. Dieser Verlust ist in den im Datenblatt ausgewiesenen Leistungswerten bereits berücksichtigt. Über das Langzeitverhalten der Dünnschichtmodule liegen noch keine belastbaren Werte vor.
  • Garantieleistung: min. 90% der Leistung über 12 Jahre; min. 80% der Leistung über 25 Jahre. 5 Jahre Garantie auf Fertigungs- und Materialmängel.

Modulverschaltung, Solargeneratoren

Reihenschaltung von Modulen

Parallelschaltung von Modulen

 Reihenschaltung: Auswirkung von Toleranzen

Reihenschaltung-von-PV-Moduln

Parllelschaltung-von-PV-Moduln

Strom-Spannungs-Kennlinie-Auswirkung von Modul-Toleranzen

Die Zusammenschaltung mehrerer Module bezeichnet man als Solargenerator. Eine verschaltete Einheit wird auch als Strang (Engl. string) bezeichnet. Ein Strang kann durch Reihenschaltung oder Parallelschaltung von Moduln gebildet werden. Die einzelnen Stränge werden dann jeweils parallel an einen oder mehrere Wechselrichter  angeschlossen. (Bild oben links: 2 reihenverschaltete Modulstränge an einem Wechselrichter, Bild Mitte: 1 parallel verschalteter Strang an einem Wechselrichter).

  • Reihenschaltung (auch Serienschaltung genannt): Bei der  Reihenschaltung von Moduln addieren sich die Spannungen der Einzelmodule zur Gesamtspannung welche dem Wechselrichter zugeführt wird. Der Gesamtstrom des Stranges entspricht dem Strom des Einzelmoduls (bei homogenen Moduln)
    • Vorteile der Reihenschaltung: Aus  der Reihenschaltung resultiert eine relativ hohe Spannung (bis zu 800-1000V im Beispiel mit 4 Silizium Moduln ca. 180 V). Die Übertragung elektrischer Leistung mit hoher Spannung und vergleichsweise niedriger Stromstärke erlaubt Leitungen mit geringem Querschnitt (je höher der Strom desto größer der erforderliche Leitungsquerschnitt) und führt damit zu geringeren Kosten. Eine höhere Spannung wirkt sich zumeist auch positiv auf den Wirkungsgrad des Wechselrichters aus.
    • Vorraussetzungen für optimale Funktion der Reihenschaltung:  Der Strom in einem reihengeschalteten Strang wird durch das schwächste Glied (die Zelle) bestimmt. Unterschiedliche Stromstärken können  durch Fertigungstoleranzen  der Moduln / Zellen, durch Mischung verschiedener Moduln mit z.B. unterschiedlichen Zellgrößen verursacht werden oder durch Verschattung/Defekte einzelner Zellen / Moduln (siehe Verschattung). Das Bild oben rechts zeigt einen Strang aus 4 Moduln bei dem 3 die gleiche Stromstärke liefern und ein Modul z.B. infolge unterschiedlicher Toleranzen einen geringeren Strom produziert (bei gleicher Bestrahlung). Dies führt dazu, dass durch alle Zellen der gleiche niedrige Strom fließt und die theoretische Maximalleistung des Stranges nicht erreicht wird. Die Toleranz bedingten Unterschiede der Stromstärke sind in der Regel gering. Verluste die sich auf Grund der Toleranzen innerhalb eines Stranges ergeben, werden als Matchverluste (Anpassungsverluste) bezeichnet. Unterschiedliche Spannungen beeinflussen  die Zusammenarbeit der Moduln nicht.
  • Parallelschaltung: Bei der Parallelschaltung von Moduln addieren sich die Ströme der Moduln zu einem Summenstrom, der vom Wechselrichter zu verarbeiten ist.
    • Vorteile / Nachteile der Parallelschaltung: Unterschiedliche Stromstärken der Moduln haben keine negativen Auswirkungen auf die Leistung der Anlage. Hohe Stromstärken erfordern dickere Leitungen (erhöhte Kosten). Die Beeinträchtigung durch Verschattung ist deutlich geringer. Es müssen Moduln gleicher Spannung verschaltet werden. Differieren die Modulspannungen auf Grund von Toleranzen, wird vom Wechselrichter ein “Kompromiss MPP” bei gleicher Spannung für alle Moduln gesucht, der für das Gesamtsystem optimal ist. Dabei ist die gelieferte Leistung aber kleiner als die Summe der Einzelleistungen bei Betrieb im jeweiligen MPP.

Bei unverschatteten Flächen ist die Reihenschaltung für netzgekoppelte Anlagen die preiswerteste Lösung. Die Parallelschaltung ist vorwiegend bei netzgekoppelten Anlagen mit verschatteten Flächen  oder bei Inselanlagen  zu finden.

Verschattung

Verschattung eines Moduls bei Reihenschaltung

Kennlinien eines Stranges mit Modulverschattung

Reihen- Parallalschaltung mit Bypass- und Strangdioden

Reihenschaltung-mit-Modulverschattung

Kennlinien eines Stranges bei Modul-Verschattung

Reihen- Parrallelchaltung mit Bypass und Strangdioden

Das Beispiel geht von einem Strang mit vier Moduln aus, von denen der Modul 2 stark verschattet ist.

 

Durch die Verschattung eines Moduls mindert sich die Höhe des gelieferten Stromes des Moduls bis zum Wert Null bei kompletter Verschattung. Da die Moduln in Reihe geschaltet sind beeinträchtigt dies die Leistung des gesamten Moduls.Der Stromstärke im verschatteten Modul bestimmt die Stromstärke im gesamten Strang. Versucht der Wechselrichter durch Verminderung seines Innenwiderstandes den Strom im verschatteten Modul über den Wert des Kurzschlussstromes hinaus zu erhöhen, wird der abgeschattete Modul zum Verbraucher. Dies hat eine negative Spannung über dem Modul zur Folge. Dies kann zum Durchbruch und zur Zerstörung der Zelle führen. In diesem Zustand  kann der Strom der anderen Moduln durch Parallelschaltung einer Diode zum defekten Modul diesen passieren. Es ergibt sich dann die im mittleren Bild gezeigte Strangkennlinie (blau).

 

Das geschilderte Verschattungsverhalten gilt sowohl für in Reihe geschaltete Module  als auch für reihengeschaltete Zellen. Bypassdioden können pro Modul, pro Zelle oder über mehrere Zellen im Modul geschaltet werden. Bezüglich des Stromertrags ist bei Verschattung  die Integration einer Bypassdiode in jeder Zelle am effektivsten.

Bild oben rechts zeigt eine gemischte Reihen- Parallelschaltung von Moduln und den Einsatz von Strangdioden. Diese sollen Rückströme bei unterschiedlichen Strangspannungen verhindern, wie sie z.B. bei Zelldefekten und unter Umständen bei Verschattung einzelner Stränge auftreten können. Bei Strangdioden muss sie Sperrspannung der Diode größer als die doppelte Leerlaufspannung des Moduls sein (teuer). Die Moduln sind allerdings recht robust gegenüber solchen Störungen. Deshalb werden heute viele Photovoltaik Anlagen ohne Strang-Dioden geliefert.

Wechselrichter

Blockschaltbild Wechselrichter

Blockschaltbild-Wechselrichter

Der Wechselrichter muss die von den Moduln gelieferte Gleichspannung in eine netzsynchrone Wechselspannung umsetzen. hierzu bedient er sich folgender Komponenten:

  • MPP-Tracker: Sorgt dafür, dass die Moduln im optimalen Arbeitspunkt (MPP) betrieben werden. Multistring Wechselrichter steuern jeden String mit einem eigenen MPP-Tracker.
  • Hochsetzsteller / Trafo: Diese Komponenten dienen der Anpassung der Eingangsspannung (Muduln) an die Ausgangsspannung (Netz). Dies kann gleichsstromseitig (Hochsetzsteller) oder wechselstromseitig (Trafo) erfolgen. Liefern die Solarmoduln eine ausreichend hohe Spannung kann die Hochsetzung entfallen.
  • Wechselrichterbrücke: Wandelt den gelieferten Gleichstrom in einen netzsynchronen Wechselstrom um.
  • Netzüberwachung (ENS): Überwacht das Netz und trennt den Wechselrichter bei Netzausfall vom Netz..
  • Das Bild zeigt eine typische Konfiguration für Wechselrichter. Abweichend davon gibt es auch andere Schaltungen, z.B.: wird an Stelle des Hochstellers ein Hochfrequenztransformator (mit integriertem Wechselrichter, Gleichrichter) vor dem Wechselrichter genutzt.
  • ENS: Einrichtungen zur Netzüberwachung mit zugeordneten allpoligen Schaltern. Die ENS ist aus Sicherheitsgründen 2 fach (redundant) vorhanden.
  • Die Netzeinspeisung kann 1phasig (1x230V, 2x230V, 3x230V bis ca. 12 kW) oder 3 phasig (3x400V, ab einer Wechselstromleistung von 4,6kW verpflichtend) erfolgen.
  • Wechselrichter mit Trafo (vor oder hinter der Wechselrichterbrücke) bewirken eine galvanische Trennung der Gleichstromseite vom Netz. Dünnfilm-PV-Generatoren erfordern u.U. diese galvanische Trennung (gilt insbesondere bei a-Silizium). Trafolose Wechselrichter sind dann nicht verwendbar.
  • Der Wechselrichter schaltet sich erst ans Netz, wenn eine minimale Leistung seitens des PV-Generators geliefert wird (typisch: 20W). Auch während der Abschaltphase (z.B.: Nachts) verbraucht der Wechselrichter Strom (Standby typisch: 11W)

Wechselrichter Verschaltung mit PV-Generator und Netz

Varianten von Wechselrichter Verschaltungen mit Modulsträngen

  • Das Bild links zeigt typische Verschaltungen von Wechselrichtern mit Moduln und Strängen. Folgende typische sind Einsatzfälle sind abgebildet und grundsätzlich möglich: Modulwechselrichter für Einzelmoduln und für parallel geschaltete Moduln, Strang-Wechselrichter in Einzelstrang oder Multistrangausführung. Bei letzterer können den Strängen über einzelne MPP-Tracker oder parallel geschaltet über einen MPP-Tracker bedient werden (diese Konfiguration ist u.U. verschattungsempfindlich). Einzelne Wechselrichter können wechselstromseitig zu größeren Anlagen zusammengeschaltet werden. Kleinere Wechselrichter speisen in der Regel einphasig ein, es gibt aber auch zunehmend Wechselrichter im mittleren Leistungsbereich die 3-phasig einspeisen. Für große Anlagen werden auch Zentralwechselrichter eingesetzt (Ausfallbereich dann allerdings ebenfalls groß).
  • Es muss auf eine sorgfältige Anpassung des PV-Generators an den Wechselrichter geachtet werden. Die minimale und die maximale Ausgangsspannung des PV-Generators müssen im Bereich der Eingangsspannung des Wechselrichters liegen (Hierbei sind Toleranzen und Temperaturabhängigkeit zu berücksichtigen). Die Summenleistung der angeschlossenen Module/Stränge muss <= der Maximalleistung des Wechselrichters sein.(bezogen auf die STC-Werte der Moduln).
  • Sollen unterschiedlich ausgerichtete PV-Generatoren (z.B.: Ost/West Dach Nutzung) an einen Wechselrichter angeschlossen werden, muss dieser vom Typ Multistring-Wechselrichter sein (1 MPP-Tracker pro Ausrichtung).

Kenngrößen von Wechselrichtern

Anpassungswirkungsgrad

Umwandlungswirkungsgrad, Europäischer Wirkungsgrad

Wechselrichter: Anpassungswirkungsgrad

Kennlinie des Wirkungsgrades eines Wechselrichter in Abhängigkeit von der Leistung

Teillast-faktor p

ηwr(p)

Gewich-

tungsfaktor

Teil-

wirkungsgrad

5%

η5

0,03

0,03 η5

10%

η10

0,06

0,06 η10

20%

η20

0,13

0,13 η20

30%

η30

0,10

0,10 η30

50%

η50

0,48

0,48 η50

100%

η100

0,20

0,20 η100

Euro-Wirkungsgrad ηEUR=

Σ η

Der Gesamtwirkungsgrad eines Wechselrichters ist das Produkt aus Anpassungswirkungsgrad und Umwandlungswirkungsgrad. Der Anpassungswirkungsgrad ist das Verhältnis der tatsächlichen Leistungsaufnahme des Wechselrichters zur theoretisch bestmöglichen Leistungsabgabe des PV-Generators. Er kennzeichnet im Wesentlichen die Qualität des MPP-Trackings des Wechselrichters (wie genau und wie schnell der Wechselrichter sich den Betriebsbedingungen anpasst). Der Anpassungswirkungsgrad liegt für die meisten Wechselrichter typisch bei ca. 99%.

Der Umwandlungswirkungsgrad ist das Verhältnis von aufgenommener Gleichstrom-Leistung zu abgegebener Wechselstrom-Leistung. Er ist im Wesentlichen abhängig von der abgegebenen Leistung des Wechselrichters und wird in den Herstellerunterlagen für die Nennleistung angegeben (Max. Wirkungsgrad).

Nun arbeitet der Wechselrichter selten bis nie mit Nennleistung, da die Sonneneinstrahlung zeitlich schwankt. Berücksichtigt man den Umstand dieses Teillastbetriebes kommt man zum Europäischen Wirkungsgrad. Dieser gibt den Wirkungsgrad unter mittleren europäischen Einstrahlungsbedingungen wider und ist in der Regel geringer als der Max. Wirkungsgrad. Der europäische Wirkungsgrad wird aus gewichteten Teillast-Wirkungsgraden (5%, 10% ..) durch Addition bestimmt. Die Gewichtung entspricht dem Anteil des Teillastzustandes über das Jahr gesehen (siehe Tabelle oben). Der europäische Wirkungsgrad moderner Wechselrichter liegt bei ca. 96-97%.

Es gibt weitere Einflussfaktoren auf den Wirkungsgrad (Temperatur, MPP-Spannung  ...). Diese Abhängigkeiten können je nach Bauart des Wechselrichters unterschiedlich sein. Es empfiehlt sich daher die Herstellerhinweise zum Betrieb des Wechselrichters zu beachten.

Einspeisemanagement / Niederspannungsrichtlinie

Die Stromerzeugung aus den erneuerbaren Energien Sonne und Wind richtet sich weniger nach dem aktuellen Strombedarf als mehr nach den Launen der Natur.

Um Bedarf und Einspeisung durch z.B. PV-Anlagen aufeinander abzustimmen sind besondere Steuermaßnahmen im Stromnetz erforderlich. Dies können Zu- oder Abschaltungen von schnell reagierenden Kraftwerken, Zwischenspeicherung von überschüssiger Energie, gezielte Verbrauchsanpassung oder eben auch die gezielte Steuerung der Einspeisung sein.

PV-Anlagen können durch ihr bisheriges Verhalten an der Netzschnittstelle zum zeitweisen Netzzusammenbruch führen;. z.B. durch automatische Massenabschaltung vom Netz (durch die Netzüberwachung der Wechselrichter) .

Zur Vermeidung solcher Szenerien und zur besseren Netzausnutzung wurde.

  • mit dem EEG 2012 ein Einspeisemanagement eingeführt
  • und die Anschlussbedingungen für PV- Anlagen an das Niederspannungsnetz (VDE-AR-N 4105) wurden um netzstabilisierende Funktionen erweitert,

Diese Funktionen sind an der Netzschnittstelle (Wechselrichter) zu realisieren

.

Mit dem Einspeisemanagement lässt sich die ans Netz abgegebene Leistung einer PV-Anlage ferngesteuert einschränken. Hierdurch können Netzinstabilitäten durch “Übereinspeisung” vermieden werden.

 

Durch die ständig mitlaufende Netzüberwachung im Wechselrichter, können Fehlzustände im Netz  erkannt und entsprechend  autonom reagiert werden. Die hierfür erforderlichen Regeln sind für das Niederspannungsnetz in der Anwendungsregel VDE-AR-N 4105 und in den entsprechenden technischen Anforderungen der Netzbetreiber enthalten.

Einspeisemanagement: Überblick

Neuanlagen

 

P >100 kWp

Pfeil-gabel

Abrufung Ist-Einspeisung

Umsetzung bei

Inbetriebnahme (IBN)

Ferngesteuerte Reduzierung

P >30 bis ≤ 100 kWp

Pfeil-einfach 

Abrufung Ist-Einspeisung oder Ferngesteuerte Reduzierung

P ≤ 30 kWp

Pfeil-gabel

Ferngesteuerte Reduzierung oder Abrufung Ist-Einspeisung

70% Begrenzung

Steuerfunktionen zur Netzstabilität

Einspeisemanagement

  • Einspeisemanagement
    • Ferngesteuerte Reduzierung
      • Das Einspeisemanagement erfolgt ferngesteuert durch das EVU. Die Fernsteuerung kann über einen Tonfrequenz- Rundsteueremfpänger (TRE) (1) oder über Fernwirktechnik (3) erfolgen. Fernwirktechnik ist immer erforderlich für den Abruf der Ist-Einspeisung bei Anlagen > 100kWp.
      • Abhängig vom Energieversorger kann die Einspeisereduzierung zu 0% / 100% erfolgen oder auch in Stufen  (z.B.: 100%, 60%, 30%, 0%). Die Reduzierung erfolgt im Wechselrichter (4). Dieser muss für diese Funktion geeignet sein. (EmanRady).
      • Wird die Einspeisung auf Grund von Netzengpässen gedrosselt wird der Erzeuger vom EVU zu 95% entschädigt. Beträgt der Verlust mehr als 1% der jährlich eigespeisten Leistung, ist der Erzeuger zu 100% zu entschädigen
    • 70% Regelung
      • Eine Sonderstellung nehmen PV-Anlagen ≤ 30 kWp ein. Hier besteht die Wahlmöglichkeit zwischen der ferngesteuerten Reduzierung oder der Kappung der Leistungsspitzen der Anlage auf 70% der Nennleistung. Reale Anlagen erreichen ihre nominelle Spitzenleistung nur selten oder auch bei ungünstiger Ausrichtung nie (z.B. Ost/West-Anlagen), sodass sich der Jahresverlust je nach Anlage auf 2 bis 8% beschränkt. Auch diese Spitzenlast lässt sich durch geeignete Wechselrichtersteuerung als Eigenverbrauch nutzen. Eine Entschädigung für entgangenen Einspeisung gibt es bei der 70% Regel generell nicht.
    • Nutzung nicht einspeisbarer Leistung
      • Die nach einer angeforderten Reduzierung nicht in das Netz einspeisbare Leistung kann im Haus oder auf dem Grundstück verbraucht werden. Hierzu sind geeignete Funktionen der lokalen Wechselrichtersteuerung erforderlich. Über eine Kopplung (2) mit dem Verbrauchszähler (Digitaler Zähler) kann die Wechselrichterleistung bei ferngesteuert reduzierter Einspeisung wieder entsprechend dem Eigenverbrauch erhöht werden. Das gleiche Verfahren kann zur Vermeidung der 70% Kappung verwendet werden.
  • Netzüberwachung
    • Der Wechselrichter überwacht die aktuellen Werte von Netzspannung und Netzfrequenz, Diese müssen in einem vorgegebenen Rahmen bleiben. Bei Über- Unterschreitung der Frequenzwerte erfolgt eine Leistungsreduzierung (eventuell Abschaltung (6)) entsprechend vorgegebener Kennlinie.
    • Einer Überschreitung der zulässigen Höchstspannung (am Einspeisepunkt) kann durch zusätzliche Einspeisung von Blindleistung entgegengewirkt werden (Fester cos Faktor oder nach Kennlinie, für Anlagen> 3,68 kWp).

Prinzip der Ertragsrechnung

Solare Einstrahlung

 Berücksichtigung der Modul-Ausrichtung

Berücksichtigung des Anlagen Wirkungsgrades

Monatliche horizomtale Einstrahlung in Muenchen
Die Intensität des Energieeintrags durch die Globalstrahlung schwankt über des Jahr (siehe Bild oben Beispiel München): Einstrahlung auf eine horizontale Fläche von 1 m2 je Tag). Der kumulierte Energieeintrag pro Jahr auf eine horizontal ausgerichtete Fläche beträgt in München ca. 1100 kWh/m2*a, Je nach Ausrichtung des Kollektorts kann der tatsächliche Eintrag höher oder niedriger liegen. Siehe dazu nebenstehendes Bild (Flächenfaktor)
Flächenfaktor bei nicht senkrecht einfallender Strahlung
Neigung und Himmelsrichtung bestimmen den Faktor (Flächenfaktor), mit dem der auf die horizontale Fläche bezogene Wert zu korrigieren ist. Die Ertragsermittlung geht immer vom korrigierten Jahresertag der Einstrahlung auf die installierte Kollektor Fläche aus.

Grundsätzlich lässt sich der Ertrag einer Anlage auf zwei Weisen bestimmen:

Mittels der Einzelwirkungsgrade (Formel 1)Berechnung der Anlagenleistung mit Hilfe der Einzelwirkungsgrade

Mittels der Perfomance Ratio (PR, Formel 2)

Berechnung der Anlagenleistung mit Hilfe des Performance Faktors

Dabei bedeuten:

  • PA: Abgabeleistung ans Netz [kWh/a]
  • Gk: Globalstrahlung korrigiert [kWh/m2*a]
  • SNenn: Globalstrahlung (STC) = 1 kW/m2
  • AM: Modulfläche [m2]
  • N: Modulanzahl
  • ηxx : Wirkungsgrad [%], Index: MO = Modul-, WR = Wechselrichter, Sonst = Sonstige Wirkungsgrade z.B.:Leitungsverluste
  • PR: Perfomance Ratio [%]
  • PNenn: Modul-Nennleistung kWp [kW]
  • PNennA: Nennleistung der Anlage kWp [kW]

Die Berechnung über die Einzelwirkungsgrade ist zumeist mit Unbekannten behaftet und in den Herstellerunterlagen -wenn überhaupt- dann nur für die Standard Testbedingungen aufgeführt.

Sicherer und einfacher ist der Weg über den PR-Wert (Performance Ratio). Dieser ist definiert als: Die Performance Ratio ist das Verhältnis zwischen dem tatsächlichen und dem nominell möglichen Energieertrag einer Photovoltaik-Anlage. Die Perfomance Ratio ist ein geeignetes Bewertungskriterium zur Feststellung der Qualität der Anlagenkonfiguration, weil Sie alle Komponenten und ihr Zusammenspiel berücksichtigt. Berechnung der Performance-RatioEr ist unabhängig von der Ausrichtung der Photovoltaik-Anlage und der Globalstrahlung. Er bewegt sich heute für Silizium basierte Moduln zwischen  0,85 bis 0,9 (über das Jahr betrachtet) und ist an einer realen Anlage leicht ermittelbar. Er kann temporär auch über 100% liegen z.B.: bei Einstrahlungen über 1 kW und niedrigen Temperaturen (besser als STC).

PA / PNennA beschreibt das Verhältnis erzeugtes kW zum nominalen kW-peak der Moduln. Je mehr kW pro kW-peak erzeugt werden je besser der Wirkungsgrad. Die nominelle Leistung wird bei STC d.h. 1 kW/m2 Einstrahlung erzielt (muss, da sie den Wert 1 hat in der Berechnung nicht berücksichtigt werden). Die Auswirkung einer real höheren oder niedrigeren Einstrahlung wird im PR durch Gk neutralisiert.

Im Folgenden soll jetzt an Hand eines konkreten Beispiels der Planungs- Berechnungsvorgang erläutert werden.

Planungs- Berechnungsablauf

Aufstellungsfläche

Möglichkeiten der Modul-Aufstellung auf oder an Gebäuden

Solarkollektoren können als zu verschaltende Einzelmoduln montiert werden oder als vorkonfektionierte Elemente in Dach oder Fassade integriert werden (auch als gestaltende Gebäudeelemente). Im Folgenden wird an Hand der Einzelmodulvariante der weitere Ablauf betrachtet.

Grundsätzlich können Solarmodule auf Dächern, an Fassaden oder auf Freiflächen aufgestellt werden. Folgende Punkte sind zu beachten:

  • Verschattung vermeiden (siehe oben: Verschattung). Bei Aufständerung erforderlichen Abstand (etwa dreifache Kollektor Höhe) einhalten.
  • Dach / Fassade muss statisch geeignet sein. Die Montage muss einschlägige Vorschriften beachten(Gewicht, Windlastzonen, Schneelastzonen)
  • Die richtige Ausrichtung ist ausschlaggebend für den Ertrag.
  • Je flacher das Dach, je höher die Wahrscheinlichkeit der Verschmutzung (Reinigung erforderlich)
  • Baurechtliche Vorschriften beachten. (auf alle Fälle vorab klären)
    • Es gilt die jeweilige Landesbauordnung
    • Am Gebäude und auf Dächern in der Regel genehmigungsfrei.
    • Bei Freianlagen ist zumeist ab einer bestimmtem Größe eine Genehmigung erforderlich. Dies gilt auch für geneigte Elemente an der Fassade
    • Einschränkungen bei denkmalgeschüzten Gebäuden.
  • Wenn eine Wahlmöglichkeit besteht, Generator möglichst weit oben positionieren.
  • Generator kann auch auf verschieden ausgerichtete Dachflächen verteilt werden (separates MPP-Tracking erforderlich)
  • Wenn es Wahlmöglichkeiten gibt, die Anlage so aufstellen, dass die gleichstromseitige Verkabelung möglichst kurz ausfällt.
  • Einschränkungen bei Asbestdächern und brennbaren Dächern (Dachpappe)

Modulauswahl

Es werden über 2000 unterschiedliche Modul Produkte angeboten, bei stetiger Weiterentwicklung von Technologie und Fertigung. Die größeren Anbieter haben zumeist mono-, poly- und amorphe Produkte unterschiedlicher Leistung und Abmessung im Programm. Handwerker konzentrieren sich in der Regel auf wenige oder einen Hersteller/Händler. Der Kostenabteil der Module an einer Photovoltaik-Anlage ist etwa 74% (Kristallin) 63% (Dünnschicht)

Folgende Punkte können bei der Auswahl eines Moduls behilflich sein:

  • Modulwirkungsgrad vergleichen, Falls nicht angegeben: ausrechnen: -> Wirkungsgrad  = Pmax [kWp] / Modulfläche [m2] . Beispiel: Modul 983 mm x1476mm = 1,45 m2 , Pmax= 182 W -> 0,182 / 1,45 = 0,13 (13%). Modulhersteller liefern meist einen Modultyp in unterschiedlichen Leistungsstufen (Sortierung der Zellen). Höhere Leistung -> höherer Preis und geringerer Flächenbedarf bei gleicher Leistung.
  • Dokumentation der Modulqualität durch Zertifikat: Zertifiziert nach EN IEC 61215/61646 (Leistungstest) IEC 61730 (Sicherheitstest) garantiert Stabilität gegen UV-Licht, Temperatur, Nässe, Hagel. CE-Zeichen: Signalisiert elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) und Produktsicherheit
  • Leistungstoleranzen sollten < +/- 5% sein, gute Moduln +/- 3%
  • Temperatur Koeffizient der Leistung < -0,5% pro Grad
  • Garantieleistung: Fertigungs- und Materialmängel >= 5 Jahre. Lebensdauer: >=25 Jahre. Degradation (Abbau, Verschlechterung): Min. 90% der Leistung über 12 Jahre. Min. 80% der Leistung nach 25 Jahren
  • Mechanische Qualität ist wesentlich für die Lebensdauer des Moduls (Hauptfeinde sind Hitze, Wasserdampf und UV Strahlung). Grundsätzlich gilt auch hier: Qualität hat seinen Preis.
  • Die verwendeten Moduln sollten sortiert sein (bei Reihenschaltung nach IMPP) um Matchverluste gering zu halten

Wechselrichter Auswahl

Der Wechselrichter beeinflusst die Qualität einer Photovoltaik Anlage entscheidend. Der Kostenanteil des WR an einer Photovoltaik Anlage beträgt etwa 8%. D.h. es ist nicht das Element an dem man unbedingt sparen sollte.

  • Ein Maß für die Effektivität eines WR ist der Wirkungsgrad (Europäischer Wirkungsgrad), sollte > 96% sein
  • der Wechselrichter sollte möglichst nahe am Photovoltaik-Generator angebracht sein. (Kurze Gleichstromverkabelung)
  • Der Aufstellungsort sollte trocken und kühl und gut belüftet und ohne Sonneneinstrahlung sein.
  • Bei einem Zentralwechselrichter wird die Zuverlässigkeit von nur einem Gerät bestimmt. Besser sind Wechselrichter per Strang (ausreichend große Anlage); Multi-Strang- Wechselrichter sind eine kompakte und preisgünstige Alternative.
  • Um einen hohen Wechselrichter Wirkungsgrad zu erzielen müssen:
    • WR mit Transformator bei einer möglichst niedrigen Eingangsspannung betrieben werden.
    • WR ohne Transformator bei einer möglichst hohen Eingangsspannung betrieben werden. (Herstellerempfehlungen beachten)
  • Bei Dünnschichtmodulen auf die explizite Freigabe des WR für diese Technik achten.
  • Die Solarmodule arbeiten nur ganz selten unter STC Bedingungen (Datenblatt Werte) in der Regel bei niedrigeren Werten daher:
    • kann die maximale Dauerleistung des Wechselrichters 10-15% unter der installierten Generatorleistung liegen
    • kann die Dauerausgangsleistung am AC Ausgang des WR bis zu 20% unter der installierten nominalen Generator Leistung liegen (Herstellerempfehlungen beachten)
  • Der WR muss über eine integrierte selbsttätige Freischalteeinrichtung verfügen (ENS)

Systemertrag Beispiel Rechnung

Wesentlich für die Effektivität einer Anlage ist die optimale Abstimmung zwischen den Moduln und den Wechselrichtern siehe Hinweise unter: Wechselrichter Auswahl und Wechselrichter Verschaltung mit PV-Generator und Netz

Randbedingungen für eine Beispielsrechnung:

Nutzbare Dachfläche 20m2, Dachneigung 30 Grad, Ausrichtung Südost (-45 Grad), damit ist der Flächenfaktor = 1,1 (siehe Berücksichtigung der Modulausrichtung), Standort München: Globale Einstrahlung (auf die horizontale Fläche) = 1100 kWh/m2*a

Modulauswahl:

Es wird ein monokristalliner Siliziummodul gewählt: Sunmodule 230 mono (von SolarWorld) Mit folgenden Daten laut Modul-Datenblatt:

  • Pmax = Pnenn = 230 Wp, VMPP = 30 V, IMPP= 6,14 A, Maße: 1,001m x 1,675m (1,68m2)
  • Damit ergibt sich die Modulzahl N zu: 20m2 / 1,68m2 = 11,9 -> 12 Module
  • Reihenschaltung aller Moduln ergibt maximale DC-Spannung: 12 x VMPP = 12 x 30V = 360 V, und maximale Leistung = N x Pmax = 12 x 230Wp = 2,760 kWp, und maximale Stromstärke = IMpp = 6,14 A

Es wird der Wechselrichter SUNNY BOY 3000TL von SMA gewählt. Mit folgenden Daten laut WR-Datenblatt:

  • Maximale DC Leistung = 3200 W, Empfohlener PV-Spannungsbereich bei Nennleistung = 188-440 V, AC-Nennleistung = 3000 W.

Berechnung des Ertrages:

  • PA = Gk / SNenn x PNenn x N x PR
    • Gk = Globalstrahlung x Flächenfaktor = 1100 x 1,1 = 1210 kW/m2*a
    • PNenn = 230 Wp, N = 12, PR wird zu 0,85 angenommen
  • Damit gilt: PA = 1210 x 0,23 x 12 x 0,85 = 2839 kWh  das entspricht : 2839 / (0,23 x 12) = 2839 / 2,76 = 1029 kWh/kWp

Das Ergebnis entspricht in etwa der Faustregel: je nach geographischer Lage 800 bis 1200kWh/kWp

Weitere Faustregel:  6 - 8 m2 Kollektorfläche pro /kWp

Zur Beurteilung ob eine bestimmte Anlage in einer konkreten Situation wirtschaftlich arbeiten kann, wird eine Ertragssimulation mit den konkreten Randbedingungen dringend empfohlen.

Kosten / Vergütung

Kosten: Anschaffung und Betrieb einer Photovoltaikanlage

Verteilung-der-Systemkosten einer PV-Anlage

Stand 2015

  • Durchschnittlicher Systempreis für fertig installierte Aufdachanlagen bis 10 kWp : ~ 1.650 € pro kWp (Quelle: BSW Solar)
  • Laufende Wartungskosten: 0,5 bis 1% des Investments (altersabhängig),
  • Versicherung : ca. 0,2 bis 0,4 % des Anlagenwertes p.a
  • Zählermiete; 20 bis 40 € p.a. (man kann sich auch selber einen kaufen, kommt auf die Dauer billiger)
  • Anlagenkosten für Beispiel: 1.650 €/kWp x 2,76 kWp = 4.554

Die Kosten Aussagen insbesondere für Solarmoduln sind Anhaltswerte, die stark durch die Nachfrage bestimmt werden. Konkretes Angebot einholen.

Einspeisevergütung

Inbetriebnahme

Monat

Installierte Anlagenleistung von Dachanlagen

Dachanlagen auf nicht-Wohngebäuden und Freiflächenanlage

Degression

[%]

 

10 kW

> 10 - 40 kW

>40 - 500 kW

500 kW

Oktober 2015

12,31

11,97

10,73

8,53

0,0

November 2015

12,31

11,97

10,73

8,53

0,0

Dezember 2015

12,31

11,97

10,73

8,53

0,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Wesentliche Aussagen aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

  • Vergütung und Degression (siehe Tabelle oben)
  • Alle Neuanlagen sind der Bundesnetzagentur mit Angaben zu Standort und Leistung für ein zentrales Kataster zu benennen.
  • Die Netzbetreiber sind verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien unverzüglich vorrangig an ihr Netz anzuschließen, den gesamten Strom aus diesen Anlagen vorrangig abzunehmen und den eingespeisten Strom zu vergüten.
  • Die Vergütungen werden zum Zeitpunkt des Netzanschlusses festgelegt (dann gültige Vergütung) und in gleicher Höhe für die Dauer von 20 Jahren zzgl. des Inbetriebnahmejahres gezahlt.
  • Netzbetreiber sind verpflichtet auf Verlangen der Einspeisewilligen ihre Netze unverzüglich entsprechend dem Stand der Technik zu optimieren und auszubauen um die Abnahme sicherzustellen.
  • Die Kosten für den Netzanschluss und die Kosten für die Messeinrichtungen zur Erfassung des gelieferten Stroms tragen die Anlagenbetreiber.

Steuerliche Aspekte

Der erzeugte und an das EVU gelieferte Strom ist zu versteuern. Die steuerliche Behandlung ist abhängig vom Status des Betreibers (Gewerbetreibender oder Privatperson) und als Gewerbetreibender von der Handhabung der Umsatzsteuer. Als umsatzsteuerpflichtiger Gewerbetreibender kann sich der Betreiber die Umsatzsteuer auf Anschaffungen (Solaranlage) zurückerstatten lassen. Letztlich ist auf ein positives Ergebnis immer die Einkommensteuer fällig. Diese kann durch Berücksichtigung der Abschreibung der Anlagenkosten und anderer Betriebsausgaben gemindert werden. Hierzu sollte im Einzelfall ein Steuerberater konsultiert werden-

Berücksichtigung von Photvoltaik Erträgen in der EnEV

Die EnEV 2009 erlaubt die Verrechnung von selbst genutztem photovoltisch erzeugten Strom mit dem zur Warmwasser- und Heizwärmeerzeugung notwendigen Strom ( gilt für Neubau und auch in der Gebäudesanierung). Durch die Bilanzierung mit dem benötigten Heizstrom und der Hilfsenergie lässt sich der für den rechtlichen Nachweis oder für die Förderung Primärenergiebedarf u.U. entscheidend senken.

 

EnEV §5: Anrechnung von Strom aus erneuerbaren Energien

Wird in zu errichtenden Gebäuden Strom aus erneuerbaren Energien eingesetzt, darf der Strom in den Berechnungen nach § 3 Absatz 3 und § 4 Absatz 3 von dem Endenergiebedarf abgezogen werden, wenn er

1. im unmittelbaren räumlichen Zusammenhang zu dem Gebäude erzeugt und

2. vorrangig in dem Gebäude selbst genutzt und nur die überschüssige Energiemenge in ein öffentliches Netz eingespeist

wird. Es darf höchstens die Strommenge nach Satz 1 angerechnet werden, die dem berechneten Strombedarf der jeweiligen Nutzung entspricht.

 

Diese etwas schwammige Formulierung wurde folgendermaßen präzisiert:

Auslegungsregelung §5 EnEV

Mit der Auslegungsregelung des Bundesinstituts für Bau-, Stadt- und Raumforschung BBSR wurden am 9.12.2009 wesentliche Auslegungsfragen geklärt:

Die Regelung gilt für neu zu errichtende Gebäude und für Sanierungen bestehender Gebäude, wenn wesentliche Veränderungen durchgeführt werden.

Ein unmittelbarer, räumlicher Zusammenhang besteht dann, wenn der erzeugte Strom nicht über Leitungen eines öffentlichen Verteilnetzes geführt wird.

Die Nachweisführung für die vorrangige Selbstnutzung erfolgt nach 33 Absatz 2 EEG.

PV-Strom wird vom Gesamtendenergiebedarf Strom abgezogen. Die Bilanzierung muss monatsweise erfolgen.

Der Ertrag einer PV-Anlage ist mit geeigneten technischen Regeln zu berechnen. Dazu bietet sich die DIN EN 15316-4-6  an, unter Verwendung der Einstrahlungskennwerte aus DIN V 18599-10.

Zulässig ist damit, dass photovoltaisch erzeugter Strom unabhängig von der tatsächlichen Verbrauchszeit bilanziert werden kann. Zulässig ist auch, dass PV-Strom  mit elektrischer Heizenergie / Hilfsenergie verrechnet werden kann.

Wirtschaftlichkeit

Für das oben gerechnete Beispiel wird im Folgenden die Wirtschaftlichkeit bei unterschiedlicher Aufteilung zwischen Einspeisung und Eigenverbrauch betrachtet. altes Modell 2009

Kosten:

Einmalig

Anlage

9.660,00 €

 

Sonstiges

1.000,00 €

 

Summe

10.660,00 €

Laufende

Wartung

96,60 €

 

Versicherung

28,98 €

 

Sonstiges

0,00 €

 

Summe

155,58 €

Strompreis

Einspeise

0,3914 €

 

Eigennutzg.

0,2276 €

 

Bezug

0,2143 €

Erträge

 

100% Einsp.

60% Einsp.

40% Einsp.

Eispeisung

1.111,18 €

666,71 €

444,47 €

Eigennutzg.

0,00 €

258,46 €

387,69 €

Differenz zu Bezug**

0,00 €

243,36 €

365,04 €

Summe

1.111,18 €

1.168,53 €

1.197,21 €

Laufende Kosten

-155,58 €

-155,58 €

-155,58 €

Ertrag

955,60 €

1.012,95 €

1.041,63 €

Amortisation*

11,16

10,52

10,23

Für 100% Einspeisung wird eine Amortisationszeit von ~ 11 Jahren erreicht (statische Betrachtung). D.h.: In den 6 Jahren bis zum Ende der Vergütung wird ein Gewinn erziehlt.

Eine Betrachtung mit Berücksichtigung von Preissteigerungen und Kapitalkosten zeigt bei Betrachtung über 25 Jahre eine Verzinsung des eingesetzten Kapitals von ~ 6%. Mit der angekündigten 15% Reduktion der Einspeisevergütung läge die Rendite noch bei ~ 4,2%. (100% Einspeisung)

Bei dem Strombezugspreis von 21,43 Cent bringt der Eigenverbrauch einen Vorteil vor der Einspeisung. Im Fall der Kürzung der Einspeisevergütung würde sich die Eigennutzung noch positiver auswirken, da Vergütung für Eigennutzung nicht gekürzt werden soll.

* Die Statische Betrachtung berücksichtigt keine Kapitalverzinsung und keine Preissteigerungen. Dieses sind aber ohnehin Faktoren die schwer vorhersagbar sind; sind Preissteigerung (Energiepreis) und Kapitalzins gleich hoch entspricht das Ergebnis der statischen Betrachtung.

** dieser Posten berücksichtigt, dass bei Eigenverbrauch des erzeugten Stromes diese Menge nicht vom EVU zum aktuellen Preis bezogen werden muss. Beispiel: Vergütung des eigengenutzten Stromes = 22,76 Cent. Müsste man den Strom vom EVU kaufen würde er 21,34 Cent kosten. Dies gesparte Geld und die Vergütung des eigengenutzten Stromes ist der Verdienst pro eigenverbrauchter kWh: 22,76 + 21,34 = 44,1 Cent. D.h. man verdient am selbst verbrauchten Strom pro kWh  44,1 - 39,14 = 4,96 Cent mehr als bei Einspeisung.

Das Beispiel geht von bestimmten Annahmen aus: wie Stärke der Globalstrahlung, Ausrichtung des Daches, Anlagen Wirkungsgrad, Herstellerangaben über die Leistung . Für den konkreten Einsatzfall sollte mit den konkret ausgewählten Bauteilen und der konkreten Einbausituation eine fundierte Ertragsrechnung durchgeführt werden

Wirtschaftlichkeit auf Basis 11.2012 Werten

Kosten:

Einmalig

Anlage

4692,00 €

 

Sonstiges

500,00 €

 

Summe

5192,00 €

Laufende

Wartung

46,92 €

 

Versicherung

14,08 €

 

Sonstiges

0,00 €

 

Summe

91,00 €

Strompreis

Einspeisung

0,17 €

 

 

 

 

Bezug

0,23 €

Erträge

 

100% Einsp.

60% Einsp.

40% Einsp.

Eispeisung

0,17 Cent

483,20 €

289,92 €

193,28 €

Eigennutzung

0,23 Cent.*

0,00 €

261,19 €

391,78 €

Summe

483,20 €

551,11 €

585,06 €

Laufende Kosten

-91,00 €

-91,00 €

-91,00 € €

Ertrag

392,20 €

460,11 €

494,07 €

Amortisation

13,2

11,3

10,5

Für 100% Einspeisung wird eine Amortisationszeit von ~ 13 Jahren erreicht (statische Betrachtung). Dies ist dank der stark gefallenen Anlagenpreise nur geringfügig schlechter als in der 2009 Rechnung.

Bei hohem Eigenverbrauch kann die Bilanz sogar besser aussehen. Und das vermehrt wenn, wie zu erwarten, die  Strompreise steigen.

* Bei Eigenverbrauch wird das nicht für Strombezug ausgegebene Geld als Einnahme betrachtet

Erhöhung der Wirtschaftlichkeit durch Pufferung der Solarenergie

Durch die Zwischenspeicherung von Photovoltaikstrom kann die Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage erhöht werden.

Dies kann durch Steigerung des Eigenverbrauchs und / oder durch Reduzierung von, möglicherweise gekappten, Netzeinspeise-Spitzen erreicht werden.

Hierzu bieten verschiedene Hersteller kompakte Komplettlösungen an, die alle erforderlichen Pufferungs- Mess-, Regel-, und Schaltfunktionen beinhalten.

Grundsätzlich sind unterschiedliche Pufferungsverfahren möglich, z.B: Pufferung mit Hilfe von Wärmespeichern, oder Pufferung mit Hilfe von Stromspeichern.

Beispiel für Pufferung mit Warmwasserspeicher

http://www.wks-systemtechnik.de/download_allg/PV-Thermie_Reparco_Web.pdf

Beispiel für Pufferung mit Batteriespeicher

http://www.e3dc.com/deutsch/produkt/hauskraftwerk.html

 

Die Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin hat ein einfaches online-Tool entwickelt, das eine Prognose des Eigenverbrauches und des erreichbaren Autarkie-grades in Abhängigkeit von Jahres-Energieverbrauch (Strom), Photovoltaikleistung und Speicherkapazität ermöglicht.

http://pvspeicher.htw-berlin.de/onlinetools/

Photovoltaik Anlage oder thermische Solaranlage

Phtovoltaik Anlagen

 

Modul

Wirkungs-

grad [%]

System

Wirkungs-

grad [%]

kristallines

Silizium

13 - 25

10 - 20

amorphes S.

max 11

max 9

Thermische Solaranlage

 

 

Kollektor

Wirkungs-

grad [%]

System

Wirkungs-grad [%]

Flachkollektor

65

32 - 40

Vakuumröhren-

kollektor

80

42 - 50

Die Wirkungsgrade und damit die Nutzung der zur Verfügung stehenden Fläche ist bei thermischen Solaranlagen wesentlich besser als bei Photovoltaik Anlagen. Die Rendite kann bei thermischen Solaranlagen mit Heizungsunterstützung gleiche Werte wie in der Photovoltaik erreichen, und dies ohne staatliche Subventionen. Der Wirkungsgrad der thermischen Solaranlagen kann auf bis auf 80% gesteigert werden.

Folgende Strategie ist sinnvoll: Steht nur eine kleine Dachfläche zur Verfügung, sollte man diese für eine thermische Solaranlage zur Warmwasserbereitung nutzen (max. 6 m2 bei 4 Personen Haushalt). Steht mehr Platz zur Verfügung (ca. 16 m2 für Einfamilienhaus) ist eine thermische Solaranlage für Warmwasserbereitung und Heizungsunterstützung zu empfehlen. Steht darüber hinaus weiterer Platz zur Verfügung, kann dieser für eine Photovoltaikanlage genutzt werden. Im Gegensatz zu einer Photovoltaik Anlage ist die Effektivität einer thermischen Anlage auch abhängig vom Nutzerverhalten und vom technischen Stand der Heizungsanlage. Es ist daher immer an Hand der konkreten Situation zu entscheiden. Wird die Umweltfreundlichkeit (CO2 Vermeidung) hoch bewertet, sollte der thermischen Solaranlage immer die 1. Priorität eingeräumt werden.

Der Einsatz einer Photovoltailanlage ist in der Regel nicht Bestandteil einer Bafa Energieberatung. Auf Ihren Wunsch beraten wir auch zu diesem Thema und zeigen Ihnen, was in Ihrer Situation von einer Photovoltaikanlage zu erwarten ist. Auch eine seperate Beratung zu diesem Thema ist möglich.

Rechtlicher Hinweis: Alle Angaben sind ausschließlich unverbindliche Richtwerte. Die exakte Dimensionierung, Kosten und Erträge für ein konkretes Bauvorhaben können nur von einem qualifizierten Fachbetrieb unter Berücksichtigung der Gegebenheiten vor Ort ermittelt werden. Kennlinien in hier gezeigten Grafiken/Tabellen und Beispielsrechnungen dienen der Erläuterung von qualitativen Sachverhalten. Sie können nicht als Basis konkreter Bewertungen oder Planungen dienen. Sie zeigen nicht reale Werte bestimmter Produkte/Projekte.

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