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Gliederung
01 Thema
02 Einleitung
03 Energieverbrauch
04 Windkraft
05 Photovoltaik
06 Sonnenkollektoren
07 Geothermie
08 Sterlingmotoren
09 Biomasse
10 Inselsysteme
11 Solararchitektur
12 Umfrage
13 Förderungen
14 Danksagung
15 Anhang
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Diplomarbeit
5 Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen)
  [Es werden in diesem Kapitel nur netzparallele Anlagen betrachtet.]

5.1 Einleitung


Die Stromerzeugung durch Photovoltaikzellen (PV-Zellen) befindet sich derzeit noch im Anfangsstadium. Durch eine verstärkte Entwicklung bei den Zellen als auch durch eine weitere Verbreitung des Mediums könnte der Strombedarf der gesamten Welt durch eine Photovoltaikfläche die ein Drittel der Sahara in Anspruch nimmt gedeckt werden.

Abbildung 5-1 zeigt die dafür benötigte Fläche für die Welt, Europa und Deutschland: [1]


Abbildung 5-1 zeigt die dafür benötigte Fläche für die Welt, Europa und Deutschland:

So könnte die Photovoltaik den gesamten elektrischen Energiebedarf in der BRD decken.

- technisches Potential: bis zu 897 TWh/a (Dächer und verfügbare Freiflächen).
- Inlandsverbrauch 1994: 463,4 TWh/a.
- technisch intallierbare Leistung: bis zu 864 GWp.
- installierte Leistung 1993: 0,008 GWp (Gigawattspitzenleistung).[2]
- ungefähre Erzeugerkosten von 1,50 DM/kWh (rund 9 mal teurer als Wind)
- Bei Massenproduktion von Solarmodulen kann der Preis auf 23 Pf/kWh und darunter sinken. [3]
- Eine Studie i.A. von RWE/Siemens/Bayernwerk vom April 93 gibt an, daß der Preis in den nächsten Jahren (ohne Massenproduktion) auf 46 Pf/kWh sinken kann. (Hier sind Einsparung durch Wegfall von Dachziegeln oder Fassadenplatten nicht berücksichtigt.)

Das Problem der Photovoltaik ist die zeitliche Diskrepanz zwischen der Stromerzeugung und der Stromnachfrage. Im Sommer könnte sehr viel mehr Strom produziert werden als benötigt wird, während im Winter die Nachfrage das Angebot bei weitem übersteigt. Lösungen, die diese Überhänge sinnvoll und wirtschaftlich speichern können sind noch im Entwicklungsstadium.


Abbildung 5-2 zeigt, daß im Winter das Solarangebot nicht ausreicht, um den Endenergiebedarf in der BRD zu decken.  Der überschüssige Strom im Sommer könnte für die Elektrolyse von Wasserstoff genützt werden. [4]

Endenergiebedarf

Elektrischer Strom aus PV-Anlagen harmoniert gut mit dem täglichen Bedarf von vielen Verbrauchern. Dieser wächst tagsüber meistens während der Sonnenscheindauer an, wenn die Verbraucher mehr aktiv sind, um am Abend dann wieder abzunehmen. Darum können PV-Anlagen mithelfen, Spitzenlasten zu decken, und den Bedarf an neuen Kraftwerken zu reduzieren.

Für Solare Anwendungen ist aber neben der Sonnenscheindauer auch die Strahlungsintensität von Interesse. In Europa findet man gute Werte. Im Norden (England, Süden von Schweden, Dänemark) bewegen sich diese zwischen 850 - 1050 kWh/m². Nach Süden nimmt die Strahlungsintensität immer mehr zu. In Italien, Spanien, Portugal, Griechenland etc. beginnen die Werte bei 1250 (Po-Ebene) an, und erreichen als Maximalwerte bis zu 1750 kWh/m² am Südende von Italien, Spanien oder Griechenland. Durch ihre höhere geographische Lage erreichen die Alpen Werte um die 1350 kWh/m², 100 bis 200 kWh/m² mehr als in den umliegenden Ebenen.

Abbildung 5-3 zeigt die mittlere jährliche Einstrahlung der Sonne in kWh/m² und Jahr in Europa: [5]

Abbildung 5-3 zeigt die mittlere jährliche Einstrahlung der Sonne in kWh/m² und Jahr in Europa:

Abbildung 5-4 zeigt die durchschnittliche Sonnenscheindauer pro Jahr in der BRD: [6]

Abbildung 5-4 zeigt die durchschnittliche Sonnenscheindauer pro Jahr in der BRD:

Man erkennt, daß im Süden der BRD 1700 bis 1800 Stunden pro Jahr die Sonne scheint, das sind über 20% des Jahres. Aber auch Schleswig-Holstein hat diese Sonnenscheindauer, da der Wind den Himmel immer in Bewegung hält. Auch in Berlin werden die hohen Werte der Sonnenscheindauer erreicht. In Mitteldeutschland scheint die Sonne vor allem im Ruhrgebiet sehr selten (Luftverschmutzung?). Dort werden nur 1300 bis 1400 Stunden pro Jahr erreicht (15%).

Im Süden mit 1000 bis 1200 kWh/m² ist darüber hinaus die Strahlungintensität um bis zu 150 KWh/(m2a) größer als im Norden, wo sie nur 800 bis 1000 kWh/m² erreicht. Darum bietet sich gerade in Bayern und Baden-Württemberg eine Nutzung der Solarenergie an.
Abbildung 5-5 zeigt die durchschnittliche Strahlungsstärke in der
BRD in KWh/m2a: [7]
Abbildung 5-5 zeigt die durchschnittliche Strahlungsstärke in der BRD in KWh/m2a:>

5.2 Funktionsweise einer PV-Zelle

Als Photovoltaik bezeichnet man die direkte Umwandlung von Licht in elektrische Energie. Schon 1839 entdeckte Alexander Bequerel den Effekt, daß in bestimmten elektrochemischen Konfigurationen unter Sonneneinstrahlung elektrische Energie erzeugt werden kann. Es dauerte aber dann allerdings noch über hundert Jahre, bis 1954 in den Bell Laboratories (USA) die erste Silicium-Solarzelle hergestellt wurde. [8]

Aufbau einer kristallinen Solarzelle:

Solarzellen verwenden fast ausschließlich Silizium als Stromerzeuger. Kristallines Silizium ist ein Halbleiter. Ein solcher Kristall besteht aus einer regelmäßigen Anordnung von Atomen, die durch chemische Bindungen aneinander gebunden sind. In einem sehr stark vereinfachten Bild bestehen alle Atome aus einem elektrisch positiv geladenen Kern und aus negativ geladenen Elektronen, die den Kern auf festgelegten Bahnen umkreisen.

Die äußeren Elektronen, die sogenannten Valenzelektronen, bewirken die chemische Bindung im Kristall. Das Silizium hat vier Valenzelektronen. Bei niedrigen Temperaturen sind bei Halbleitern fast alle Elektronen fest an ein Mittelatom gebunden und nur ganz wenige sind frei im Kristall beweglich. Der Kristall hat eine sehr geringe Leitfähigkeit.

Durch Zufuhr von Energie, etwa durch Absorption von Licht, könne Elektronen von Ihren Mutteratomen losgerissen werden. Sie sind dann frei im Kristall beweglich und erzeugen eine zusätzliche Leitfähigkeit.

Zum Losreißen eines Elektrons von seinem Mutteratom wird eine gewisse Mindestenergie benötigt - bei Silizium 1,12 eV (Elektronenvolt). Überträgt man mehr Energie auf das Elektron, so wird der Überschuß über die Mindestenergie in Wärme umgesetzt.

Inder Optik wird Licht im allgemeinen als elektromagnetische Welle mit einer sehr kurzen Wellenlänge beschrieben. Die Farbe des Lichts hängt von der Wellenlänge ab. Violettes Licht ist kurzwellig, rotes Licht ist langwellig. Die Leistung der Strahlung ist von der Amplitude der elektromagnetischen Welle bestimmt.

Bei Wechselwirkung mit Materie zeigt das Licht andere Eigenschaften. Es verhält sich wie ein Strahl von Teilchen, die auf die Materie aufprasseln. Diese Teilchen nennt man Photonen. Die Energie eines einzelnen Photons hängt ausschließlich von der Farbe des Lichts ab. "Violette" Photonen sind energiereicher als "rote" Photonen. Die makroskopisch meßbare Gesamtleistung der Strahlung berechnet sich aus der Anzahl der Photonen, die pro Zelleinheit auf der bestrahlten Fläche auftreffen, multipliziert mit der Energie der einzelnen Photonen. Bei der Absorption von Licht kann ein Photon seine Energie nur an ein Elektron abgeben.


Abbildung 5-6 zeigt die Ladungstrennung in einer PV-Zelle: [9] Abbildung 5-6 zeigt die Ladungstrennung in einer PV-Zelle:

Weil nun zur Erzeugung eines freien Elektrons eine Mindestenergie aufgebracht werden muß. Bedeutet dies, daß das einzelne Photon die nötige Energie mitbringen muß. Das heißt: Das Licht muß eine bestimmte Farbe haben - oder muß mehr im violetten Bereich liegen. Wenn nun das einzelne Photon mehr Energie mitbringt, als zur Ablösung eines Elektrons nötig ist, wird pro Photon doch nur ein freies Elektron erzeugt: Die Überschußenergie wird in Wärme umgesetzt.

Es gilt also:
- Erst ab einer bestimmten Farbe (d.h. unterhalb einer bestimmten Wellenlänge) können durch
   Licht freie Ladungsträger im Halbleiter erzeugt werden.
- Überschußenergie des Photons, die über die Grenzenergie hinausgeht, geht verloren.
- Jedes Photon passender Farbe erzeugt einen beweglichen Ladungsträger.
- Jeder der durch Lichtabsorption erzeugten Ladungsträger kann die gesamte Energie, die er beim - Lostrennen vom Mutteratom aufgenommen hat, an einen Verbraucher als Nutzenergie abgeben.

All dies ergibt schon eine erste Obergrenze des Wirkungsgrades, den eine PV-Zelle haben kann.

Abbildung 5-7 zeigt die ankommende Strahlung aus dem Weltraum auf die Erdoberfläche dar:

Abbildung 5-7 zeigt die ankommende Strahlung aus dem Weltraum auf die Erdoberfläche dar:

Solarzellen können aber nur ab einer gewissen Mindestenergie arbeiten. Deshalb zeigt die nachfolgende Abbildung das wirklich nutzbare Strahlungsspektrum:

Abbildung 5-8 zeigt das nutzbare Strahlungsspektrum: Abbildung 5-8 zeigt das nutzbare Strahlungsspektrum:

Rechnet man die Fläche aus, so erkennt man, daß selbst unter den viel zu optimistischen Annahmen nur etwa 50 % der Energie verwertet werden können, der Wirkungsgrad also 50 % grundsätzlich nie übersteigen kann. [10]

Um den Unterschied zwischen der globalen, direkten und diffusen Strahlung in Abhängigkeit von deren Intensität besser abschätzen zu können dient folgendes Diagramm:

Abbildung 5-9 zeigt den Tagesverlauf der Einstrahlung auf eine geneigte Fläche: [11]

Abbildung 5-9 zeigt den Tagesverlauf der Einstrahlung auf eine geneigte Fläche:

Ein weitere wichtiger Faktor in der Bemessung einer PV-Anlage ist die Temperaturganglinie der PV-Module.
Je heißer die Module werden (bei konstanter Bestrahlungsstärke), desto weniger Strom produzieren Sie.

Abbildung 5-10  zeigt die Abhängigkeit der Stromerzeugung von Solarzellen und Temperatur der Solarzellen:   Abbildung 5-10   zeigt die Abhängigkeit der Stromerzeugung von
  Solarzellen und Temperatur der Solarzellen: [12]



Man erkennt, daß der Einfluß der Temperatur sehr stark auf die Stromerzeugung ist. Während die Stromstärke hauptsächlich von der Bestrahlungsstärke abhängt, ist die Ausgangsspannung eines PV-Generators von der Temperatur abhängig. Der Temperaturkoeffizient für kristalline Silicium-Solarzellen beträgt beispielsweise -0,5%/K. Deshalb haben auch Gebirgsanlagen (höhere Strahlungsintensität, niedrigere Temperaturen) einen höheren Ertrag, als Anlagen in tiefer gelegenen Ebenen.


5.2.1. Energiebilanz, Lebensdauer

Vielfach ist das Gerücht aufgetaucht, daß PV-Zellen mehr Energie zu Ihrer Herstellung benötigen, als Sie in Ihrer gesamten Lebenszeit wieder erwirtschaften. Dem ist nicht so, Solarzellen brauchen 2,7 Jahre bei einer Einstrahlung von 1100kWh/m² und Jahr, um die Energie für ihre Herstellung zu erzeugen. Die Lebensdauer einer modernen PV-Zelle kann nur abgeschätzt werden, da es noch keine 20 Jahre alten, nach modernen Verfahren hergestellten Module gibt. Sie wird mit über 20 Jahren angenommen (für Mono- und Polykristalline Module).

5.2.2. Typen von Solarzellen
[13]

Es gibt inzwischen mehrere Typen von Solarzellen. Die drei wichtigsten (Monokristalline Multikristalline und Amorphe Solarzellen) werden kurz vorgestellt. Desweiteren gibt es noch verschiedene Arten, die sich noch im Laborstatus befinden.

1. Monokristalline Silicium-Solarzellen

Herstellung:
Mit Hilfe des Czochralski-Verfahren wird eingeschmolzenes Silicium zu einem stabförmigen Einkristall gezogen und danach in Scheiben gesägt.
Kennzeichen:
Monokristalline Silicium-Solarzellen erkennt man an ihrer gleichmäßigen,
glatten Oberfläche sowie gebrochenen Ecken.
Wirkungsgrad: Labor : 23,3 % Produktion : 15 - 17,5 %

2. Multikristalline Silicium-Solarzellen

Herstellung:
Geschmolzenes Silizium wir in Blöcke gegossen, dabei wird die Einkristallbildung unterbunden. Aus dem grobkörnig erstarrtem Silicium werden Scheiben gesägt.
Kennzeichen:
Multikristalline Silicium-Solarzellen besitzen eine unregelmäßige Oberfläche, auf der deutlich die Kristalle mit einem Durchmesser von einigen Millimetern bis Zentimetern zu erkennen sind.
Wirkungsgrad: Labor : 17,8 %
Produktion : 12 - 14 %

3. Amorphe Silicium-Solarzellen

Herstellung:
Silizium wird aus der Gasphase auf einen Träger (zumeist Glas) als dünne Schicht aufgebracht.
Kennzeichen:
Eine Kristallstruktur ist hier nicht zu erkennen. Amorphes Silicium besteht aus ungeordneten Silizium-Atomen.
Wirkungsgrad: Labor: 11,5 % Produktion: 5 - 8 %

Noch im Laborstatus befinden sich folgende Zellentypen:

4. CIS, CdTe, GaAs, CulnSe2 - Solarzelle

Herstellung:
Aufdampfung von Verbindungshalbleitern auf ein Glassubstrat.
Kennzeichen:
Aufdampfung kann großflächig und in beliebiger Form geschehen, desweiteren können Metallkontakte mit aufgedampft werden, so daß die Zellen schon bei der Aufbringung verschaltet werden können.
Wirkungsgrad: Labor : 10 - 37 %
Produktion : noch keine Angaben

5. Die Twin-Solarzelle: [14]

Von Diplomchemiker Dr. Helmut Hoegl entwickelt, im Sommer 1993 als Prototyp erschienen.
Kennzeichen:
Die Grundeinheit besteht aus einem rundum mit einem Halbleiter beschichteten Draht oder Stab (Innenelektrode). Im einfachsten Fall werden zwei solcher Einheiten, von denen die eine p- und die andere n-dotiert wurden, durch eine elektrisch leitende Schicht (Kontaktschicht) über die ganze Länge miteinander verbunden. Der pn-Übergang ist somit hergestellt, an dem der photoelektrische Effekt stattfinden kann. Allerdings ist diese Kontaktschicht nicht so gut, daß eine ausreichende photoelektrische Spannung erreicht wird. Deshalb werden in einer verbesserten Version auf den Drähten bzw. den Stäben jeweils komplette pn- und np-Doppelschichten hergestellt und dann wieder mit einer elektrisch leitfähigen Kontaktschicht zusammengefügt. Auf diese Weise wird nicht nur die Funktionsfähigkeit hergestellt, sondern auch gleichzeitig eine Verdopplung der Spannung erzielt.
Die kalkulierten Herstellungskosten könnten bei einem Wirkungsgrad von 10% der Zellen auf 2.000,- DM/kWp fallen.


5.3. Systemkomponenten einer PV-Anlage

PV-Anlagen bestehen im wesentlichen aus drei Komponenten:
Solarzellen
Wechselrichter
Montage

In Nachfolgendem Diagramm sieht man die verschiedenen Anschlußarten eines Solargenerators an die Verbraucher. Von Links nach Rechts: direkter Anschluß, direkter Anschluß mit Möglichkeit der Speicherung des elektrischen Stromes in einer Batterie, im Parallelbetrieb mit einem Generator und im Netzparallelbetrieb.



Abbildung 5-11 zeigt die verschiedenen Nutzungsarten des Solarstromes [15] Abbildung 5-11 zeigt die verschiedenen Nutzungsarten des Solarstromes
5.4. Kosten einer PV-Anlage

Die PV-Anlagen haben 3 große Kostengruppen. Diese sind die Module, der Wechselrichter und die Montage. Dabei haben die Solarmodule einen Anteil von ca. 58%. Die Montage ca. 38% und der Wechselrichter 14%. Mit zunehmender Anlagegröße werden die Montagekosten und die Wechselrichterkosten geringer, die Module nehmen jedoch zu. Die Verteilung der Komponentenpreise ist in nachfolgender Grafik aufgezeichnet.


Abbildung 5-12 zeigt die Kostenverteilung bei einer PV-Anlage: [16]

Abbildung 5-12 zeigt die Kostenverteilung bei einer PV-Anlage:

Für die Wechselrichter können je nach Nennleistung folgende Preise angesetzt werden.:

Abbildung 5-13 zeigt die spezifischen Preise für Wechselrichter pro kW: [17]

Abbildung 5-13 zeigt die spezifischen Preise für Wechselrichter pro kW:

Dabei sollte beachtet werden, daß der Wechselrichter ganz entscheidend zum Ertrag einer PV-Anlage beiträgt. Durch seine Wirkungsgradkurve hat er maßgebenden Einfluß. Deshalb sollte nicht der erstbeste Wechselrichter gewählt werden, sondern der mit dem besten Wirkungsgrad, auch wenn dieser 1000,- DM mehr kostet. Der max. Wirkungsgrad eines Wechselrichters sollte heute nicht unter 96% liegen.

Abbildung 5-14 zeigt einen vorbildlichen Wirkungsgradverlauf eines Wechselrichters: [18]

Abbildung 5-14 zeigt einen vorbildlichen Wirkungsgradverlauf eines Wechselrichters:




5.4.1. PV-Markt in Deutschland und der restlichen Welt 1996


Bei einer PV-Anlage sind vor allem die spezifischen Kosten pro installiertem kWp interessant. Anlagen bis zu 2 kWp haben einen durchschnittlichen Preis von ca. 27.000,- DM ohne Montage. In untenstehender Tabelle ist dieser Preis (1994-1995) noch nicht erreicht worden. Seit dieser Zeit sind die Preise für Solaranlagen um ca. 20-30% gefallen. Deshalb sind die untenstehenden Preise zwischenzeitlich nicht mehr aktuell.

Abbildung 5-15 zeigt die Systemkosten für PV-Anlagen nach Ihrer Systemleistung: [19] Abbildung 5-15 zeigt die Systemkosten für PV-Anlagen nach Ihrer Systemleistung:
Abbildung 5-16 zeigt die Spezifischen Systempreise für PV-Anlagen und deren installierten Leistung: Abbildung 5-16 zeigt die Spezifischen Systempreise für PV-Anlagen und deren installierten
Leistung: [20]
Die Montagekosten nach ECOSOLAR betragen ca. 1040,- DM/kWp. Laut Angabe von SUNTEC 1200,- DM/kWp. Die Module selber sind mit ca. 10.000,- bis 12.000,- DM/kWp (inkl. MwSt.) zu kalkulieren. Wobei IBC der billigste Anbieter war. Für die Preise in der nachfolgenden Graphik nehme ich an, daß sie ohne MwSt. sind, da ich kein Angebot für 7.000,- DM/kWp erhalten habe.

Abbildung 5-17 zeigt die Preisentwicklung von Solarmodulen, am linken Rand der Graphik ist leider ein Fehler, es heißt hier Preis in tausend DM/kWp: [21]

Abbildung 5-17 zeigt die Preisentwicklung von Solarmodulen, am linken Rand der Graphik ist leider ein Fehler, es heißt hier Preis in tausend DM/kWp:

Via Internet konnte ich auch Preise in Amerika erfragen. Bei SOLAR ALASKA kostete ein 53 Watt Modul von VALUE LINE 238,8$ was bei einem Kurs von 1,55 DM je Dollar 6,98 DM/Wp ergibt. [22]


5.4.2. Simulationsprogramme, Erträge von PV-Anlagen, Wirkungsgrad

Ashling [23]

PV Systems Simulation Software.
Ein Programm um den Ertrag einer PV-Anlage zu schätzen ist die Simulationssoftware Ashling. Sie wurde entwickelt vom National Microelectronics Research Centre in Cork, Irland. Zu meiner Freude schickte mir Michael Rudden eine Kopie des Programmes. Mit diesem Programm kann man durch den europäischen Solaratlas, der in einer Datenbank bereits mitgeliefert wird, fast jeden Standort in Europa simulieren. Dabei wird zuerst eine Anlage mit Hilfe des sehr einfach zu bedienenden Windows-Menu eingegeben und danach simuliert. Als Eingabe stehen 7 prinzipielle PV-Anlagen zur Auswahl, 2 netzgekoppelte Anlagen und 5 Inselanlagen. Dabei wird die stündliche Stromerzeugung mit der Temperatur der Zellen und dem Wirkungsgrad des Wechselrichters bei der herrschenden Strahlungsintensität simuliert. Als Output erscheint u.a. der Ertrag nach dem Wechselrichter.

Sundi:

Am Institut für Elektrische Maschinen der TU Berlin wurde das Simulationprogramm SUNDI entwickelt. Es dient dazu die Strahlungseinbußen infolge von Abschattungen bei Solaranlagen zu ermitteln Eine einfache Analyse kann mit Sonnenbahndiagrammen durchgeführt werden. Das Programm erlaubt eine genaue Tagesanalyse, um Abschattungen genauer lokalisieren zu können. Die Ergebnisse können graphisch dargestellt werden. Die Strahlungseinbußen können auch über längere Zeitperioden berechnet werden. Die Berechnung erfolgt außerordentlich schnell. Die Ergebnisse werden tabellarisch dargestellt und stehen anderen Windows-Anwendungen zur Verfügung
SUNDI ist am FTP-Solar Server verfügbar:
ftp://emsolar.ee.tu-berlin.de/pub/progs/sundi.
Dort wird es auch bald ein Simulationsprogramm für PV-Anlagen mit Abschattung geben.
Ashling in Kombination mit Sundi ist in der Lage eine sehr genaue Schätzung des Ertrages für PV-Anlagen zu liefern.

5.4.2 Erträge von PV-Anlagen:

Wichtig ist hier der Ertrag von kWh pro installierte kWp und Jahr um einen Vergleich zu verschiedenen Standorten zu haben. Eine Untersuchung aus dem 1000-Dächer Programm ergab folgendes Ergebnis:

Abbildung 5-18 zeigt die spezifischen Erträge des 1000-Dächer Programms des Bundes: [24]

Abbildung 5-18 zeigt die spezifischen Erträge des 1000-Dächer Programms des Bundes:

Hier ist ein deutliches Nord-Süd Gefälle vorhanden. In Bayern und Baden-Württemberg werden Erträge um die 800 kWh/kWp erreicht, während im Norden nur um die 700 kWh/kWp erreicht werden. Einzelne Anlagen liegen mit 1080 kWh/kWp weit über diesen Durchschnitt. Das liegt zu einem an einen guten Standort ohne Verschattung und an der Verwendung von hochwertigen Wechselrichtern. Als Richtwert sollten heute 1000 kWh/kWp erreicht werden.

Die Firma ASE GmbH gibt für München folgende Erträge an:
installierte kWp Ertrag in kWh/a benötigte Fläche in m² Spez. Ertrag in kWh/kWp
1,2 kWp
960 kWh 9,6 m² 800 kWh/kWp
1,8 kWp
1440 kWh 14,4 m² 800 kWh/kWp
2,4 kWp
1920 kWh 19,2 m² 800 kWh/kWp

Wirkungsgrad:

Eine andere Methode den Ertrag einer PV-Anlage zu schätzen ist sie über den Systemwirkungsgrad und der mittleren jährlichen Einstrahlung zu ermitteln.
Dazu ein Beispiel für eine senkrecht stehende PV-Anlage an einer Fassade in Köln (unverschattet). Die mittlere Einstrahlungsstärke beträgt hier 1049 kWh/m². 140 m² PV-Module wurden an die Fassade angebracht. Der Einbaufaktor für eine senkrechte Anlage beträgt 0,74 (siehe Abbildung 6-8). Das Strahlungsangebot beträgt damit 0,74 * 1049 kWh/m²a = 776 kWh/m²a. Die Oberfläche eines Solarmoduls besteht jedoch nicht nur aus PV-Zellen, sondern auch aus einen Rahmen, Verschaltungen etc. Daraus ergibt sich der Belegungsgrad der PV-Zelle (Zellenoberfläche zu Gesamtfläche des Moduls), er kann mit 75% angenommen werden. Die reine Solarzellenfläche ist dann 0,75 * 140 m² = 105 m². Nun muß der Systemwirkungsgrad ermittelt werden (Einfluß Temperatur, Wechselrichter, Kabelverluste und der Wirkungsgrad der Solarzellen). Der Einfluß der Temperatur beträgt bei hinterlüfteten Fassaden ungefähr den Faktor 0,86. Kabelverluste betragen ca. 1%. Der Wechselrichter kann mit einem mittleren Wirkungsgrad von 85% geschätzt werden. Die Solarzellen (Monokristallin) haben einen Wirkungsgrad von 14%. Daraus ergibt sich der Systemwirkungsgrad: 0,86 * 0,99 * 0,85 * 0,14 = 0,10. Bildet man nun das Produkt aus Strahlungsangebot (774 kWh/m²), Zellenfläche (105m²) und Systemwirkungsgrad (0,10) dann erhält man eine Ausbeute von ca. 8.100 kWh/a. [25]

Abbildung 5-19 zeigt die Kosten für eine kWh Strom aus Solarzellen im Wandel der Zeit weltweit: [26]

Abbildung 5-19 zeigt die Kosten  für eine kWh Strom aus Solarzellen im Wandel der Zeit weltweit:

5.4.3 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Die Preise für Solarstrom fallen stetig:
Man erkennt, daß die Preise seit 1988 nicht mehr so stark fallen wie vor 1988. 1996 kostet eine kWh aus Sonnenenergie mittels Solarmodule ungefähr 1.65 DM (bei 20 Jahren Lebensdauer). Ein 1994 im spanischen Toledo errichtetes Ein-Megawatt-Solarkraftwerk liefert die Kilowattstunde für umgerechnet 60 Pfennig. Bei einer Massenproduktion von Solarmodulen sind weiter Preissenkungen denkbar. [27]

Solarfassaden:

Solarfassaden sind bereits heute eine Alternative zu herkömmlichen Fassaden aus Metall, Glas oder Naturstein. Ein Vergleich der Kosten pro m² Fassadenfläche macht deutlich, daß mit PV-Fassaden schon heute wirtschaftlich gebaut werden kann. [28]

Material Preis pro m² Kaltfassade (Standard) Preis pro m² bei 30 MW Jahresproduktion Preis pro m² bei 100 MW Jahresproduktion
Stahlblech/Glas ca. 600 - 800 DM    
Beschichtetes Glas/Glas ca. 1200 - 2000 DM    
PV-Zellen (Standardmaß) ca. 2500 - 2900 DM ca. 900 - 1000 DM ca. 700 - 800 DM
Naturstein (einfach)/Glas ca. 1500 - 2000 DM    
Naturstein (poliert)/Glas
ca. 2000 - 5000 DM und mehr, je nach Ausführung    

Bei den nun folgenden Wirtschaftlichkeitsberechnungen ist zu beachten, daß diese die Lebensdauer der Wechselrichter nicht näher beachten. Diese betrug in der Vergangenheit ca. 10 Jahren. Die neue Generation ist besser.

Standortsimulation in einem EFH in Unterhaching bei München:

Photovoltaikanlage in Unterhaching von Reno Deitermann:

Technische Daten:
20 Module der Firma Solarex á 120 Wp, Polycrystallin, Fläche 21,875 m²
Aufstellwinkel 45°
Sonnenazimut 0°
Wechselrichter Eikscom 1.51
Installierte Wp: 2400

Förderung:
19.200.- DM der Gemeinde Unterhaching (8.- DM je installiertes Wp)
Materialkosten 27.300.- DM

Die Simulation wurde anhand des Simulationsprogrammes Ashling durchgeführt. Dieses Programm wurde schon vorgestellt. Leider kann dieses Programm keine Verschattung berücksichtigen, so daß die Werte nach unten korrigiert werden müssen, da in 10m Entfernung eine große Fichte steht, die Schatten auf die PV-Anlage wirft.

Eingabewerte für das Programm:

Standort: 48° 24´ N und 11° 44´ O (Weihenstephan)

Es wurde als nächster gemessener Standort Weihenstephan gewählt, da hier Daten aus den Europäischen Solaratlas vorhanden waren.
Höhe: 467m
PV-Anlage: Array Rating: 2400 Wp; 2 Felder mit je 20 Module á 60 Wp (die 120 Wp Module gab es nicht).
Array Voltage 384,4 V
Inverter Rating: 3 KV
Azimut: 0°
Aufstellwinkel: 45°
Albedo-Faktor: 0,15 (Wiese)
Derating_Faktor: 0,8
Kabelverluste: Pauschal 2%
Missmatch Loss: 3%
PV-Fläche: 22,8 m²

Ausgabewerte des Programms:

Siehe Beiblatt in der Anlage.
Wichtigstes Ergebnis der Simulation ist die jährlich ins Netz abgegebene Menge an kWh/a.
Im Datenblatt kann man dies unter "Inverter Output" ablesen. Sie beträgt 1927 kWh/a (entspricht 802,92 kWh/kWp).

Rechnung über den Wirkungsgrad:

Mit der Rechnung über den Wirkungsgrad kommt man auf einen anderen Wert:
Der Systemwirkungsgrad wird mit 0,1 angenommen. Die mittlere Einstrahlung pro Jahr wir dem bayerischen Solaratlas entnommen (Rechnung siehe Anhang) und mit 1220 kWh/m² und Jahr ermittelt. Bei 45° Neigung wird laut Diagramm 6-8 ein Faktor von 0,95 nötig. Dies ergibt eine Einstrahlung von 1159 kWh/m². Die Fläche ist 21,875m² und muß noch mit einen Belegungsgrad von 0,8 multipliziert werden, was 17,5 m2 ergibt. Nun wird der Ertrag errechnet: 0,1 * 17,5 m² * 1220 kWh/m²a = 2135 kWh/a (890 kWh/kWp). Dabei ist aber keine Verschattung, wie auch in der Computersimulation, berücksichtigt.

Wirtschaftlichkeitsrechnung:
Annahmen:
Ertrag: 2100 kWh/a (gut nach oben geschätzt)
Investitionskosten: 9.000,- DM
Darlehen: 6,5% über 10 Jahre
Inflation: 2%
Wartung: 50 DM/a
Selbstmontage, dadurch keine Kosten

Ergebnisse:
Siehe auch beigefügte Blätter in der Anlage.
Förderung nach dem Modell der Gemeinde Unterhaching (8.000,- DM/kWp):
Rentabilität: -2,4%
Keine Amortisation nach 20 Jahren
Der Solarstrom müßte mit 0,595 DM/kWh vergütet werden, um auf C = 0 zu kommen.
Bei einer Förderung nach dem Modell der Stadtwerke München (5000,- DM/kWp und 2,- DM/kW) ergeben sich folgende Ergebnisse:
Rentabilität: 15,04%
Amortisation: 7 Jahre
Wird die Inflation nicht berücksichtigt und kein Darlehen bezahlt, so ergibt sich ein interner Zinsfuß von 20,09%.
Mit der Förderung des Bundes (7.000,- DM/kWp) ergibt sich eine kostendeckende Vergütung (KV) von 0,747 DM/kWh. Ohne Förderung beträgt die KV 1,812 DM/kWh.
Ohne Berücksichtigung von MwSt., Inflation und Darlehen ergibt sich eine Rentabilität von 2,16%. Die Anlage hat sich nach 20 Jahren nicht amortisiert.
Als Fazit der Untersuchung bleibt, daß die Anlage selbst bei nicht Beachtung der Montagekosten (Selbstmontage) und Absetzung der MwSt. nicht wirtschaftlich arbeitet. Nur eine Förderung nach dem Modell der Stadtwerke München ist wirtschaftlich.

Standortsimulation in einem MFH in Starnberg

Da ich selber an eine PV-Anlage interessiert bin, habe ich mir ein Angebot der Firma SUNTEC aus Hamburg zukommen lassen. Da unser Haus mit ca. 240 m² Wohnfläche sehr groß ist, sollte die PV-Anlage mit 5-kW Peak dimensioniert werden. Das Haus wird von meinen Eltern und mir bewohnt. Zusätzlich ist eine kleine Ferienwohnung integriert, die aber nicht immer vermietet ist. Genügend Dachfläche für die PV-Anlage ist vorhanden (ca. 70 m²).
Ausrichtung (Sonnenazimut): 25° nach Westen, keine Verschattung
Dachneigung: 34°
Voraussichtlicher Energieertrag: 5000 kWh/a (gut nach oben geschätzt mit 1000 kWh/kWp)
Voraussichtliche Förderung: 7000,- DM/kW peak ergibt 35.000,- DM an Fördergelder vom Bund
Angebot: 73.255,- DM inkl. MwSt. und Montage, Anlagengröße 5 kWp
Wartung: 50,- DM/a (optimistischer Wert)
Darlehen: 6,5% über 10 Jahre

Die Ergebnisse:
Siehe auch beigefügte Blätter in der Anlage.
Förderung des Bundes (7.000,- DM/kWp):
Rentabilität: -3,82%
Amortisation: über 20 Jahre
Eine KV wird bei 1,045 DM/kWh erreicht.
Mit einer Förderung der Stadtwerke München (5.000,- DM/kWp und 2,- DM/kWh):
Rentabilität: 10,76%
Amortisation: 10 Jahre
Der interne Zinsfuß beträgt hier 10,49%/a, ohne Darlehen 14,31%/a.
Die Anfangsförderung, um die Anlage wirtschaftlich zu machen müßte 66.479,- DM betragen (13.300,- DM/kWp, Investitionskosten 7.376,- DM).
Ohne Förderung beträgt die KV 1,977 DM/kWh.

Beispiel Luxemburg: Solardachziegel - Das Dach als Stromquelle für ein Verwaltungsgebäude


Die Liechtensteinischen Kraftwerke (LKW) haben 1994 ein Solarkraftwerk mit einer Leistung von ca. 17kW peak auf dem Verwaltungsgebäude in Schaan errichtet.
Der Solardachziegel wird von der Rheintaler Firma Newtec konfektioniert. Der Dachdecker verlegt den Solardachziegel auf ein Dach und der Elektriker verlegt die elektrischen Leitungen.

Sonnenschein-Analyse:
Mit dem Heliochron (Gerät zur Erstellung eines Besonnungsdiagramms) kann eine Standort-Sonnenscheinanalyse durchgeführt werden. Beschattungen durch Häuser und Bäume werden im Heliochron angezeigt. Die Dachneigung muß mind. 20 Grad betragen. Der abrutschende Schnee darf nicht auf ein öffentliches Trottoir fallen. Notfalls ist eine Schneeabrutsch-Sicherung vorzusehen.

Elektroplanung:
Der Elektriker bestimmt die elektrische Auslegung des Solarkraftwerkes. Es ist die Leistung, die Anzahl der Solardachziegel und die Anzahl der Leitungsstränge (Anzahl der Solardachziegel in Serie) zu berechnen. Der eingesetzte Wechselrichter bestimmt die Strangspannung.

Anordnung:
Eine Merkregel ist zu beachten: Die Anzahl der verlegten Solardachziegel muß durch 9 teilbar sein. In Übereinkunft mit dem Dachdecker wird festgelegt, wie die Solardachziegel auf dem Dach verlegt werden.

Sicherheitshinweise:
Sobald Licht auf einen Solardachziegel einfällt, ist mit gefährlichen Spannungen zu rechnen, da der Solardachziegel dann Energie produziert. Ein Solardachziegel kann nur spannungsfrei gemacht werden, wenn er mit lichtundurchlässigem Material abgedeckt wird.

Die Solardachziegel werden auf dem Dach zusammengeschaltet. Dabei können Spannungen von über 100 Volt auftreten. Der Solardachziegel ist so konzipiert, daß eine Gefährdung beim Verlegen vermieden wird. Sämtliche elektrischen Verbindungsstellen sind gegen unbeabsichtigtes Berühren geschützt.

Montage:
Der Dachdecker und der Elektriker verlegen und installieren das Solarkraftwerk gemeinsam. Die Elektroinstallationen sind gemäß den einschlägigen Vorschriften auszuführen.

Vorbereitung:
Bevor die Arbeit auf dem Dach in Angriff genommen wird, müssen sämtliche Sicherheitsmaßnahmen ausgeführt werden. Den Umfang muß der Dachdecker bestimmen. Die Unfallverhütungsvorschriften sind zu beachten.

Verlegen:
Der Solardachziegel wird, entgegen der sonstigen Gebräuche, von oben nach unten in vertikaler Flucht verlegt. Jeder Solardachziegel mit dem nächsten verbunden. Es ist darauf zu achten, daß der Stecker vollständig eingerastet ist und die Kabel mit der Zugentlastung des Solardachziegels fixiert werden.

Abdeckprofile:
Sobald zwei Reihen Solardachziegel verlegt, angeschlossen und kontrolliert sind, kann die Befestigung durch die Abdeckprofile erfolgen. Das Profil wird oberhalb unter die Trennfuge zweier Solardachziegel geschoben und mit rostfreien Schrauben montiert.

Inbetriebnahme:
Ein Solarkraftwerk darf erst an das Stromversorgungsnetz angeschlossen werden, wenn eine Abnahmekontrolle durchgeführt worden ist. Wenn das Solarkraftwerk entsprechend den Richtlinien der Fa. Newtec und des lokalen E-Werkes installiert wurde, können keine Störungen an der Anlage auftreten. Am Solarkraftwerk befinden sich keine bewegten Teile und daher ist eine hohe Lebensdauer der Anlage zu erwarten.

techn. Daten Solardachziegel: (fehlen in der online Ausgabe)
Damit könnten 93,7 Wp/m² installiert werden.

Beispielanlage auf dem Jungfraujoch (Schweiz): [29]

Das Projekt "Jungfraujoch" dient primär folgenden Forschungszwecken:
- Test von PV-Komponenten: Der Betrieb im Hochgebirge ist ein Härtetest für sämtliche
- Komponenten (Sonneneinstrahlungsspitzen von über 1,5 kW/m², heftige Stürme und
  Gewitter, große Temperaturdifferenzen).
- Experimentelle Ermittlung des Energieertrages einer hochalpinen Anlage.
Maximale Verfügbarkeit von Energieertrag und Messtechnik

Die Testanlage der ISB auf dem Jungfraujoch - höchstgelegene netzgekoppelte PV-Anlage der Welt - wurde im Oktober 1993 gebaut und in Betrieb genommen. Sie arbeitet seither einwandfrei, d.h. ohne Betriebsunterbrechungen und mit einer Verfügbarkeit der Messdaten von 100%.
Nachfolgend wird auf einige ausgewählte Erkenntnisse, Resultate und Auswertungen eingegangen.

Härtetest
Um bei einer hochalpinen PV-Anlage eine möglichst hohe Zuverlässigkeit zu erreichen, werden besondere Anforderungen an die verwendeten Komponenten und das Systemdesign gestellt. Unter das Systemdesign fallen z.B. der Blitz- und Überspannungsschutz, aber auch die mechanische Konstruktion.
Die Anlage hat im ersten Betriebsjahr allen Belastungen standgehalten: Tagelange Stürme mit Windgeschwindigkeiten bis über 200 km/h, heftige Gewitter, sehr hohe Sonneneinstrahlungsspitzen (bis 1660W/m²) und hohe mechanische Beanspruchung durch große Temperaturdifferenzen (z.B. Abkühlen der Solarzellen bei Sonnenuntergang: Temperaturdifferenz 40°C innerhalb 30 Min.; totale Temperaturdifferenz Nacht - Tag: bis zu 70°C). Auch der Wechselrichter hat den Belastungen standgehalten, es wurden nebst zwei Kurzabschaltungen keine Probleme festgestellt.
Das einzige ernsthaftere Problem der Anlage war die große Schneemenge im Winter 1993/94. Bereits im Spätherbst war die Schneehöhe überdurchschnittlich und im Frühling wurde eine Hälfte des Generators im Verlaufe eines Föhnsturmes größtenteils eingeschneit (Schneehöhe 2-3m). Diese Lage führte dann natürlich zu recht großen Energieeinbußen, da die Wetterlage erst später ein Freischaufeln erlaubte. Im Verlaufe des Jahres wurde zudem der Generator an einzelnen Tagen - jeweils nach Föhnstürmen bei ungünstiger Umgebungstemperatur - mit einer Reifschicht bedeckt. Diese Schicht schmolz aber stets nach ein paar Stunden Sonnenschein von selbst weg.

Energieproduktion 1994
Mit einem Endertrag von 1247 kWh/kWp (bezogen auf die nominelle Generatorleistung) wurden die Erwartungen erfüllt. Bezogen auf die effektive Generatorleistung von etwa 1,13 kW bei STC betrug die Energieproduktion sogar 1272 kWh/kWp, was ein Performance Ratio von 82% ergibt. Wenn dabei berücksichtigt wird, daß in dieser Zeitspanne die Einstrahlungssumme ca. 7% unter dem langjährigen Mittel lag, könnte in einem Normaljahr ein Endertrag von ca. 1340 resp. 1367 kWh/kWp erreicht werden. Ferner könnte der Ertrag durch Vermeidung von Schneebedeckung und Verändern der Generatorneigung noch weiter gesteigert werden.
Sehr interessant ist auch der Vergleich zwischen Sommer- und Winterenergie: Die Voraussage, daß rund die Hälfte der Jahresenergie im Winter erzeugt wird, konnte mit einem Anteil von 48,0% bestätigt werden.

Abbildung 5-20 Normierte Jahresstatistik von 1994 der Anlage Jungfraujoch bezogen auf die effektive Solargeneratorleistung von 1,13kWp


Abbildung 5-20 Normierte Jahresstatistik von 1994 der Anlage Jungfraujoch bezogen auf die effektive Solar-generatorleistung von 1,13kWp

PR: Performance Ratio (Verluste dividiert durch Verluste+Ertrag)
Ls: Leitungsverluste?
Lc: Wechselrichterverluste? Vergleich mit anderen Anlagen im Kanton Bern:

Durch die normierten Auswertungen ist ein direkter Vergleich verschiedener Anlagen sehr einfach möglich geworden. Der Vergleich der Anlage Jungfraujoch mit einer Anlage in Burgdorf, Schweiz (3kWp) und der Anlage auf dem Mont Soleil, Schweiz (560 kWp) ist sehr aussagekräftig (s. untenstehende Grafik).
Auffallend sind in dieser Grafik die verschiedenen Verteilungen des Ertrages über die einzelnen Monate: Bei den Anlagen in Burgdorf und auf dem Mont Soleil liegt das Schwergewicht beim Sommerertrag, bei der Anlage Jungfraujoch ist der Ertrag relativ regelmäßig verteilt.
Die Jahressumme zeigt einen um 46% höheren Ertrag der Anlage Jungfraujoch bezüglich der Anlage in Burgdorf! Auch der Ertrag von Mont Soleil wurde um 35% übertroffen.

Abbildung 5-21 Vergleich des auf die nominelle Solargenerator-Nennleistung bezogenen Energieertrages einer 3.18kWp-Anlage in Burgdorf (540m.ü.M.), einer 560kWp-Anlage auf dem Mont Soleil (1270m.ü.M.) und der 1.152kWp-Anlage Jungfraujoch (3454m.ü.M.).

Abbildung 5-21 Vergleich des auf die nominelle Solargenerator-Nennleistung bezogenen Energieertrages einer 3.18kWp-Anlage in Burgdorf (540m.ü.M.), einer 560kWp-Anlage auf dem Mont Soleil (1270m.ü.M.) und der 1.152kWp-Anlage Jungfraujoch (3454m.ü.M.).

Ausblick
Die Energieproduktion sollte durch die Vermeidung von Schneebedeckung weiter gesteigert werden können. Mit Hilfe neuer (normierter) Auswertungen soll das Betriebsverhalten der Anlage noch detaillierter analysiert werden. Der Ertrag soll mit Resultaten von Simulationsprogrammen verglichen werden. Dadurch können die Simulationen für alpine Anlagen verbessert werden.

Greenpeace Projekt Cyrus: [30]

Bislang kostete eine Solaranlage mit 2 kWp 40.000,- DM. Greenpeace startete eine Umfrage unter der Bevölkerung, ob sie bereit wären eine PV-Anlage mit 2 kWp zu kaufen, wenn diese um die 26 000,- DM kosten würde (rund 40% billiger). Es meldeten sich daraufhin mehr als 4500 Interessenten. Daraufhin schrieb Greenpeace Solarfirmen an, die eine solche Anlage mit bestimmten Vereinfachungen anbieten würden. Folgende Liste enthält die Firmen mit den zugehörigen billigsten Preisen:

Anbieter Gesamtleistung in kWp Gesamtkosten inkl. Montage und MwSt. spez. Kosten je kWp
UFE GmbH Dorfstr. 16 39615 Wetzlar 2,56 kWp 32.098,- DM 12.540,- DM/kWp
SoDi-Solardirekt Postfach 310111 40481 Düsseldorf 1,920 kWp 25.170,- DM 13.110,- DM/kWp
Pro Solar Deisenfangstr. 47-51 88212 Ravensburg 1,950 kWp 26.250,- DM 13.460 DM/kWp
AET GmbH Industriestraße 12 66280 Sulzbach-Neuweiler 1,950 kWp 26.390,- DM 13.530,- DM/kWp
IBC Solartechnik Am Hochgericht 10 96231 Staffelstein
1,8 kWp 25.100,- DM 13.950,- DM/kWp
RAP GmbH Schlachthofstr.4 38855 Wenigerode 2,1 kWp 29.600,- DM 14.090,- DM/kWp
Solar-Energie-Systeme Wipperstr. 2 79100 Freiburg 2,1 kWp 29.675,- DM 14.130 DM/kWp
Schnitt: 2,05 kWp 27.757,- DM 13.539,- DM/kWp

Der Einkaufspreis für Händler einer 2kW - Cyrus-Anlage beträgt derzeit ca. 15.000 - 16.000 DM. Der Empfohlene Verkaufspreis inkl. Montage wird mit ca. 21.500 DM (o. MwSt.) angegeben. Der daraus resultierende Differenzbetrag von ca. 5-6.000 DM pro Anlage ist leicht ausreichend, um die betrieblichen Kosten und die Kosten für ein bis zwei Montagetage (entspricht ca. zwei bis vier Mann/Frautagen) sowie den unternehmerischen Gewinn abzudecken. [31]

Der Rosenheimer Solarverein betrachtete die Vereinfachungen, die Greenpeace gemacht hat, etwas näher und kam zu folgendem Ergebnis:
Wie typisch sind die vereinfachten Voraussetzungen für die Cyrus-Anlage? Deswegen befragte der Verein 36 Installateure über ihre bisherigen Erfahrungen.
Auswertung einer Befragung von 36 Installateuren, Stand: 28.04.96. Insgesamt erstellte Anlagen: 1446

  Spalte 1 Spalte 2 Spalte 3
Dachneigung größer 45° oder unter 20°
29% 1138 DM 331 DM
Traufhöhe über 3,55 m
62% 1023 DM 636 DM
Absturzsicherung erforderlich
65% 641 DM 419 DM
Dachfläche unterbrochen/zergliedert 55% 623 DM 343 DM
Kabeldurchführung fehlt 69% 147 DM 101 DM
Zum Wechselrichter weiter als 10 m 76% 210 DM 160 DM
Zählerplatz fehlt 74% 1022 DM 760 DM
Zur Potentialausgleichschiene weiter als 5 m 65% 118DM 76 DM
Zum Einspeisepunkt weiter als 10 m 38% 137 DM 53 DM
Montagezeit f. Wechselstromleitung
> 1 Std.
81% 153 DM 124 DM
Mauerdurchbruch erforderlich 75% 166 DM 125 DM
Verputzarbeiten erforderlich 47% 156 DM 74 DM
Blitzschutz erforderlich 61% 438 DM 268 DM
EVU verlangt Sonderregelung 42% 463 DM 195 DM
Grundstück nicht mit Lieferwagen erreichbar 11% 192 DM 21 DM
Anfahrtsweg zum Kunden über 50 km 53% 292 DM 156 DM
Durchschnittliche Mehrkosten gegenüber Cyrus     3842 DM

Anmerkungen zu den Spalten: 1. Die Prozentzahlen beziehen sich auf 1446 Anlagen.
2. Die mittlere Spalte nennt die Mehrkosten für eine Anlage, bei der die jeweilige Cyrus-Voraussetzung nicht erfüllt ist. (nicht gewichteter Durchschnittswert unter 36 Installateuren)
3. Die letzte Spalte folgt aus Multiplikation der beiden vorhergehenden.

Daraus läßt sich folgern, daß eine durchschnittliche Anlage mit 2,05 kWp ca. 3.842,- + 27.757,- = 31.600,- DM kostet. Die Wirtschaftlichkeitsberechnung wird nun mit folgenden Gesichtspunkten durchgeführt:

1. Rechnung mit Förderung vom Bund (7000,- DM/kWp)
2. Rechnung mit Förderung der Stadtwerke München (5.000,- DM/kWp und 2,- DM/kWh)
3. Rechnung, damit die Anlage in 20 Jahren genau abgezahlt ist

Annahmen:
Ertrag: 2050 kWh/a
Wartung: 50,- DM/a
Angebot: 31.600,- DM inkl. MwSt. und Montage
Darlehen: 6,5% über 10 Jahre
Inflation: 2%/a

Ergebnisse:
zu 1)
Die Anlage ist nicht wirtschaftlich.
Rentabilität: -4,18%
Amortisation: über 20 Jahre

zu 2)
Die Anlage ist wirtschaftlich.
Rentabilität: 9,2%
Amortisation: 12 Jahre
Zinsfuß bei C = 0 und keinem Darlehen: 12,08%/a

Zu 3)
Ohne Förderung ergibt sich eine KV von 2,149 DM/kWh. Abhängig vom Ertrag der Anlage ist die KV im folgenden Diagramm eingetragen.


Abbildung 5-22 zeigt die KV in Abhängigkeit des Ertrages für eine Cyrus-Anlage mit Elektriker Kosten: Abbildung 5-22 zeigt die KV in Abhängigkeit des Ertrages für eine Cyrus-Anlage mit Elektriker Kosten:


Man erkennt, daß die Anlage bei einem Ertrag von rund 2000 kWh eine KV von 2,2 DM/kWh benötigt, um sich zu amortisieren. Die rote Linie ist eine logarithmische Trendkurve, die eine Annäherung an die Preisentwicklung darstellt. Am rechten Rand der Graphik ist die Funktion dieser Trendlinie angegeben.
Die gleiche Rechnung wir nun mit der günstigsten Anlage wiederholt, die Investitionskosten werden mit 25.707,- DM gerechnet (=2,05*12540 DM):
Abbildung 5-23 zeigt die KV für die billigste Cyrus-Anlage ohne Elektriker Kosten: Abbildung 5-23 zeigt die KV für die billigste Cyrus-Anlage ohne Elektriker Kosten:
Ein potentieller Käufer kann nun seine mindestens erforderliche Vergütung für seinen Solarstrom in Abhängigkeit seines Ertrages ablesen. Zahlt das EVU mehr, ist die Anlage wirtschaftlich im grünen Bereich.

Rechnung für Anfangsförderung mit Amortisation über 20 Jahre:
Nun wird die erforderliche Anfangsförderung gesucht, die erforderlich ist, damit die Anlage sich nach 20 Jahren amortisiert. Annahmen waren hierbei die Investitionskosten von 31.600,- DM, 2050 kWh/a an Ertrag, 50,- DM/a Wartung, 10 Jahre Tilgungsdauer mit 6,5% Zinsen und 2% mittlerer Inflationsrate.
Als Ergebnis müßten 28.797,- DM gefördert werden (91% der gesamten Investitionskosten), was einer Förderung von 14.047,- DM/kWp entspricht.


5.5. Einsatzgebiete

PV-Anlagen im Netzverbund können nur dort empfohlen werden, wo eine Kostendeckende Vergütung (KV) bezahlt wird. In Bayern sind hier besonders die Stadtwerke München zu empfehlen. Nur so kann eine Wirtschaftlichkeit erwartet werden, da alle Anfangsförderungen zu niedrig sind. Dabei sollte die KV mindestens 1,65 DM/kWh betragen und über 20 Jahre vergütet werden, wenn nicht noch ein Zuschuß für die Investitionskosten geleistet wird.

- EFH: Nur zu empfehlen, wenn eine KV gezahlt wird. Für den Inselbetrieb siehe dazu Kapitel 11.
- MFH: Zu empfehlen, um ein MFH für die Mieter/Käufer interessanter zu machen. Unter
  Umständen ist dann eine sehr viel leichtere Vermietung/Verkauf möglich.
- Industrie: Nicht interessant. Nur für Imagezwecke zu empfehlen (Werbung).
- Gewerbe: Zu empfehlen, wenn Vermietungsschwierigkeiten auftreten.


5.6. Fazit PV-Anlagen

Preisentwicklung:
Verglichen mit dem Atomstrom aus dem kürzlich abgerissenen Kernkraftwerk in Niederaichbach ist Solarstrom noch relativ billig: 120 DM kostete die Kilowattstunde aus dem Pannenreaktor, der nur 18 Tage am Netz war.
Die Photovoltaik, kommt dagegen auf Erzeugungskosten zwischen 1,17 DM/kWh und 1,45 DM/kWh. Das ist aber immer noch rund vier bis fünfmal so viel wie die Verbraucher für konventionell erzeugte Energie bezahlen müssen. Einen breiten Durchbruch kann die umweltfreundliche Technik daher nur schaffen, wenn massive Förderprogramme zur Markteinführung, zur Öffnung des Marktes aufgelegt werden. [32]

Die abwärtsgerichtete Preisentwicklung von Solarmodulen setzt sich auch in Zukunft fort (um 300 - 400%). Untenstehende Grafik verdeutlicht dies:
Abbildung 5-24 zeigt die voraussichtliche Preisentwicklung von Solarzellen: [33]



In den Vereinigten Staaten ist man mit der Wirtschaftlichkeit schon etwas weiter:

Die Kosten von größeren PV-Anlagen (größer als 1 kW peak) werden in "genormten" DM/kWh angegeben - werden über die Lebensdauer verteilt und durch die ausgegebenen kWh geteilt. Diese Kosten liegen bei 0,25 bis 0,50 $/kWh. Bei diesem Preis sind PV-Anlagen für den Wohnungsbau wirtschaftlich, wenn Sie mehr als eine ¼ Meile von einem Netzanschluß entfernt sind. Lebensdauer und Verfügbarkeit verbessern sich ständig. Hersteller von PV-Modulen garantieren für sie bis zu 20 Jahren.
Die weltweite Produktionskapazität von PV-Modulen wird sich Jahr 1996 von 60 MW auf 100 MW fast verdoppeln. Dieses Wachstum wird in allen Bereichen der PV-Technik stattfinden, vor allem in den USA. Neue Fabriken entstehen in Brasilien, China, Deutschland, Hong Kong, Indien, Italien und in England.
Die weltweite PV-Industrie ist von 2 Millionen Dollar Umsatz im Jahre 1975 auf mehr als 750 Millionen Dollar im Jahre 1993 gewachsen. Die Firmen mit dem größten Wachstum waren dabei amerikanische Firmen. Die USA eroberte Ihre Marktführung im Verkauf von PV-Anlagen von den Japanern zurück. [34]

Neue Produktionsverfahren:

Texas Instruments hat angekündigt durch ein neues Herstellungsverfahren auf 14 cents pro kWh zu kommen - das sind nach heutigem Kurs ca. 22 Pfennige. Hintergrund: Verwendung von Silizium in "Metallurgischer Qualität" ("Schmutziges Silizium"), was 2 Dollar pro Kilo kostet (reines Silizium kostet 75 Dollar pro Kilo). Durch ein neues Verfahren wird das schmutzige Silizium in kleine Kügelchen zerlegt, wobei die Verunreinigungen ausgeschieden werden. Diese Kügelchen werden dann auf ein Aluminiumgitter aufgetragen. Texas Instruments will mit Southern California Edison die neuen Solarzellen zwei Jahre testen und dann auf den Markt bringen. [35]

Einfluß der Förderungen in der BRD:

Der PV-Markt ist durch die Förderungen des Bundes und durch das steigende Umweltbewußtsein der Bevölkerung in Bewegung geraten:
Die Nachfrage nach Solar-Dächern hat sich im Vergleich zum Vorjahr verdoppelt. Bei Bund und Länder sind schon im ersten Halbjahr rund 2000 Förderanträge über insgesamt 5 MW eingegangen (Vorjahre 1994 und 1995 je ca. 2,5 MW).
Der Bund, der jedes installierte KW mit 7000 DM fördert, kann aber nur etwa 250 Anträge für PV-Anlagen bewilligen. 650 der mehr als 900 eingegangenen Anträge müßten damit abgelehnt werden, wenn der Förderetat nicht aufgestockt wird.
Die Bundesländer klagen über ähnliche Probleme: Rund 1100 Anträge sind bei ihnen eingegangen. In Bayern, Bremen, Niedersachsen und Sachsen-Anhalt existiert derzeit keine Förderung.

Abbildung 5-25 zeigt die Anträge für eine PV-Anlage aufgeschlüsselt nach Ländern (Stand Mitte 1996): [36]

Abbildung 5-25 zeigt die Anträge für eine PV-Anlage aufgeschlüsselt nach Ländern (Stand Mitte 1996):

Zwei besonders zu empfehlende Bundesländer in Sachen Förderung von regenerativen Energien sind Sachsen und Thüringen. Dort werden regenerative Energien am meisten gefördert. Das Schlußlicht ist, für mich beschämend, Bayern. Näheres entnehmen Sie bitte Kapitel 13. Imagegewinn:
Keine andere Art der Energieerzeugung genießt einen so guten Ruf wie die Photovoltaik.

Imagesteigerungen dank Photovoltaik: [37]
In Berlin genießt ein Geschäftsmann seinen Erfolg. Er hat auf die positive Wirkung der Photovoltaik gesetzt. Sein Bürogebäude, das er mit einer solchen Anlage ausrüstete, konnte innerhalb von einem Monat voll vermietet werden.
Es gibt viele solcher Beispiele. Große asiatische Technologiekonzerne oder deutsche Chemieunternehmen werben mit der Photovoltaik, und daß, obwohl sie bisher nur einen geringen Anteil zum Umsatz beisteuert. Was steckt also so erfolgversprechendes hinter der Solarenergie?
Die Industrie hat erkannt, daß der Konsument bezüglich Umweltschutz sehr sensibel geworden ist. Ob ein Automobilhersteller mit dem recycelten Handschuhfach wirbt oder der Bürger Altglas sammelt. Unsere Gesellschaft ist verantwortungsbewußter geworden. Darum ist es nur konsequent, daß auch die Energieerzeugung, eine der wesentlichen Schadstoffquellen, immer mehr in den Blickpunkt gerät.
Mit dem Einstieg in die Photovoltaik kann man positive Imageeffekte erzielen. Diese positiven Effekte lassen sich ebenso von Eigenheimbesitzern wie von Vermietern nutzen.

Architektur:

Auch die Architektur wird sich wohl mehr mit dem Thema Photovoltaik auseinandersetzen müssen. Interessante Lichtspiele lassen sich schon heute verwirklichen. Insbesondere über die Gestaltsfindung sollte eine intensive und innovative Diskussion angestoßen werden. Einige Beispiele geben bereits eine Richtung vor.

Abbildung 5-26 zeigt eine PV-Fassade der Flachglas AG: [38]

Abbildung 5-26 zeigt eine PV-Fassade der Flachglas AG:

Auf CD sind zusätzlich die Wirtschaftlichkeitsrechnungen einzusehen und durch Eingabe seiner eigenen Angaben eine neue Berechnung zu erstellen.



 
 
[1] Quelle: http://emsolar.ee.tu-berlin.de/institut/vorles/solar_arch.html [zurück]
[2] Quelle: http://emsolar.tu-berlin.de/potentia.htm [zurück]
[3] Quelle: (Enquete-Kommission Vorsorge zum Schutz der Erdatmosphäre, 3. Bericht 1990,
          Bd. 2 S. 195ff) [zurück]
[4] Quelle: Prospekt Solar-Wasserstoff-Anlage Neuburg a.D. [zurück]
[5] Quelle: http://www.uni-muenster.de/Energie [zurück]
[6] Quelle: Prospekt Solar-Wasserstoff-Bayern GmbH [zurück]
[7] Quelle: Andreas Wiese, Simulation einer Energieerzeugung aus regenerativen
          Energien [zurück]
[8]Quelle: Photovoltaik Anlagen Marktübersicht 1994/95 Öko-Institut e.V. [zurück]
[9] Quelle: „Strom aus der Sonne“ von Bernhard Krieg, Elector Verlag [zurück]
[10] Quelle:„Strom aus der Sonne“ von Bernhard Krieg, Elector Verlag [zurück]
[11] Quelle: http:// emsolar.ee.tu-berlin.de/iscb/teaching/ [zurück]
[12] Quelle: http://emsolar.ee.tu-berlin.de/iscb/teaching/od_iu_t.html [zurück]
[13] Quelle: http://www.uni-muenster.de/Energie [zurück]
[14] Quelle: Achmed Isiklar, sfv@fto.de [zurück]
[15] Quelle: http://www.uni-muenster.de/Energie [zurück]
[16] Quelle: Marktübersicht PV-Anlagen, Öko-Institut e.V. [zurück]
[17] Quelle: Marktübersicht Photovoltaikanlagen. Öko-Institut e.V. [zurück]
[18] Quelle: Prospekt der Firma SUNTEC [zurück]
[19] Quelle: Photovoltaikanlagen Marktübersicht. Öko-Institut e.V. [zurück]
[20] Quelle: Photovoltaikanlagen Marktübersicht. Öko-Institut e.V. [zurück]
[21] Quelle: Server der TU Berlin, Fachgebiet erneuerbare Energien [zurück]
[22] Quelle: http://www.mosquitonet.com/%7Efszip/cat_idx.htm [zurück]
[23] Quelle: Michael Rudden: mrudden@nmrc.ucc.ie [zurück]
[24] Quelle: Marktübersicht PV-Anlagen, Öko-Institut e.V. [zurück]
[25] Quelle: Pilkington Solar International GmbH [zurück]
[26] Quelle: GEO Nr.10/1996 [zurück]
[27] Quelle: Der Spiegel 51/1995 [zurück]
[28] Quelle: Greenpeace Energie Abteilung Hamburg [zurück]
[29] Quelle: http://zoo4.isburg.ch/lab/pv/pub/joch94d/joch941d.html [zurück]
[30] Quelle: DM-Magazin vom August 1996 [zurück]
[31] Quelle: Ludwig-Bölkow-Systemtechnik [zurück]
[32] Quelle: http://www.Fotov.htm [zurück]
[33] Quelle: Sonderdruck aus „etz“ Bd. 116 (1995), Heft 15 [zurück]
[34] Quelle: Photovoltaics News, Photovoltaic Energy Systems, Inc., February 1994. [zurück]
[35] Quelle: Suntronic PF 1207 D-23502 Lübeck [zurück]
[36] Quelle: SZ vom 8-6-1996 Seite 20 [zurück]
[37] Quelle: Internet. [zurück]
[38] Quelle: Pilkington Solar International GmbH [zurück]