Das neue Energie-Einspeise-Gesetz. Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen

Inhaltsverzeichnis

Verzeichnis der Tabellen

Verzeichnis der Abbildungen

Verzeichnis der Abkürzungen

1. Zum Gegenstand und zur Methode 1
1.1. Problemstellung
1.2. Zielsetzung und Methode

2. Grundlagen der Energiegewinnung mittels Photovoltaikanlagen 3
2.1. Funktionsweise der Photovoltaikanlagen
2.2. Technische Unterschiede der Module
2.2.1. Kristalline Siliziumzellen
2.2.2. Dünnschichtzellen
2.2.3. Farbstoffzellen
2.3. Das Strahlungsangebot als Einflussgröße der Energiegewinnung
2.3.1. Astronomische Gegebenheiten am Anlagenstandort
2.3.2. Meteorologische Bedingungen
2.3.3. Neigung und Ausrichtung
2.4. Strahlungsgewinn durch Nachführung einer PV-Anlage
2.5. Ermittlung des Strahlungsangebots
2.6. Stromeinspeisung
2.7. Verkabelung
2.8. Einspeisevergütung
2.9. Genehmigung

3. Benötigte Produktionsfaktoren
3.1. Standort/Gebäude
3.2. Zeitbedarf
3.3. Kapital

4 Wirtschaftlichkeit der Photovoltaikanlagen anhand unterschiedlicher Fallbeispiele
4.1 Wirtschaftlichkeit von PV-Dachanlagen
4.1.1 Anschaffungs- und Herstellungskosten
4.1.2 Betriebskosten
4.1.3 Gewinnentwicklung bei unterschiedlichen Anlagengrößen
4.1.4 Anlagenvergleich anhand eines 300 m² großen Daches
4.1.4.1 Bewertung der Anlagen und der Gewinne
4.1.4.2 Grenzwerte des Energieertrages
4.1.4.3 Analyse der PV Dachanlage
4.2 Wirtschaftlichkeit von PV-Fassadenanlagen
4.2.1 Anschaffungs- und Herstellungskosten
4.2.2 Betriebskosten
4.2.3 Gewinnentwicklung bei unterschiedlichen Anlagengrößen
4.2.4 Gewinnentwicklung bei unterschiedlichen Jahresenergieerträgen
4.3 Wirtschaftlichkeit von PV-Bodenanlagen
4.3.1 Anschaffungs- und Herstellungskosten
4.3.2 Betriebskosten
4.3.3 Gewinnentwicklung bei unterschiedlichen Anlagengrößen
4.3.4 Gewinnentwicklung bei unterschiedlichen Jahresenergieerträgen

5 Förderung
5.1 Förderung auf Bundes-Ebene
5.2 Förderung auf Landesebene
5.3 Förderung auf kommunaler Ebene

6 Ökologische Analyse

7 Perspektiven

8 Diskussion

9 Zusammenfassung

10 Kurzfassung
10.1 Abstract

11 Literaturverzeichnis

Verzeichnis der Tabellen

Tab. 1: Vergleich der verschiedenen PV-Zellen (Quelle: BEYERSDORF et al. 2000, verändert)

Tab. 2: Degressiver Verlauf der Einspeisevergütung (Quelle: EEG 2004)

Tab. 3: Kalkulationsgrundlagen der Wirtschaftlichkeitsberechnungen einer PV-Dachanlage (Quelle: EEG 2004; ZIMPELMANN und PLOOG 2004)

Tab. 4: Anschaffungs- und Herstellungskosten einer PV-Dachanlage

Tab. 5: Jährliche Betriebskosten einer PV-Dachanlage

Tab. 6: Verlauf der Energieerträge über 20 Jahre (52° nördliche Breite,
15° Dachneigung, Ausrichtung nach Süden)

Tab. 7: Finanzplan einer monokristallinen PV-Dachanlage in unterschiedlichen Größen

Tab. 8: Finanzplan einer polykristallinen PV-Dachanlage in unterschiedlichen Größen

Tab. 9: Finanzplan einer amorphen PV-Dachanlage in unterschiedlichen Größen

Tab. 10: Darstellung der Gesamtinvestitionen und der Betriebskosten einer
300 m² großen PV-Dachanlage

Tab. 11: Vollständiger Finanzplan einer 300m² großen Dachanlage mit mono-
kristallinen, polykristallinen und amorphen PV-Modulen in Euro

Tab. 12: Kalkulationsgrundlagen der Wirtschaftlichkeitsberechnungen einer PV-
Fassadenanlage (Quelle: EEG 2004; ZIMPELMANN und PLOOG 2004)

Tab. 13: Anschaffungs- und Herstellungskosten einer PV-Fassadenanlage

Tab. 14: Jährliche Betriebskosten einer PV-Fassadenanlage

Tab. 15: Verlauf der Energieerträge über 20 Jahre einer Fassadenanlage (52° nördliche Breite, senkrechte Modulneigung, Ausrichtung nach Süden)

Tab. 16: Finanzplan einer monokristallinen PV-Fassadenanlage in unterschiedlichen
Größen

Tab. 17: Finanzplan einer polykristallinen PV-Fassadenanlage in unterschiedlichen
Größen

Tab. 18: Finanzplan einer amorphen PV-Fassadenanlage in unterschiedlichen Größen

Tab. 19: Kalkulationsgrundlagen der Wirtschaftlichkeitsberechnungen einer PV-
Bodenanlage (Quelle: EEG 2004; ZIMPELMANN und PLOOG 2004)

Tab. 20: Anschaffungs- und Herstellungskosten einer PV-Bodenanlage

Tab. 21: Jährliche Betriebskosten einer PV-Bodenanlage

Tab. 22: Verlauf der Energieerträge über 20 Jahre einer Bodenanlage

(52° nördliche Breite, 30° Modulneigung, Ausrichtung nach Süden)

Tab. 23: Finanzplan einer monokristallinen PV-Bodenanlage in unterschiedlichen
Größen

Tab. 24: Finanzplan einer polykristallinen PV-Bodenanlage in unterschiedlichen
Größen

Tab. 25: Finanzplan einer amorphen PV-Bodenanlage in unterschiedlichen Größen

Tab. 26: Förderungen von PV-Anlagen auf Landesebene Verzeichnis der Abbildungen

Abb. 1: Prinzipieller Aufbau einer kristallinen Silizium-Solarzelle (Quelle: ISFH 2000)

Abb. 2: Verlauf des Wirkungsgrades einer amorphen Siliziumzelle (Quelle: MEISSNER 1993)

Abb. 3: Globale Strahlungskarte zur Ermittlung des Energieertrags-Potenzials
in Deutschland (Quelle: DWD 2004)

Abb. 4: Jahresverlauf der Sonnenbahn für 52° nördlicher Breite (Quelle: ISFH 2000)

Abb. 5: Jahreseinstrahlung in Abhängigkeit von Neigungs- und Ausrichtungswinkel der Solarmodule (Quelle: ISFH 2000)

Abb. 6: Verlauf der Rentenbarwerte je kWp einer PV-Dachanlage bei steigender Anlagengröße

Abb. 7: Verlauf der kumulierten Kapitalrenditen einer PV-Dachanlage bei steigender Anlagengröße

Abb. 8: Darstellung der Grenzwerte einer 300 m² großen PV-Dachanlage (52° nördliche Breite, 15° Dachneigung, Ausrichtung nach Süden)

Abb. 9: Verlauf der Rentenbarwerte je kWp einer PV-Fassadenanlage bei steigender Anlagengröße

Abb. 10: Verlauf der kumulierten Kapitalrenditen einer PV-Fassadenanlage bei steigender Anlagengröße

Abb. 11: Verlauf des Rentenbarwertes einer PV-Fassadenanlage je kWp bei unterschiedlichen Jahresenergieerträgen

Abb. 12: Verlauf der Rentenbarwerte je kWp einer PV-Bodenanlage bei steigender
Anlagengröße

Abb. 13: Verlauf der kumulierten Kapitalrenditen einer PV-Fassadenanlage bei
steigender Anlagengröße

Abb. 14: Verlauf des Rentenbarwertes einer PV-Bodenanlage je kWp bei unterschiedlichen Jahresenergieerträgen

Abb. 15: Energetische Amortisationszeiten von PV-Anlagen

Abb. 16: Treibhausemissionen verschiedener Stromerzeugungstechniken

Abb. 17: Jährlich installierte Photovoltaik-Leistung und gesamte Kapazität in Deutschland (Quelle: FLECK 2004, Prognose:2004)

Verzeichnis der Abkürzungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1.1 Problemstellung

Das Wort Photovoltaik ist eine Zusammensetzung aus dem griechischen Wort für Licht und dem Namen des Physikers Alessandro Volta. Dieser Begriff bezeichnet die direkte Umwandlung von Sonnenlicht in elektrische Energie mittels Solarzellen (BROCKHAUS 1994).

Der Deutsche Bundestag hat am 27. November 2003 ein Photovoltaik-Vorschaltgesetz zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) verabschiedet. Es trat am 1. Januar 2004 in Kraft und regelt die Vergütung für Solarstrom. Eine der wesentlichen Änderungen ist die Anhebung der Einspeisevergütung für Photovoltaik. Durch das Gesetz wird demjenigen, der Strom mithilfe von Photovoltaik produziert, ein fester Betrag zugesichert. Zusätzlich ist dieser Betrag für eine Zeitspanne von 20 Jahren festgelegt. Dadurch ist es für viele landwirtschaftliche Betriebe interessant geworden eine Photovoltaik-Anlage auf ihren Dächern oder Flächen zu installieren.

Diese fest kalkulierbare Erlösseite lässt zurzeit viele Betriebsleiter über den Bau einer Photovoltaik-Anlage nachdenken, da sich so für viele landwirtschaftliche Betriebe eine zusätzliche Einkommensmöglichkeit ergibt.

Jedoch gilt es dabei betriebsspezifisch zu überprüfen, ob sich der Bau einer solchen Anlage lohnt. Denn neben den Investitionskosten sind Dinge wie optimale Anlagengröße, Standort, Anlagentechnik, Einspeisemöglichkeiten ins öffentliche Stromnetz und der Arbeitszeitbedarf zu beachten.

1.2 Zielsetzung und Methode

Alle diese Faktoren haben Einfluss auf die Investitionskosten und somit auf die Wirtschaftlichkeit einer solchen Anlage. In dieser Arbeit soll daher an verschiedenen Berechnungen gezeigt werden, wie sich die Wirtschaftlichkeit einer solchen Anlage unter Berücksichtigung des neuen EEG verhält. Des Weiteren soll untersucht werden, wie sich die Wirtschaftlichkeit durch unterschiedliche Gegebenheiten wie zum Beispiel unterschiedliche Standorte oder Dachflächen verhält.

Ein weiterer Punkt auf den in dieser Arbeit eingegangen werden soll, sind die verschiedenen, auf dem Markt verfügbaren Anlagentechniken und deren wirtschaftlichen Aussichten für eine Photovoltaikanlage.

Im weiteren Verlauf dieser Berechnung wird zunächst dargestellt, welche Anlagetypen für eine PV-Anlage in Frage kommen und wie ein möglicher Standort zu bewerten ist. Des Weiteren wird dargestellt, welche Daten für die Erstellung einer Investitions- und Wirtschaftlichkeitsberechnung benötigt werden. Danach wird an drei Beispielen (Dach-, Fassaden- und Bodenanlage) eine Investitions- und Wirtschaftlichkeitsberechnung durchgeführt und die wichtigsten Grenzwerte für die Bewertung und Risikoabschätzung einer Investition errechnet. Im weiteren Verlauf werden die zurzeit noch möglichen Förderprogramme aufgeführt und erläutert. Abschließend erfolgt eine ökologische Analyse der Photovoltaikanlagen.

In dieser Arbeit werden die Leistungsangaben für eine Photovoltaikanlage (PV-Anlage) in Kilowatt Peak (kWp) angegeben. Diese Leistungsangabe nach dem STC (Standard Test Conditions), beschreibt die Maximalleistung, die ein Photovoltaikmodul bei einer AM (Luftmasse) von 1,5 und bei einer Modultemperatur von 25°C erreichen kann.

Des Weiteren werden in dieser Arbeit ausschließlich ans öffentliche Stromnetz gekoppelte PV-Anlagen betrachtet.

2 Grundlagen der Energiegewinnung mittels Photovoltaik- anlagen

2.1 Funktionsweise der Photovoltaikanlagen

Um aus Solarzellen elektrischen Strom erzeugen zu können, wird die Energie der Sonnenstrahlen benötigt. Diese bestehen aus vielen einzelnen Teilchen (Photonen), die die Energie transportieren. Die verschiedenen Photonen der Sonnenstrahlung haben unterschiedliche Intensitätsgrade wie beispielsweise UV- oder Infrarotstrahlung. Der größte Teil des von der Sonne als Strahlung kommenden Energiestroms wird im sichtbaren Bereich transportiert.

Solarzellen bestehen aus Halbleitern (meist Silizium), die mit Hilfe von Elektronen das Sonnenlicht absorbieren. Hierbei wird die Energie der Photonen auf die Elektronen des Absorbers übertragen. In der Solarzelle bewegen sich diese, bedingt durch die Halbleitereigenschaft der Zelle in eine Vorzugsrichtung und erzeugen so in einem geschlossenen Stromkreislauf elektrische Energie (KNAUPP und STAIß 2000).

Voraussetzung für die Absorption im Halbleitermaterial ist eine Mindestenergie der Photonen, die charakteristisch ist für das verwendete Solarzellen-Basismaterial. Photonen, deren Energie kleiner ist als die charakteristische Mindestenergie, werden nicht absorbiert und sind für den Halbleiter unbrauchbar. Photonen, deren Energie größer ist, können ihre Energie auf die Elektronen im Halbleiter übertragen, jedoch nur in Höhe der jeweiligen Mindestenergie (WÜRFEL 1995).

Am Beispiel von Siliziummodulen lässt sich die Stromerzeugung wie folgt beschreiben: Das Halbleitermaterial besteht aus zwei unterschiedlich dotierten Schichten, die verschiedene Leitereigenschaften besitzen. Mit Phosphor dotiertes Silizium verfügt über ein frei bewegliches Elektron und bildet die n-leitende Schicht. Mit Bor dotiertes Silizium enthält quasi frei bewegliche Elektronen-Löcher und bildet die p-leitende Schicht. Fallen Sonnenstrahlen und somit auch Photonen auf die Solarzelle werden Ladungspaare (Elektronen und Löcher) erzeugt. Bedingt durch die Halbleitervorzugsrichtung werden die Elektronen zur n-Schicht und die Elektronen-Löcher zur p-Schicht gezogen, wenn sie in den Übergangsbereich zwischen p- und n-leitender Schicht gelangen. An der oberen und unteren Seite der Solarzelle befinden sich jeweils Metallkontakte, an denen die erzeugten Ladungsträger gesammelt werden. An der Oberseite befindet sich eine fingerförmige Leitbahn, welche den Minuspol bildet, während auf der Unterseite eine ganzflächige Leitbahn den Pluspol verkörpert. Verbindet man die beiden Kontakte über einen Stromabnehmer, so fließen die dort befindlichen Elektronen und es entsteht ein Gleichstrom.

Um den Strom in das elektrische Verbundnetz einzuspeisen, benötigt man einen Wechselrichter, der den Solarstrom in Wechselstrom für das Niederspannungsnetz (230Volt mit 50Hz) umwandelt. (BEYERSDORF et al. 2000)

Abb. 1: Prinzipieller Aufbau einer kristallinen Silizium-Solarzelle

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: (ISFH 2000)

2.2 Technische Unterschiede der Module

Solarzellen, die für den Gebrauch in einer Photovoltaik-Anlage in Frage kommen, sollten bestimmte Anforderungen erfüllen.

Um den einfachen und kostengünstigen Einsatz von Solarzellen in PV-Modulen zu ermöglichen, sind großflächige Zellen (>1 dm²) von Vorteil. Um sowohl eine hohe Wirtschaftlichkeit im Hinblick auf die Modulleistung zu erzielen, als auch eine gewisse Planungssicherheit zu gewährleisten, erscheint es sinnvoll, besonders langlebige Zellen (mind. 20 Jahre Lebensdauer) in PV-Modulen zu verwenden. Ebenso sollten Solarzellen beim Einsatz in Modulen umweltverträglich sein, so dass schon bei der Herstellung keine schädlichen Stoffe entstehen und auch der spätere Abbau nicht zu Entsorgungsproblemen führt.

Solarzellen sollten außerdem einen hohen Wirkungsgrad (>15%) besitzen, da Modul-Standorte (meist Dächer) in ihrer Fläche begrenzt sind und dennoch eine möglichst hohe Effektivität erzielt werden soll (MEISSNER 1993).

Solarzellen lassen sich aufgrund ihrer verschiedenen Halbleitermaterialien in drei Gruppen einteilen. Neben den am häufigsten verwendeten kristallinen Siliziumzellen existieren noch Dünnschicht- und Farbstoffzellen.

- kristallines Silizium
- monokristalline Zellen
- polykristalline Zellen
- Dünnschichtzellen
- Amorphe Siliziumzellen
- Galliumarsenid (GaAs) -Zellen
- Cadmiumtellurid (CdTe) -Zellen
- Kupfer-Indium- Diselenid (CIS) -Zellen
- Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS) -Zellen
- Farbstoffzellen

2.2.1 Kristalline Siliziumzellen

Die meisten Solarzellen werden heute noch aus Silizium hergestellt, welches das zweithäufigste Element auf der Erde ist.

Zur Herstellung von monokristallinen Siliziumzellen benötigt man hochreines Halbleitermaterial. Aus einer Siliziumschmelze werden einkristalline Stäbe gezogen und anschließend in dünne Scheiben gesägt. Dieses Herstellungsverfahren garantiert relativ hohe Wirkungsgrade (im Labor 24%, in der Praxis 14-17%), ist aufgrund des hohen Energiebedarfs jedoch sehr kostenintensiv.

Kostengünstiger ist die Herstellung von polykristallinen Zellen. Dabei wird flüssiges Silizium in Blöcke gegossen, die anschließend in Scheiben gesägt werden. Bei der Erstarrung des Materials bilden sich unterschiedlich große Kristallstrukturen, an deren Grenzen allerdings Defekte auftreten können. Diese Kristalldefekte haben einen geringeren Wirkungsgrad der Solarzelle zur Folge (im Labor 18%, in der Praxis 13-15%).

Die Langlebigkeit beider Formen von kristallinen Siliziumzellen wird auf bis zu 25 Jahren garantiert (LADENER 1996).

2.2.2 Dünnschichtzellen

Dünnschichtzellen lassen sich aufgrund ihrer verschiedenen Materialzusammensetzungen in fünf Untergruppen einteilen:

- Amorphe Siliziumzellen

Bei den amorphen Siliziumzellen existiert kein Kristallgitter. Durch die Verwendung von Wasserstoff werden Defekte im amorphen Silizium weitgehend abgesättigt und es entsteht ein dotierter Halbleiter. Der Wirkungsgrad dieser Zelltypen liegt bei 13% im Labor und 5-8% in der Praxis.

Die amorphen Siliziumzellen altern durch Lichtabsorption (Degration), das heißt, die Leistung sinkt in den ersten beiden Jahren stark und pendelt sich anschließend auf ein relativ konstantes Niveau, die so genannte Nennleistung, ein.

Um diesen Prozess abzumildern, werden relativ dünne Siliziumschichten produziert, die dann mehrschichtig zum Einsatz kommen. Eine völlige Neutralisierung des Effekts ist dadurch jedoch nicht möglich (KNAUPP und STAIß 2000).

Abb. 2: Verlauf des Wirkungsgrades einer amorphen Siliziumzelle

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: (MEISSNER 1993)

- Galliumarsenid (GaAs) – Zellen

Bei den Galliumarsenidzellen handelt es sich um eine Verbindung von Gallium und Arsen. Diese Zellen haben im Labor einen hohen Wirkungsgrad (25-28%). Da jedoch die Herstellung sehr teuer ist, wurden diese Zellen in der Praxis nur äußerst selten verwendet. Aussagekräftige Ergebnisse zum praktischen Wirkungsgrad liegen demnach nicht vor.

Ein weiterer Nachteil zeigt sich beim Herstellungsprozess, da zum einen Gallium sehr selten und Arsen ein hochgiftiges Element ist. Hieraus entstehen viele schädliche Emissionen, die die Umwelt belasten (Quelle: Dieter Meissner).

- Cadmiumtelluridzellen (CdTe), Kupfer-Indium-Diselenidzellen (CIS), Kupfer-Indium-Gallium-Diselenidzellen (CIGS)

Die Wirkungsgrade liegen zurzeit bei den CdTe-Zellen bei 16%, die der CIS-Zellen bei 18% und die der CIGS-Zellen bei 17% im Labor. Beim Einsatz in der Praxis liegen noch zu wenige Erfahrungen vor, um aussagekräftige Angaben über die Wirkungsgrade zu machen.

Für den Einsatz in der Praxis sind alle genannten Zellen zurzeit nicht geeignet, da sie in der Herstellung noch sehr teuer sind und außerdem nur wenige Erfahrungen vorliegen. Insbesondere über die Lebensdauer oder mögliche Degration sind nur unzureichende Ergebnisse vorhanden. Auf Dauer können diese Zellen aber durchaus eine Alternative darstellen (BEYERSDORF et al. 2000).

2.2.3 Farbstoffzellen

In der nanokristallinen Farbstoffzelle wird Sonnenlicht mit Hilfe einer Schicht aus organischen Farbstoffen in Energie umgewandelt, ähnlich der Photosynthese bei Pflanzen.

Die Forschungen der letzten Jahre haben zu einer vielfach vergrößerten Lichtabsorption der Zellen und so zu einer Effizienzsteigerung der Farbstoffsolarzellen auf etwa 8% in der Praxis geführt. Die Wirkungsgrade liegen zurzeit im Labor bei 30%. Der technisch mögliche Wert liegt noch höher. Allerdings ist dieser Zelltyp von einer industriellen Produktion noch weit entfernt (BEYERSDORF et al. 2000; HUG 2004)

Tab. 1: Vergleich der verschiedenen PV-Zellen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: (BEYERSDORF et al. 2000, verändert)

Monokristalline, polykristalline und amorphe Siliziumzellen sind gegenwärtig die einzigen Zellen, die für den Gebrauch in einer Photovoltaikanlage in Frage kommen, denn sie allein erfüllen sämtliche Anforderungen, die an eine PV-Anlage gestellt werden. Bei diesen Zelltypen liegen mittlerweile viele Erfahrungen vor und die Haltbarkeit liegt bei mindestens 20 Jahren. Zudem geben die meisten Hersteller eine Leistungsgarantie darauf, dass die von ihnen produzierten PV-Module nicht mehr als 1% ihrer Leistung pro Jahr verlieren.

Bei der Verarbeitung von Silizium entsteht keinerlei Umweltbelastung und auch die Entsorgung gestaltet sich für die Umwelt unproblematisch. Durch die mittlerweile großtechnische Produktion können die Module zudem kostengünstig hergestellt werden.

Die genannten Wirkungsgrade wurden bei diesen Zelltypen durch zahlreiche Referenzanlagen bestätigt. Bei ausreichend Stellfläche erreichen auch die amorphen Siliziumzellen trotz ihres geringen Wirkungsgrades ein hohes Maß an Wirtschaftlichkeit.

2.3 Das Strahlungsangebot als Einflussgröße der Energiegewinnung

Die Strahlungsleistung der Sonne am Oberrand der Erdatmosphäre ist nahezu konstant. Sie wird beeinflusst durch Änderungen der Sonnenaktivität (Sonnenflecken) und Abweichungen in der Entfernung Erde-Sonne. Die Schwankungen betreffen hauptsächlich den Bereich der ultravioletten Strahlung und sind kleiner als 5%. Diese Unregelmäßigkeiten sind für die Anwendung der Solartechnik unerheblich. Daher kann die Bestrahlungsstärke als Solarkonstante bezeichnet werden, welche auf die Fläche von einem Quadratmeter bezogen wird. Demnach beträgt die durchschnittliche Solarkonstante (E0) 1.367 W/m².

Das Strahlungsangebot auf der Erde selbst, welches den PV-Anlagen zur Verfügung steht, ist dennoch sehr unterschiedlich. Einflussfaktoren sind:

- Astronomische Gegebenheiten am Anlagenstandort
- Meteorologische Bedingungen
- Neigung und Ausrichtung der PV-Anlage

2.3.1 Astronomische Gegebenheiten am Anlagenstandort

Bevor die Sonnenstrahlen überhaupt die Erdoberfläche erreichen, besteht die Gefahr, dass sie durch Luftmoleküle abgelenkt werden (Rayleigh-Streuung). Besonders an Industriestandorten und in Gebieten, die durch Smog belastete sind, verstärken die vorhandenen Dunstteilchen diesen Effekt (Mie-Streuung).

Bedingt durch die einzelnen Klimazonen ist die Erde unterschiedlicher Strahlungsintensität ausgesetzt. Innerhalb dieser Zonen variiert die Strahlung je nach Jahres- und Tageszeit.

Durch die geographisch unterschiedlichen und sehr komplexen astronomischen Gegebenheiten ist es sehr schwer die potenziellen Jahres-Energieerträge für den jeweiligen Standort zu berechnen. Idealerweise sollten detaillierte Strahlungsdaten, für den Bereich oder aus der näheren Umgebung des zukünftigen Anlagenstandortes vorhanden sein. Leider ist das in der Praxis sehr selten der Fall, so dass auf so genannte Strahlungskarten zurückgegriffen werden muss. Der Deutsche Wetterdienst liefert solche Strahlungskarten mit den mittleren Jahressummen der Globalstrahlung auf die Horizontale für ganz Deutschland. Hier schwanken die Jahreswerte einer PV-Anlage zwischen 850 kWh und 1250 kWh pro installierte kWp Anlagenleistung.

Mit Hilfe dieser Strahlungskarten kann das Potenzial der Sonnenenergie und die möglichen Jahres-Energieerträge von PV-Anlagen für den jeweiligen Standort abgeschätzt werden.

Abb. 3: Globale Strahlungskarte zur Ermittlung des Energieertrags-Potenzials in
Deutschland

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: (DWD 2004)

2.3.2 Meteorologische Bedingungen

Der Himmels- und Bewölkungszustand kann in den einzelnen Jahren sehr unterschiedlich sein. Die Schwankungsintensität der Strahlung beträgt +/- 20% im Vergleich der Jahre (DWD 2004). Im Durchschnitt der Jahre gleichen sich diese Unterschiede aber aus.

Die je nach Standort variierenden klimatischen Bedingungen werden in den Strahlungskarten des Deutschen Wetterdienstes berücksichtigt.

2.3.3 Neigung und Ausrichtung

Sowohl die Neigung als auch die Nord-Süd Ausrichtung der PV-Anlage nehmen Einfluss auf die empfangene Sonnenenergie.

Eine nach Süden ausgerichtete PV-Anlage wird je nach Neigungswinkel eine höhere oder niedrigere Energiemenge liefern. Optimal wäre, wenn die PV-Anlage immer genau senkrecht zur Sonne stände.

Für eine fest installierte PV-Anlage ergibt sich die maximale solare Einstrahlung bei einem ganz bestimmten Neigungswinkel der Module. Dieser Winkel ist sowohl vom geographischen Standort als auch vom betrachteten Zeitraum abhängig. Der optimale Neigungswinkel der PV-Module lässt sich mit Hilfe eines Sonnenstanddiagramms für den jeweiligen Breitengrad ermitteln. Abbildung 4 zeigt den Jahresverlauf der Sonnenbahn für einen Standort in Südniedersachsen (52° nördlicher Breite). Am 21. März und am 23. September beträgt der Sonnenhöhenwinkel zur Mittagszeit 38°, so dass Sonnenlicht bei dem optimalen Neigungswinkel von (90°-38°=52°) 52° senkrecht auf die Module trifft. Am 21. Dezember steht die Sonne am Mittag mit einem Höhenwinkel von 14,5° wesentlich niedriger, womit sich für den Winteranfang ein optimaler Neigungswinkel der PV-Module von (90°-14,5°=75,5°) 75,5° ergibt. Am 21. Juni hat die Sonne mittags ihren maximalen Höhenwinkel von 61,4° erreicht, so dass der optimale Neigungswinkel bei (90°-61,4°=28,6°) 28,6° liegt BEYERSDORF et al. 2000).

Unter Berücksichtigung der Tatsache, dass in der Sommerjahreshälfte die meiste Sonnenenergie anfällt, ergibt sich im Jahresmittel ein optimaler Neigungswinkel von 30° (KASPER et al. 2002)

Abb. 4: Jahresverlauf der Sonnenbahn für 52° nördlicher Breite

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: (ISFH 2000)

Nicht nur der Neigungswinkel der PV-Module hat einen Einfluss auf die empfangene Sonnenenergie, sondern auch die Nord-Süd Ausrichtung. Die Mindererträge, bei einer Abweichung von einer direkten Südausrichtung der Module, sind in der nachfolgenden Abbildung 5 aufgezeigt.

Abb. 5: Jahreseinstrahlung in Abhängigkeit von Neigungs- und Ausrichtungswinkel der

Solarmodule

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: (ISFH 2000)

Alle Ausrichtungskombinationen, die innerhalb der 95%-Markierungen liegen, gelten noch als wirtschaftlich akzeptable Bedingungen für die Installation einer PV-Anlage. Dieser Bereich liegt für den 52. Breitengrad zwischen Südwest (+45°) und Südost
(-45°) und Modulneigungen zwischen 20° und 45° (BEYERSDORF et al. 2000).

2.4 Strahlungsgewinn durch Nachführung einer PV-Anlage

Bei PV-Anlagen unterscheidet man zwischen einachsiger und zweiachsiger Nachführung. Nur bei der zweiachsigen Nachführung lässt sich eine Anlage stets optimal zur Sonne ausrichten. Da sie technisch sehr aufwendig ist, wird oftmals eine einachsige Nachführung empfohlen. Hier kann die Anlage entweder dem Tagesgang oder dem Jahresgang der Sonne nachgeführt werden.

Bei PV-Anlagen lässt sich in mitteleuropäischen Breitengraden durch eine zweiachsige Nachführung ein Energiegewinn von über 30% erzielen. Bei einer einachsigen Nachführung liegt der Energiegewinn in der Größenordnung von 20%.

Für die Nachführung ist jedoch ein großer Aufwand notwendig, der auch mit höheren Kosten verbunden ist. Es muss eine bewegliche Aufständerung vorhanden sein, die auch großen Belastungen wie Stürmen standhalten kann. Der Antrieb kann entweder über einen Elektromotor oder thermohydraulisch erfolgen. Wird ein Elektromotor verwendet, wird elektrische Antriebsenergie benötigt, die den Energiegewinn der Nachführung wieder schmälert.

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