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6.3 Aktive Solarenergienutzung

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6.3.1 Energieziele und Förderung von Solarkollektoren und Photovoltaik

Für den An-, Auf- oder Einbau von Kollektoren und Solarpanels in Gebäudehüllen sind viele Arten denkbar.
Bild 6.3.1: Für den An-, Auf- oder Einbau von Kollektoren und Solarpanels in Gebäudehüllen sind viele Arten denkbar.

In der EU müssten gemäss EU-Richtlinie 2010/21 ab 2020 alle neuen Gebäude «Nearly-Zero Energy Buildings» sein (nZEBs oder Nullenergiegebäude): Damit sollen die CO2-Emissionen bis 2050 gegenüber 1990 um 80 % gesenkt werden und unter Anwendung von «off-site green electricity and on-site renewables in combination with heat pumps» sollen Gebäude zu 100 % energieautark gemacht werden.

Gemäss Energiestrategie 2050 des Bundes ist eine Verstärkung des Gebäudeprogramms vorgeschlagen, welches den Kantonen zusätzliche Mittel für die Förderung des Baus thermischer Solaranlagen parallel zur Gebäudesanierung ermöglichen soll. Ab 2021 soll die Förderung für Gebäudeerneuerungen (Klimarappen) und erneuerbare Energien (Subventionen für Warmwasserkollektoren und KEV-Beiträge) sukzessive durch Lenkungsabgaben auf Benzin, Heizöl und Strom ersetzt werden und einen Übergang von der subventionierten zur massnahmen- und zielorientierten Förderpolitik einleiten. Entsprechend spielen die erneuerbaren Energien in der Energiepolitik des Bundes für den Gebäudebereich, sowohl als Wärme wie auch als Strom aus erneuerbaren Energieträgern, eine zentrale Rolle:

  • Die Förderung von Solarwärme zielt primär auf eine Reduktion der CO2-Emissionen und zur Reduktion des Verbrauchs von fossilen Brennstoffen im Gebäudebereich. Die meisten Kantone und viele Gemeinden unterstützen die Solarwärme, bezahlen Kollektorbeiträge und erlauben Steuerabzüge.
  • Vergütungen für Strom aus PV-Anlagen sollen im Rahmen der KEV sowie Einmalvergütungen auf eine Erhöhung der Produktion von Strom aus erneuerbaren Energien erreichen.
  • Der Wandel des in der Schweiz gut verankerten Energiestandards MINERGIE in Richtung MINERGIE-P und MINERGIE-A bzw. Plusenergie verdeutlicht die Entwicklung vom energetisch optimierten Gebäude in Richtung weitgehender Energieautarkie am Objekt.
  • Absehbar sind weitere Entwicklungen bezüglich Energiespeicherung, Smart Grid und Energiemanagementsystemen, die bei sinkenden Vergütungen für selbst erzeugte Energie und bei steigenden Energiepreisen den Eigenverbrauchsanteil durch selbst erzeugte Energie erhöhen werden. Dies wird den Markt für Gebäudeintegrationen bei Solarwärme und Photovoltaik, bei sinkenden Systemkosten und vielfältiger werdenden Anwendungsspielräumen, weiter befruchten.

6.3.2 Vergleich von Solarwärme und Solarstrom

Solarthermie oder Photovoltaik werden nicht nur monofunktional als technische Vorrichtung verstanden, um thermische oder elektrische Energie zu produzieren, sondern sie werden in zunehmendem Masse auch als Bestandteil der Gebäudehülle angesehen, als Bekleidungselement, verglaste Fläche und gleichzeitig architektonisches Element.

  • Solarstrom wird bei Anlagen im Netzverbund ins Elektrizitätsnetz eingespeist oder durch Eigenverbrauch (inkl. Wärme) genutzt. Dementsprechend fliesst aller selbst erzeugte und hinter dem Anschlusspunkt nicht verbrauchte Strom umgehend ins Netz, entlastet die Netzbelastung und die Stromproduktion in konventionellen Kraftwerken und die eingespiesene Energie wird vergütet. Die Technologien zur dezentralen Speicherung von Strom entwickeln sich rasch, die Eigenwirtschaftlichkeit von Stromspeichern im eigenen Haus ist in Reichweite.
  • Solarwärme wird (ausser in Wärmenetzen) vor Ort gespeichert und verwendet. Solarwärme diente in Ein-, Zwei- und Mehrfamilienhäusern gemäss Untersuchungen von Swissolar primär der Warmwassererzeugung: Fast 60 % der zwischen 2001 und 2012 erstellten Anlagen dienten der Warmwassererzeugung, nur gut 30 % der Anlagen kombinierten die Warmwassererzeugung mit der Unterstützung der Heizung.
Bild 6.3.2: Vergleich der Wirkungsgrade von PV-Anlagen in Kombination mit Wärmepumpen und Solarkollektoren.

Während Betreiber von PV-Anlagen bei fehlendem Eigenbedarf den produzierten Strom ins Stromnetz einspeisen und ihre technische Produktionskapazität immer ausschöpfen, wird bei solarthermischen Anlagen die Produktionskapazität bloss so weit genutzt, wie genügend grosse Wärmespeicher oder ein Wärmebedarf besteht. Insofern hängt der Nutzungsgrad von solarthermischen Anlagen vom Nutzungsprofil des Wärmebezügers ab sowie von den Speichermöglichkeiten vor Ort und der Dimensionierung der Anlagen. Wird eine Wärmepumpe mit einer Jahresarbeitszahl von mindestens 3,5 mit einer PV-Anlage kombiniert, wird der Wirkungsgrad von Solarstrom mit Solarwärme vergleichbar.

6.3.3 Solarthermische Kollektoren

Solarthermische Bauteile gelten aufgrund des Einsatzes aktiver, meist elektrisch betriebener Umwälzpumpen innerhalb des Wärmekreislaufes als «aktive» Technologie. Ein passiver «Antrieb» von solarthermischen Anlagen nach dem Thermosiphon-Prinzip ist bloss in frostfreien Klimazonen möglich und in der Schweiz daher nicht üblich. Bei der meist verbreiteten Technik einer solarthermischen Anlage wandelt der Kollektor Sonnenenergie in Wärme um, diese wird über flüssige Wärmeträger in Rohrleitungen zu einem im Speicher eingebauten Wärmetauscher transportiert.

In der Energiebilanz eines typischen Vierpersonenhaushalts entfällt rund ein Drittel der benötigten Energie auf die Warmwasserbereitung; bei Niedrigenergiehäusern (MINERGIE-P/A) liegt der Energiebedarf für die Warmwasserbereitung wegen der gut gedämmten Gebäudehülle eher über 50 %. In diesem Kontext reduzieren solarthermische Kollektoren den Primärenergieeinsatz und den CO2-Ausstoss massgeblich, wenn die gewonnene Solarenergie in unterschiedlichen Systemen zur Verfügung gestellt wird:

  • zur Warmwasserbereitung,
  • als eigenständige und vollwertige Heizung oder zur Heizungsunterstützung,
  • zur Prozesswärmeerzeugung (z.B. in Wäschereien, Lebensmittelindustrie, Asphaltherstellung usw.),
  • zur Dampf- und Stromerzeugung in Grossanlagen (Parabolrinnenkollektoren),
  • zur Regenierung von Erdsondenfeldern oder
  • zur Unterstütung von Nah- und Fernwärmeverbünden.

Weil Solarkollektoren möglichst genau in einem für den Einsatzzweck idealen Temperaturbereich arbeiten sollten, gilt es, bei der Auslegung des Kollektortyps Unterschiede zu berücksichtigen (vgl. auch Bild 6.3.3).

Bild 6.3.3: Verbreitete Kollektortypen und ihre Einsatzmöglichkeiten.

Solar-Absorber (Unverglaste Kollektoren bzw. Schwimmbad-Absorber)

Unverglaste Kollektoren kommen bei niedrigem Temperaturniveau als preiswerte, schwarze Kunststoff- oder Metallrohr-Systeme «nackt» auf Flach- oder Schrägdächern zum Einsatz, gefiltertes Wasser eines Pools durchströmt ein Absorber-Rohrsystem. Weil Verglasung und Wärmedämmung fehlen, ist der Wärmeverlust für Anwendungen mit höheren Temperaturen gross bzw. der Nutzungsgrad klein. Mit wachsender Temperaturdifferenz steigen auch die Verluste. Bei den verwendeten Materialien reicht die Spanne vom Plattenabsorber aus Polyethylen-Kunststoff (HDPE), über Rohrabsorber aus schwarzem, UV- Chlor- und temperaturbeständigem (–45 bis +130 °C) Kunststoffrohr, über Solar-Polypropylen (z.B. mit gewellter Oberfläche). Kunststoffmatten mit fest miteinander verbundenen Röhrchen oder einfachen Gummischläuchen sind wenig dauerhaft.

  • Geeignet für Schwimmbadheizungen und Warmwasservorerwärmung.
  • Beschränkte Lebensdauer der stark der Witterung ausgesetzten Gebilde.

Unverglaste selektive Kollektoren (Kissenkollektoren)

Schwarz verchromte Kissenkollektoren sind eine Sonderform des unverglasten Flachkollektors:

  • Sie sind geeignet für Schwimmbadheizungen und Niedrigtemperaturheizungsunterstützung.
  • Gut integrierbar in Fassaden und flexibel an gerade oder gewölbte Dachformen anpassbar.
  • Wegen der beschränkten Dicke konstruktiv gut, z.B. in Pfosten-Riegel-Systemen, einsetzbar.
  • Auch bei Dächern mit geringem Neigungswinkel (ab 5°) und ungünstiger Orientierung möglich.
  • Keine Überhitzungsgefahr, dicht, wetterbeständig und langlebig.
  • Systemtechnisch gut koppelbar mit Wärmepumpen z.B. für Erdsondenfeldregenerierung.

Verglaste Flachkollektoren

Verglaste Flachkollektoren sind langlebige und ausgereifte Produkte mit einem sehr guten Preis-Leistungs-Verhältnis für Anwendungen im mittleren Temperaturbereich. Wegen ihrer Dämm- und Wetterschutzfunktion sind sie in Mittel- und Nordeuropa bei Wohn-, Gewerbe- und Dienstleistungsgebäuden verbreitet und können in Schrägdächern und Fassaden integriert oder auf Flachdächern oder am Boden aufgestellt werden. Für die Warmwassererzeugung werden bei normalen Einfamilienhäusern etwa 5 m2 Kollektorfläche benötigt, zur Heizungsunterstützung mindestens 10 m2, was entsprechend dimensionierte Speicher voraussetzt. Flachkollektoren unterliegen einem Alterungsprozess, der stark von der Qualität der Produkte abhängt. Die Absorber bestehen normalerweiese aus schwarzchrom- oder blau- (Titanoxyd) beschichteten Blechen mit dahinter mäanderförmig aufgeschweissten Rohrnetzen zum Abtransport der Wärme. Der Absorber wird mit lichtdurchlässigem Sicherheitsglas abgedeckt und zur Minimierung der Wärmeverluste isoliert und mit einem Rahmen zusammengehalten.

Weil die traditionelle Dachintegration bei vielen Bauten nicht ohne Weiteres möglich oder aus optischen Gründen unerwünscht ist, stossen fassadenintegrierte Kollektoren auf verstärktes Interesse. Zumal beim Vertikaleinbau in südorientierten Fassaden die Überhitzungsgefahr minimiert und der relative Beitrag in der kühleren Jahreszeit, in schnee- und sonnenreichen Bergtälern, maximiert wird.

  • Flachkollektoren sind ideal für Warmwasser von 40 °C bis 80 °C.
  • Geringer Ertrag bei Kälte, eher geeignet für Wassererwärmung und Heizungsunterstützung im Sommer.
  • Solarertrag (Mittelland, Ausrichtung Süd, Kollektorneigung 30° bis 90°):
    • Bei Heizungsunterstützung und Warmwasser: 350 bis 550 kWh/m2
    • Bei solarer Vorwärmung: bis 750 kWh/m2
  • Lebensdauer von über 20 Jahren.
  • Seit einigen Jahren sind «custom made»-Flachkollektoren auf Mass und in freien Formen herstellbar.
  • Speziell sind Glasbeschichtungen für Flachkollektoren, welche die bislang dunklen oder je nach Sonnenstand spiegelnden Glasoberflächen zurückhaltend bunt erscheinen lassen.
  • Flachkollektoren benötigen eine Minimalneigung von mindestens 15°, was ihr Erscheinungsbild auf Dächern beeinträchtigt und die Windangriffskräfte erhöht.
Schwarz verchromte in die Fassade eingebaute Kissenkollektoren am CERN, Genf
Bild 6.3.4: Schwarz verchromte in die Fassade eingebaute Kissenkollektoren am CERN, Genf (Architekt: Atelier Niv’O).

Farblich nuancierte Flachkollektoren, eingebaut in eine Fassade bei DOMA in Satteins
Bild 6.3.5: Farblich nuancierte Flachkollektoren, eingebaut in eine Fassade bei DOMA in Satteins (Architekt H. Müller).

Vakuumröhrenkollektoren

Bei Vakuumröhrenkollektoren steht der Absorber unter Vakuum und zirkuliert in einem ein- oder doppelwandigen Glasrohr. Durch das Vakuum wird ein ausgezeichneter Wärmeschutz erreicht. Entsprechend sind die Wärmeverluste selbst bei hohen Temperaturen gering und die Vakuumröhrenkollektoren weisen den höchsten Nutzenfaktor auf: bei gleicher Fläche leisten sie rund 1,5 mal soviel wie normale Flachkollektoren. Wegen des teilweise dünnen Glases der Vakuumröhren ist ihre mechanische Festigkeit (z.B. bei Hagelschlag) gegenüber gehärteten Flachgläsern geringer und ihre Lebensdauer eingeschränkt. Weil Vakuumröhrenkollektoren gegenüber Flachkollektoren wirtschaftlicher arbeiten und sich baulich vielseitiger einsetzen lassen, findet man im asiatischen wie im amerikanischen Raum nahezu ausschliesslich Vakuumröhrenkollektoren.

Bei Temperaturunterschieden ab etwa 40 Kelvin übertreffen Röhrenkollektoren im direkten Leistungsvergleich jeden Flachkollektor:

  • Ideal für Heisswasser bis zu 100 °C.
  • Geeignet für Prozesswärme, Wassererwärmung und Heizungsunterstützung auch im Winter bei Sonne.
  • Auch zum Kühlen geeignet (Solar cooling).
  • Solarertrag (Mittelland, Ausrichtung Süd, Kollektorneigung 45°) als Heizungsunterstützung und zur Warmwassererzeugung etwa 500 bis 650 kWh/m2; als solare Vorwärmung bis 800 kWh/m2.
  • Überhitzungsgefahr bei Stagnation (sehr hohe Temperaturen).
  • Interessante Architekturanwendungen als teiltransparente Bauteile in Brüstungen, vor Fenstern usw.
  • Keine Minimalneigung nötig, Systeme zu grösseren Reihen koppelbar.

Hybrid- oder PVT-Kollektoren (PV und Thermie im Sandwich)

Die Planung, Lieferung und Montage erneuerbarer Energiesysteme folgte bislang entlang den Kompetenzen des klassischen Bauhaupt- und Nebengewerbes:

  • Heizungs- und Sanitärinstallateure erweiterten das Gebiet der traditionellen Warmwasser- und Heizungsinstallationen mit solarthermischen Systemen und halfen so mit bei der Reduktion des fossilen Energieanteils.
  • Elektroinstallateure, Solarteure erweiterten mit der Photovoltaik ihr Portfolio und beschleunigten damit den Wandel von der zentralisierten zur dezentralen Stromproduktion.
  • Die mit hydraulischen oder elektrischen Systemen wenig vertrauten Fenster- und Fassadenbauer sowie Dachdecker verhielten sich gegenüber der Photovoltaik und Solarthermie zunächst eher passiv.

Die Einführung von kombinierten Systemen für Solarwärme und Solarstrom mit «hybriden» (übereinander) oder «flächenhybriden» (nebeneinander) gestapelten Verbundprodukten dürfte in den Reihen der Fassadenbauer, Lieferanten von hinterlüfteten Fassaden, Spengler und Dachdecker, aber auch bei den Architekten und Planern auf fruchtbaren Boden stossen. Denn die Integration von Solarsystemen nach dem «Lego-Prinzip» samt definierten Schnittstellen, Berechnungen, Unterkonstruktionen und Anschlussdetails für frei wählbare Modulzahlen oder Kollektoreinheiten erleichtert deren universellen Einsatz.

Vakuum-Kollektor vor den Fenstern des Plus-Energie-Berghotels Muottas Muragl, Ansicht von innen und von aussen
Bild 6.3.6: Vakuum-Kollektor vor den Fenstern des Plus-Energie-Berghotels Muottas Muragl, Ansicht von innen und von aussen (Architekt: Fanzun AG).

In Vertikalfassade eingebaute Hybridkollektoren
Bild 6.3.7: In Vertikalfassade eingebaute Hybridkollektoren (Testanlage der Firma Heizplan in Gams).

Bei Hybridkollektoren werden die Techniken der Solarthermie mit der Photovoltaik vereint: Auf derselben Fläche wird vorne Strom und hinten Wärme erzeugt bzw. die erwärmten Solarzellen werden durch den dahinter liegenden Kollektor gekühlt, was die Leistungsfähigkeit der Photovoltaikzellen steigert:

  • 60 % thermischer Modulwirkungsgrad und rund 17 % elektrischer Modulwirkungsgrad.
  • Sehr hohe Belastbarkeit durch Schnee (5 mm gehärtetes Solarglas).
  • Höherer Stromertrag (5 bis 10 %) gegenüber herkömmlichen PV-Modulen dank effizienterer Zellkühlung.
  • Platzsparendes und energieeffizientes System.
  • Hydraulische Systemeinbindung ist Voraussetzung, um einen Kühleffekt zu erzeugen.
  • Keine Gefahr der Überhitzung.
  • Bei guter Hinterlüftung wird der Kühleffekt noch gesteigert.

6.3.4 Photovoltaik

Förderung

Die schweizerische Energieverordnung (EnV) vom 7. Dezember 1998 (Stand 1.1.2015) unterscheidet bei der Förderung der Photovoltaik bei der kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) drei Kategorien:

Freistehende Anlagen,

die keine konstruktive Verbindung zu Bauten haben, beispielsweise in Gärten oder auf Brachland aufgeständerte Anlagen.

Angebaute Anlagen,

die konstruktiv mit Bauten oder sonstigen Infrastrukturanlagen verbunden sind und einzig der Stromproduktion dienen, beispielsweise auf Flachdächern mittels Befestigungssystemen oder auf geneigte Dächer mit auf die Deckung montierten Modulen.

Integrierte Anlagen,

welche in Bauten integriert sind und neben der Stromproduktion zusätzlich dem Wetterschutz, dem Wärmeschutz oder der Absturzsicherung dienen. Nicht als integriert gelten z.B. Photovoltaikanlagen dann, wenn sie über einer Deckung montiert sind. Insbesondere erhalten «Pseudo-Integrationen» dank zusätzlicher «Marderschutzbleche» oder anderer Kunstgriffe über bestehenden Dächern seit der letzten Gesetzesrevision bei Aufdachanlagen keine KEV mehr.

Die Förderung auf Bundesebene ist stark dem politischen Spiel der Kräfte im Parlament ausgesetzt und volatil. Laut bundesrätlicher Energiestrategie soll das Instrument KEV grundsätzlich bis im Jahr 2025 beibehalten werden, was bei Laufzeiten bei der KEV-Förderung von 20 Jahren bedeutet, dass faktisch die KEV bis 2045 eine Lenkungswirkung behalten wird. In einzelnen Kantonen und Gemeinden wird der Bau von PV-Anlagen zusätzlich mit öffentlichen Mitteln oder Überbrückungsfinanzierungen bis zum Erhalt der KEV gefördert.

Seit 1. Januar 2014 ist neben der KEV das Instrument der Einmalvergütung (EIV) in Kraft, welches für PV-Anlagen von 2 bis zu 29,9 kWp Leistung einen einmaligen Investitionsbeitrag in der Höhe von etwa 30 % der Investitionskosten gewährt. Diese Bundesmittel sind bei der Einmalvergütung nicht an eine Warteliste gekoppelt und werden – zumindest für die Jahre 2014 bis 2016 – im Rahmen eines vereinfachten Verfahrens an die Investoren ausbezahlt. Betreiber von Anlagen mit 10 und 30 kWp Leistung können auf Wunsch weiterhin auf der Warteliste für die KEV verbleiben, welche derzeit rund 38’000 Projekte umfasst.

Bewilligungen

Gemäss letzter Revision des Raumplanungsgesetzes bedürfen genügend angepasste Solaranlagen auf Dächern in Bau- und Landwirtschaftszonen keiner Baubewilligung mehr, sind aber im Rahmen eines Meldeverfahrens der kantonalen Behörde zu melden. Die richtungsweisende Revision des Bundesgesetzes über die Raumplanung legt in Art. 18 a fest, dass die Interessen der Energieproduktion jene des Naturschutzes überwiegen. Das kantonale Recht kann dabei:

  • bestimmte, ästhetisch wenig empfindliche Typen von Bauzonen festlegen, in denen auch andere Solaranlagen ohne Baubewilligung erstellt werden können und
  • in klar umschriebenen Typen von Schutzzonen eine Baubewilligungspflicht vorsehen.

Solaranlagen auf Kultur- und Naturdenkmälern von kantonaler oder nationaler Bedeutung bedürfen weiterhin einer Baubewilligung, sie sollen Denkmäler nicht wesentlich beeinträchtigen. Bei integrierten, in zusammenhängenden Flächen in Dächern eingebauten Anlagen wird eine Bewilligung meist problemlos erteilt. Ob fassadenintegrierte Solarsysteme als Bauten und Anlagen einen baubewilligungspflichtigen Tatbestand darstellen, ist jeweils im ordentlichen Baugenehmigungsprozedere zu klären.

Potenziale

In der dicht besiedelten Schweiz liegt das Potenzial zur Nutzung von Photovoltaik beim Gebäudepark. Freiflächenanlagen sind aus Gründen des Raumplanungsrechts, des Landschaftsschutzes oder der bevorzugten landwirtschaftlichen Bodennutzung unbeliebt und erhalten auch die niedrigste Förderung mit Bundesmitteln. Weil die Schweizer Einspeisevergütungen bei der Photovoltaik für integrierte Anlagen höher sind als bei angebauten Anlagen, müssten multifunktionale PV-Komponenten in Gebäudehüllen häufiger anzutreffen sein als angebaute, in der Regel aufgeständerte Systeme. Noch wird allerdings gebäudeintegrierte Photovoltaik (BIPV: Building integrated Photovoltaics) selten eingesetzt:

  • Nur in seltenen Fällen bilden Solarmodule die Grundelemente des konstruktiven und installatären Systems von Gebäuden und ersetzen traditionelle Baumaterialien/Gewerke.
  • Wenige Produkte, Systeme und Hersteller decken die Marktnische für BIPV ab.
  • Langsam entwickelt sich ein Nischenmarkt für BIPV-Produkte, weil neue Direktiven der EU bezüglich der Performance von Gebäuden einen verstärkten Einsatz von PV am Gebäude forcieren und die Systemkosten sinken.
  • Die Abhängigkeit der Solarbranche von einer bürokratisch übersteuerten Einspeisetarifregelung bewirkt eine systematische Verunsicherung von Investoren, Behörden und Planern.

Der Schweizer Fassadenmarkt wäre gemäss einer Bachelor-Studie ein Multimilliardenmarkt. Bei jährlich gebauten Fassadenflächen von 14,7 Mio. m2 (2013) bzw. geschätzten 16,4 Mio. m2 (2020) wären 20 % oder 3 Mio. m2 für PV geeignet. Das technisch realisierbare Potenzial von zubaubaren 3 Mio. m2 pro Jahr Photovoltaikfläche entspricht – bei vorsichtig gerechneter Leistungsdichte von 8 m2/kWp PV – einer installierbaren Leistung von 375 MWp – ein Kernkraftwerk Mühleberg hängt mit 373 MW Leistung am Netz.

Bei grossen Immobilieneigentümern steigt das Interesse an Photovoltaikfassaden, weil die wirtschaftlichen, multifunktionalen und ästhetischen Vorteile vermehrt zur Kenntnis genommen werden. Die Kategorie «PV integriert in Gebäudehüllen» dürfte bei steigenden Energiepreisen im Netz, sinkenden Systemkosten der Photovoltaik, Zubau von Batteriespeichern und PV-Eigenverbrauchslösungen noch stärker wachsen. Dies auch deshalb, weil sich Photovoltaikfassaden im Gegensatz zu Kompaktwärmedämmsystemen oder hinterlüfteten Fassaden mit der KEV innerhalb von 20 Jahren amortisieren.

Normen, Standardisierung

Hauptgründe für das bisherige Schattendasein von BIPV am Bau waren eine hohe industrielle Standardisierung von Aufdach- und Freiflächensystemen bei bislang fehlender Normierung für den Fassadenbereich:

  • «Standardmodule» waren (ausser Doppelglasmodule) ungeeignet für die Gebäudeintegration, da es sich nicht um geregelte Bauprodukte für den vertikalen Fassadeneinbau handelte. So verfügten gerahmte oder ungerahmte Standardmodule (im Falle einer Glasbeschädigung) über keinerlei Resttragfähigkeit.
  • Die den architektonischen Integrationsgrad charakterisierenden Parameter waren bei BIPV kaum bestimmbar: Weder waren Planer frei in der Wahl der Dimension und Form, noch konnten sie Textur und Farbe sichtbarer Oberflächen und Fugen bestimmen. Zudem war man wenig frei in der Positionierung und Dimensionierung von Modulfeldern.
  • Je stärker die Industrie die Standardisierung der Solarprodukte im Interesse von rascher Kostensenkung, hohen Stückzahlen und bester Qualität vorantrieb, desto weniger war das Produkt durch Architekten, Planer, Fassadeningenieure «customizable».

Photovoltaikanlagen, die bei Lichteinfall unter elektrischer Spannung stehen und Strom erzeugen, müssen neben den bautechnischen Normen auch elektrotechnische und brandschutzspezifische Vorschriften erfüllen; Letztere sind in der Schweiz (ohne Anspruch auf Vollständigkeit):

  • NIN und NIV (Niederspannungsinstallationsnorm und -verordnung), insbesondere die ESTI-Vorschrift Nr. 233.0710 Solar-Photovoltaik (PV)-Stromversorgungssysteme.
  • Leitsätze SEV4022 Blitzschutzsysteme, insbesondere die zugehörige Erläuterung «Photovoltaikanlagen; Überspannungsschutz und Einbindung in das Blitzschutzsystem».

Als Bauprodukte müssen Komponenten von Photovoltaik-Indachsystemen die gängigen Normen und Vorschriften berücksichtigen, insbesondere:

  • Norm SIA 232/1 «Geneigte Dächer»,
  • Norm SIA 261 «Einwirkungen auf Tragwerke»,
  • Leitsätze SEV 4022:2008 «Blitzschutzsysteme»,
  • Merkblatt «Überspannungsschutz und Einbindung in das Blitzschutzsystem»,
  • Gestalterische und bewilligungstechnische Aspekte, Vorschriften und Richtlinien (z.B. Raumplanungsgesetz/Denkmalpflege, je nach Gemeinde different),
  • VKF: Brandschutznorm, Richtlinien und Merkblätter,
  • In der EU sind die PV-Normen IEC 61215 und 61730 nur für einen Typ (geprüfte Grösse) gültig.
Bild 6.3.8: In der Schweiz sind für BIPV verschiedene Verantwortungsbereiche zu unterscheiden.

In Deutschland mussten Fassadenmodule bislang entweder als Bauprodukte mit einer allgemeinen bauaufsichtlichen Zulassung oder mit einer Zustimmung im Einzelfall zertifiziert werden, wobei fassadenintegrierte Solarmodule wie Verbundglas (VG) oder Verbundsicherheitsglas (VSG) gemäss DIN 18008 (Glas im Bauwesen) und der EU-BauPVO (EU-Bauproduktenverordnung) geprüft wurden.

Mit dem Abdriften der PV-Massenproduktion nach Fernost begann in Europa eine Rückbesinnung der PV-Industrie auf kundennähere Lösungen. In der Folge einer neu geschaffenen Europäischen Norm «Photovoltaik im Bauwesen» wurde ein harmonisierter Standard für Photovoltaik als Baumaterial und als BIPV-System definiert. In der neuen DIN EN 50583:2012-11; VDE 0126-210:2012-11 werden die Anforderungen an Moduldesign, Leistung usw. umrissen bezüglich:

  • mechanischer Festigkeit und Standsicherheit
  • Sicherheit im Brandfall (Brandschutz)
  • Hygiene, Gesundheit und Umweltschutz
  • Nutzungssicherheit
  • Schallschutz
  • Energieeinsparung, Wärmeschutz und
  • Nachhaltigkeit

Damit ist klar, dass die gebäudeintegrierte Photovoltaik eine gewerkeübergreifende Querschnittsdisziplin ist, deren Projektbearbeitung entsprechend anspruchsvoll ist und die koordinative Zusammenarbeit des Architekten mit dem Fassadenbauer, Solarprofi, Modulhersteller, Statiker und Elektroplaner erfordert (vgl. Bild 6.3.8).

Zellarten und Modultypen

Das Angebot an Zell- und Modultypen auf dem Weltmarkt lebt vom Wettbewerb der Technologien. Im Markt haben sich hauptsächlich die kristallinen Zell- und Modultechnologien durchgesetzt:

  • Bei Dünnschicht-Photovoltaik (CIS/CIGS und CdTe) stellt das ganze Modul eine Zelle dar.
  • Bei der kristallinen Technik werden mono- oder polykristalline Zellen über Strings zu meist 60- oder 72-zelligen Modulen verbunden.
  • Im Trend sind HeteroJunction-Zellen, bestehend aus mehreren übereinander gestapelten Halbleitermaterialschichten, welche in unterschiedlichen Spektralbereichen Energie absorbieren.
  • Bei Cadmium-Tellurid (CdTe) werden Halbleiter mit höherer Leistung erreicht, die mit niedrigen Produktionskosten und guter Energy-Rücklaufzeit herstellbar sind. Nachteil ist das eingebundene Kadmium.

Die intensiv erforschten mikro- und nanooptischen Strukturen, Farbstoffzellen und druckfähigen organischen oder optoelektronischen Zellarchitekturen (Perovskite) haben hinsichtlich Lebensdauer, Wirkungsgrad, Kosteneffizienz oder Herstellbarkeit den industriellen Massstab noch nicht erreicht. Sollten in Zukunft mit kostengünstigen Tandemstrukturen flexible statt starre Halbleiter teiltransparent, wie bedruckte Folien, über Bauwerke gespannt werden können und dabei noch Strom produzieren, dürfte dies die Architekturanwendung, z.B. für leichte und transparente Überdachungsbereiche, stark voranbringen.

Bild 6.3.9: Wichtigste Zellarten und Modultypen.

Gebäudeintegrierte Photovoltaikmodule (BIPV)

Solartechnologien im und am Gebäude beziehen sich auf alle Komponenten der Photovoltaiktechnologie, die in das Gebäude gelangen (z.B. in die Gebäudehülle), und definieren die Grundelemente eines konstruktiven und energetischen Systems als Ersatz traditioneller Baumaterialien bei Neubauten oder Sanierungen. Es gibt für BIPV-Produkte einen vielfältigen, sich konstant entwickelnden Markt:

  • Solarkomponenten sind optimal kombinierbar mit verschiedensten Fassadenbekleidungen (Form, Farbe, Struktur usw.). Die Erscheinung der Fassade wird dadurch erheblich aufgewertet.
  • Weil energieerzeugende BIPV-Systeme in der Fassade funktionelle Aufgaben einer Fassadenbekleidung wahrnehmen (z.B. Wetterschutz), sind die relativen Mehrkosten gegenüber Dachintegrationen geringer.
  • Marktübliche Unterkonstruktionssysteme können für den Einbau von Modulen adaptiert werden.
Module mit unterschiedlichen Zellfarben, transparentem Glas, gelochten Zellen, farbigen oder bedruckten Folien einlaminiert im Zwischenverglasungsbereich ermöglichen vielfältigste Erscheinungsbilder und Performance.
Bild 6.3.10: Module mit unterschiedlichen Zellfarben, transparentem Glas, gelochten Zellen, farbigen oder bedruckten Folien einlaminiert im Zwischenverglasungsbereich ermöglichen vielfältigste Erscheinungsbilder und Performance.

  • Der Hinterlüftungsraum (bei Kaltfassaden) kann den entsprechenden Bedürfnissen angepasst werden und ermöglicht gleichzeitig die geschützte Führung der Kabel im Hinterlüftungsraum.
  • Bei der energetischen Ertüchtigung eines bestehenden Gebäudes, durch zusätzliche Wärmedämmung, kann mit wenig Zusatzaufwand ein System zur Energiegewinnung eingebaut werden.
  • Im Gegensatz zu Aufdachanlagen spielen Verschmutzungen und damit verbundene Leistungseinbussen in der Fassade eine wesentlich geringere Rolle. Leistungseinbussen durch schneebedeckte Module können in der Fassade praktisch ausgeschlossen werden.
  • Die Wartung und der Austausch von defekten Komponenten kann problemlos erfolgen.
  • Energieerzeugende Fassadensysteme überzeugen durch eine eigenständige Amortisation und aufgrund der verwendeten Werkstoffe durch eine hohe Lebenserwartung. Gerade bei tiefstehender Sonne im Winter ist der Ertrag in der Fassade gegenüber dem des Daches höher. Da im Winter weniger Strom aus erneuerbarer Energie zur Verfügung steht, ist dieser so gewonnene Strom «wertvoller».

Modulhersteller gehen wegen des besseren Randverbundes und der Glasstatik dazu über, Doppelglasmodule als Verbundsicherheitsgläser zu produzieren. Dies eröffnet Standardmodulen neue Anwendungsmöglichkeiten für Dächer und Fassaden. Auch bezüglich Dimension, Leistung, Aufhängung oder Ästhetik verbreitert sich die Angebotsvielfalt markant. Möglich sind:

  • Kundenindividuelle Modulgestaltungen mit EVA- oder PVB-Folien bei VSG.
  • Grössen bis 2,44 × 5,1 m in unterschiedlichen Formen und Bauarten.
  • Glasdicken von 2 × 2 mm bis 2 × 12 mm (bei Dünnglas sogar gebogen).
  • PV-Isoliergläser und transluzide Verglasungen.
  • Gelochte normale oder farbige Zellen.
  • Integrationsmöglichkeit von LED- oder Structural Glazing-Halterungen (Spider).
  • Verschiedene Folientypen und Folienfarben.
  • Frei wählbare Zellabstände und Zelltypen.
  • Designoptionen durch Überdrucken der Gläser mit «energiedurchlässigem» Siebdruck.
  • Farbige Folienzwischenlagen und selektive Farbschichten im Deckglas.
  • Verschiedene Haltesysteme mit sicht- und unsichtbaren Montagepunkten.

Fassaden mit Zellen in Grün und Blau

Bild 6.3.11: Fassaden mit Zellen in Grün und Blau (oben) und Module mit blauem Solarglas (koloriertes Glas an der EPFL mit hoher Durchlässigkeit erhältlich in blau, grün, türkis, hellgrau, grau, bronze, gold und terracotta).

Montagearten und PV-Systeme für Fassaden

Es tönt paradox: je weniger Solartechnik an Gebäuden sichtbar war, desto eher war sie – bis dato – beim Architekten akzeptiert. Seit sich Glasverarbeiter mit Know-how bezüglich Glasstatik, Normen, Laminiertechnik, Modulgestaltung, Siebdrucktechnik innovative und ästhetisch ansprechende Haltesysteme, Montagearten und Moduldesigns für PV-Fassaden auf dem Markt etabliert haben, sinken bei Architekten die Reserven, welche sie gegenüber klassischen Solarmodulen in Fassaden traditionell an den Tag legten. Weil die «Camouflage» bei der «Unsichtbarmachung» von Zellstrukturen, Strings, Haltern und Rahmen nun weit fortgeschritten ist, wächst die Bereitschaft bei Architekten, den Gestaltungsspielraum für die Gebäudehüllen solar zu nutzen. Dabei sind es nicht unbedingt die grossen Systemhäuser, Modulhersteller, Glasfirmen oder Fassadenbauer, welche die BIPV-Technik vorantreiben, sondern eher KMUs aus den Reihen der Glasverarbeiter, Dach- und Fassadenmateriallieferanten, welche im Verbund mit elektrotechnischem und fassadenspezifischem Sachverstand PV-Elemente gleichwertig zu konventionellen Bekleidungsmaterialien in ihr Portfolio aufnehmen. Die nachfolgende Auflistung und Beschreibung der gängigsten Montagearten (vgl. Bild 6.3.13) gibt einen groben Überblick über die derzeitigen Systeme und Lösungspfade.

Montagearten und PV-Systeme für Steildächer

Bei Steildächern ist die Vielfalt von integrierten oder aufgebauten Systemen ausgeprägter als bei Fassaden. Planer und Installateure übernehmen bei der Planung und beim Bau von Steildachanlagen vor allem auf bestehenden Sparren-, Trapezblech- und Eternitdächern hohe Verantwortung hinsichtlich Statik, Wasserdichtigkeit, Hinterlüftung, Schnee-, Brand- und Windlast, Asbest- und Wärmebrückenfreiheit, Blitzschutz, Potenzialausgleich, Überspannungsschutz u.a.m.

Übersicht über gängige Montagearten für BIPV-Systeme in Kalt- und Warmfassaden.
Bild 6.3.12: Übersicht über gängige Montagearten für BIPV-Systeme in Kalt- und Warmfassaden.

Bild 6.3.13a: Beispiele für Aufhänge- und Haltesysteme bei BIPV-Systemen.

Bild 6.3.13b: Beispiele für Aufhänge- und Haltesysteme bei BIPV-Systemen.

Bei allzu sorgloser konstruktiver Verankerung von Modultragschienen in bestehende Sparren, beim Anschroten von Ziegeln auf Scheunen oder beim Durchbohren von Sandwichpanellen und brüchigen Eternitplatten zur Befestigung von Stockschrauben können Solarteure wegen Verstössen gegen die Regeln der Baukunde zur Verantwortung gezogen werden.

Die Leistungsmerkmale von Steildachsystemen unterscheiden sich in den Bereichen:

  • Wasserführende und nicht wasserführende Systeme bzw. Indach- und Aufdachlösungen.
  • Kristalline Standardmodule mit 40 bis 60 Zellen von 1,0 bis 1,6 m2 Fläche und 185 bis 350 Wp Leistung.
  • Dünnschichtmodule von rund 1 m2 Fläche mit 90 bis 175 W Leistung.
  • Mehrseitig gerahmte oder ungerahmte Module.
  • Modulgrösse auch in halbierter Länge oder Höhe standardmässig verfügbar.
  • Porträt- oder Landscape-Montage (hochkant oder quer liegend).
  • Sichtbare oder unsichtbare Modulbefestigungen bzw. Modulhalterungen.
  • Nur Kreuzfugen möglich oder auch versetzte Fugen.
  • Schneelastfähigkeit 5’400 oder 7’200 Pascal (hochalpiner Einsatz möglich).
  • Hagelwiderstandsklasse bis Kat. HW 4 (entspricht Hagelkörnern bis 40 mm Durchmesser).
  • Integrierbarkeit von dachbündig einbaubaren Dachfenstern.
  • Integrierbarkeit von Thermokollektoren und Hybridmodulen.

Montagearten und Systeme für Flachdächer

Auf Flachdächern werden PV-Systeme in den meisten Fällen aufgeständert, was eine Berücksichtigung der gegenseitigen Beschattung verlangt. Dachparallele Lösungen haben sich wegen Verschmutzungsproblemen, Schnee sowie Zugänglichkeit für Wartung und Unterhalt in Europa nicht durchgesetzt. Neigungen von knapp unter 5° sind mit rahmenlosen Module realisierbar.

Integrierte PV-Module und Flachkollektoren sind in Steildächern mit Dachfenstern, Kaminen oder Dummy-Modulen in Sonderformen kombinierbar. Zu achten ist auf ein intaktes Unterdach, gute Hinterlüftung, Kabelführung ohne enge Radien sowie Auswechselbarkeit der Komponenten. Bei sorgfältiger Planung und fachgerechter Ausführung führen dachintegrierte PV-Systeme zu einer homogenen Gesamtwirkung.
Bild 6.3.14: Integrierte PV-Module und Flachkollektoren sind in Steildächern mit Dachfenstern, Kaminen oder Dummy-Modulen in Sonderformen kombinierbar. Zu achten ist auf ein intaktes Unterdach, gute Hinterlüftung, Kabelführung ohne enge Radien sowie Auswechselbarkeit der Komponenten. Bei sorgfältiger Planung und fachgerechter Ausführung führen dachintegrierte PV-Systeme zu einer homogenen Gesamtwirkung.

Anfänglich wurden PV-Anlagen (ähnlich wie Kollektoren) auf Flachdächern rein nach Süden ausgerichtet und 17° bis 20° aufgeständert. Dies hatte sowohl ausgeprägte Mittagsspitzen als auch hohe Erträge zur Folge. Eine weitere Konseqeunz von steilen Südaufständerungen war eine eingeschränkte Dachbelegung, weil die Module zur Verhinderung ihrer Eigenbeschattung weit auseinandergerückt wurden.

Neuerdings verlangen die Elektrizitätswerke (vorab in Deutschland) über Mittag die Abschaltung von PV-Anlagen, wenn zuviel Wind- und Solarstrom im Netz ist. Heute setzen sich darum vermehrt ost-west-orientierte Flachdachaufbauten mit Neigungswinkeln um 10° durch. Gegenüber Südanlagen kann damit, bei gleicher Neigung, auf derselben Fläche, bis zu 20 % mehr Leistung installiert werden. Dabei wird der Solarstrom homogener über den Tagesverlauf verteilt eingespeist. Zwar sinkt der spezifische Energieetrag bei Ost-West-Anlagen um rund 5 % unter jenen einer reinen Südanlage. Da aber bei Ost-West-Anlagen mehr Leistung mit einfacheren Konstruktionen installierbar ist, wird jährlich deutlich mehr Energie auf derselben Fläche zu geringeren Kosten produziert.

Die Hauptunterscheide von Flachdachlösungen gegenüber Steildächern sind:

  • Modul-Neigungswinkel und Modulausrichtung können unabhängig von einer vorgegebenen Dachneigung frei gewählt werden.
  • Modulreihen werden zur Verschattungsminimierung mittels Gängen unterteilt, die für die Montage und auch bei Wartungsarbeiten, Störungssuche, Reinigungszwecke einen guten Zugang gewähren.
  • Unterkonstruktionen werden als Gestelle, Wannen oder Abkantkonstruktionen entweder fest mit dem Flachdach verschraubt/vernietet und/oder mit Betonsteinen, Kies bzw. Schotter ballastiert.
  • Freie Aufständerung begünstigt gute Hinterlüftung der PV-Module; die optimierte Wärmeabfuhr bewirkt bessere Modulkühlung und diese erhöht den Modulwirkungsgrad.
  • Zur Verschattungsminimierung nowendige Modul-Aufständerungen reduzieren gegenüber Steildachlösungen die pro Fläche installierbare Leistung.
  • Modul-Aufständerungen erhöhen die Windanfälligkeit und bewirken, dass sich abrutschender Schnee zwischen Modulreihen anhäuft und diese verschattet. In Berggebieten werden Modulständer manchmal aufgestelzt, was die Konstruktionen verteuert, kompliziert und unansehnlich werden lässt.
Bild 6.3.15: Flachdachsysteme sind als Standort für Solaranlagen ideal. Je nach Orientierung der Solarmodule und allenfalls überlagerten Anforderungen (z.B. Extensivbegrünung) kommen «hoch» aufgeständerte oder nur mit geringer Neigung verlegte PV-Elemente infrage.

6.3.5 Weiterführende Informationen

  • «Wie erreichen wir die Energiewende konkret?»; Josef Jenni; Eigenverlag Jenni Energietechnik; Oberburg bei Burgdorf 2015
  • «Integrale Solararchitektur – Ästhetisch herausragende Bauten als Energieerzeuger»; MINERGIE Schweiz und Bundesamt für Energie; Bern 2015
  • «Regenerative Energiesysteme – Technoologie – Berechnung – Simulation»; Volker Quaschning; Hanser Verlag; München 2013
  • «Solararchitektur für Europa»; Astrid Schneider; Birkhäuser Verlag; Basel – Bosten – Berlin 1996
  • «Photovoltaik – Strom ohne Ende»; Thomas Seltmann; Verlag Solarpraxis; Berlin 2009
  • «Photovoltaik in Gebäuden – Handbuch für Architekten und Ingenieure»; Heinz Hullmann; Fraunhofer IRB Verlag, Stuttgart 2000
  • «Gebäudeintegrierte Photovoltaik –Architektonische Integration der Photovoltaik in die Gebäudehülle»; Ingo B. Hagemann; Verlag Rudolf Müller; Köln 2002
  • «Designing with Solar Power – a source book for building integratiod Photovoltaics (BIPV)»; Deo Prasrad & Mark snow; University of South Wales; The images publishing group 2005
  • Merkblätter von SWISSOLAR Nr. 1 bis 11, Schweizerischer Fachverband für Solarenergie, Zürich, 2014
    • KEV und Einmalvergütung• Projektablauf
    • Erdung, Blitz- und Überspannungsschutz
    • Versicherungen
    • Vorsorge für allfällige Feuerwehreinsätze
    • Sammlung von anwendbaren Vorschriften
    • Netzanschluss
    • Abnahme- und Inbetriebnahmeprotokoll sowie Mess- und Prüfprotokoll
    • Kantonale und eidgenössische Steuerpraxis
    • Recycling und Entsorgung von PV-Modulen
    • Ökobilanz der Stromerzeugung durch Photovoltaik
Bei PV-Anlagen auf Flachdächern sind die Designmerkmale und Systemunterschiede augenfällig.
Bild 6.3.16: Bei PV-Anlagen auf Flachdächern sind die Designmerkmale und Systemunterschiede augenfällig.

6.3.6 Simulationssoftware, Design-Tools und Links

  • «Polysun»; Berechnungstool für die Bereiche Solarthermie, Photovoltaik, Wärmepumpen und Geothermie; http://www.velasolaris.com
  • «T Sol 5»; Dynamisches Simulationsprogramm zur Auslegung und Optimierung von thermischen Solaranlagen; http://www.valentin-software.com
  • «Solar Toolbox»; Online-Solarthermie- & Photovoltaik-Berechnung; http://www.solar-toolbox.ch
  • «PV Sol Premium»; Dynamisches Simulationsprogramm mit 3D-Visualisierung und detaillierter Verschattungsanalyse für netzgekoppelte PV-Anlagen; http://www.valentin-software.com
  • «PVGIS»; Gratis-Tool zur Berechnung von Ertragsprognosen; http://www.photovoltaik-web.de

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2018-10-10T16:14:38+00:00
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