8.5.1 Energetische Bedeutung

Fotovoltaik (PV) hat sich von einer hochsubventionierten zu einer konkurrenzfähigen Stromquelle entwickelt. In den meisten äquatornahen Ländern ist PV heute die günstigste Stromproduktionstechnologie. PV dürfte mittelfristig nach der Wasserkraft zur wichtigsten Stromquelle der Schweiz werden. Das Dächerpotenzial (rund 50 TWh Stromproduktion) und das Fassadenpotenzial (17 TWh Stromproduktion) könnten den Schweizer Strombedarf in der Jahresbilanz decken. Die stromproduzierende Gebäudehülle wird somit bei Neubauten genauso wie die Wärmedämmung zur Selbstverständlichkeit. Mit PV alleine wird sich allerdings die Stromlücke insbesondere im Winter nicht schliessen lassen.

8.5.2 Dimensionierungsüberlegungen

Die Dimensionierung von PV-Anlagen unterscheidet sich grundsätzlich von der Dimensionierung einer Heizung oder einer Solarthermieanlage. Sie richtet sich weniger nach dem Bedarf im Gebäude, sondern stärker nach dem Potenzial des Gebäudes. Der Transport von Strom ist so effizient, dass es technisch gesehen keine grosse Rolle spielt, ob er im eigenen Gebäude oder im Nachbargebäude produziert wird.

Finanziell betrachtet ist die Dimensionierung etwas komplizierter. Eigenverbrauchter Solarstrom ist in fast allen Projekten profitabel, während die Einspeisung von Solarstrom meist noch ein Verlustgeschäft ist. Es gilt also, einen Mittelweg zu finden: Ist die PV-Anlage zu gross dimensioniert, nimmt der Eigenverbrauchsanteil ab, ist sie zu klein, werden die Fixkosten und damit die Stromgestehungskosten unattraktiv hoch (Bild 8.11). Oft ist das Optimum jedoch recht breit. Insbesondere beeinträchtigt eine nach dem Eigenverbrauch überdimensionierte PV-Anlage die Wirtschaftlichkeit kaum, da die zusätzlichen PV-Module die Anlage nur unwesentlich teurer machen. Damit ist es in den wenigsten Fällen sinnvoll, eine besonders kleine Anlage zu bauen.

Bild 8.11 Renditeoptimierung einer PV-Anlage

8.5.3 Ausrichtung der PV-Module

Früher wurden die Module zur Ertragsoptimierung meist nach Süden ausgerichtet. Weil die Module heute so günstig geworden sind, lohnt sich dieser Aufwand meist nicht mehr. Es wird deshalb empfohlen, die Module gestalterisch möglichst optimal dem Gebäude anzupassen. In Bild 8.12 kann abgelesen werden, wie eine nicht optimale Ausrichtung der Module den Energieertrag beeinflusst.

Mit einer Modulneigung von mindestens etwa 10° wird eine genügende Selbstreinigung bei Regen erreicht. Heute werden oft eine Ost-West-Ausrichtung (teils Ost, teils West) und eine Neigung von 10° verwendet. Dies erlaubt, eine Flachdachfläche optimal auszunutzen. Bei wesentlich grösserer Modulneigung, z. B. auf einem Satteldach, kann mit einer Ost-West-Anlage ein gleichmässigerer Energieertrag über den Tag erreicht werden.

Hingegen haben nach Süden geneigte PV-Module einen deutlich höheren Winterstromertrag als quasihorizontale oder solche mit Ost-West-Ausrichtung.

An schneereichen Lagen und bei auf Winterertrag optimierten Anlagen ist es wichtig, dass der Schnee gut abrutschen kann.

Bild 8.12 Jährliche hemisphärische Einstrahlung QG auf geneigte Fläche für Bern (1991–2010) in kWh/m2 (Datenquelle: Meteonorm, Grafik: Christof Bucher)

8.5.4 Abschätzung des Energieertrags

Die Momentanleistung und der jährliche Energieertrag einer PV-Anlage sind in erster Näherung linear abhängig von der Sonneneinstrahlung. Diese variiert von Tag zu Tag sehr stark, ist aber über die Jahre mit einer Standardabweichung von rund 5 % deutlich konstanter als z.B. die Variation der Niederschläge, welche bei rund 15 % liegt.

Der Ertrag einer PV-Anlage kann wie folgt abgeschätzt werden:

E  jährlicher Elektrizitätsertrag in kWh
A  Modulfläche in m2
ηmod  Modulwirkungsgrad unter Standardbedingungen
QG  jährliche hemisphärische Einstrahlung auf die geneigte Fläche in kWh/m2
fPR  Korrekturfaktor (Performance Ratio)

Die normierte DC-Leistung PSTC wird unter Standard-Testbedingungen (STC) ermittelt, d. h. bei einer Einstrahlung von 1000 W/m2, einer Zelltemperatur von 25 °C und einer Air Mass von 1,5.

PSTC normierte DC-Leistung in W (oft fälschlicherweise als Watt-Peak Wp bezeichnet)

Daraus ergibt sich die einfache Energieertragsformel

Der Korrekturfaktor fPR, genannt Performance Ratio, ist in erster Näherung standortunabhängig und bewegt sich bei einer neuen Anlage im Bereich von 80% bis 85%. Im Verlauf der Lebensdauer der Anlage nimmt die Performance Ratio um rund fünf Prozentpunkte ab. Die Einstrahlung QG für das Schweizer Mittelland kann in Bild 8.12 abgelesen werden. Simulationen mit dem kostenlosen Solarrechner [Sol] erlauben auch, monatliche Erträge zu ermitteln.

8.5.5 PV-Module

PV-Module als Massenprodukt gehören heute mit Grosshandelspreisen von unter 50 CHF/m2 zu den günstigen Materialien in der Baubranche. Die Wirkungsgrade sind in der Vergangenheit kontinuierlich gestiegen und liegen heute typischerweise im Bereich von 18 % bis 20 %. Die Module lassen sich in folgende Kategorien einteilen:

  • Standardmodule: Massenware, meist aus asiatischer Produktion. Tiefe Kosten bei guter Qualität. Abmessungen ungefähr 1 m x 1,65 m. Farbe schwarz oder bläulich. Mit Aluminiumrahmen oder rahmenlos. Für Fassaden nur bedingt geeignet.
  • Semi-Standardmodule: Meist aus europäischer Produktion und für eine bestimmte Anwendung optimiert (z.B. Gebäudeintegration). Werden oft als Gesamtsystem inkl. Montagestruktur angeboten. 2 bis 3 mal teurer als Standardmodule.
  • Sondermodule: Massangefertigte Module, meist aus europäischer Produktion. Form und Farbe frei wählbar. Produkte werden individuell für ein Projekt angefertigt. 5 bis10 mal teurer als Standardmodule.

Auf Flachdächern und ästhetisch weniger anspruchsvollen Schrägdächern werden meist Standardmodule eingesetzt. Für die Gebäudeintegration in Schrägdächer und Fassaden kommen vorzugsweise Semi-Standardmodule zum Einsatz, während die Sondermodule speziellen Bauten vorbehalten sind. Aluminiumrahmen vereinfachen den Transport und die Installation, zudem bieten sie dem Modul im Betrieb einen gewissen Schutz vor mechanischen Einflüssen. Die Rahmung hat jedoch ästhetische Nachteile und reduziert den Selbstreinigungseffekt, da sich am Modulrahmen eine Schmutzkante bilden kann. Für ästhetisch anspruchsvolle Anlagen (Gebäudeinte-gration) sowie gering geneigte Anlagen (weniger als 10° Neigungswinkel) werden deshalb vorzugsweise unge-rahmte Module, auch Laminate genannt, verwendet.

8.5.6 Wechselrichter

Oft wird die Wechselrichterleistung deutlich geringer gewählt als die DC-Leistung, da die Leistungsspitzen einer PV-Anlage energetisch nicht relevant sind. Über 97 % des Energieertrags werden unterhalb von 70 % der DC-Leistung produziert. Mit einer geringeren Wechselrichterleistung können auch die Zuleitungskabel, die Sicherungen und die Hausanschlussleistung geringer dimensioniert werden. Das Bild 8.13 zeigt den Ertragsverlust bei reduzierter Wechselrichterleistung.

Bild 8.13 Ertragsverlust in Abhängigkeit des Nennleistungsverhältnisses AC/DC (Datenquelle: Meteonorm, Berechnung und Grafik: Basler & Hofmann AG)

Verschiedene Wechselrichter unterscheiden sich hinsichtlich Funktionalität nur wenig. Ein Wechselrichter übernimmt typischerweise folgende Funktionen:

  • Er betreibt die PV-Module im maximalen Leistungspunkt (MPP) resp. ausserhalb des MPP, wenn die Wirkleistung abgeregelt werden soll.
  • Er wandelt den Gleichstrom der PV-Module in netzkonformen Wechselstrom um.
  • Er schützt und stützt das Netz: Diverse Funktionalitäten sind vorgeschrieben [EN 50549-1] und standardmässig im Wechselrichter enthalten.
  • Er bietet diverse Kommunikationsschnittstellen. Die meisten Wechselrichter können entweder direkt oder mit einem zusätzlichen Kommunikationsmodul am Internet und an anderen Kommunikationssystemen angeschlossen werden.

Die Wechselrichter betreiben die PV-Module in ihrem maximalen Leistungspunkt (Maximum Power Point, MPP). Dieser unterscheidet sich innerhalb eines Modulfelds in Abhängigkeit von Ausrichtung sowie Beschattungssituation der Module. Bei der Wahl des Wechselrichters soll deshalb beachtet werden, dass Module, welche unterschiedlichen Einstrahlungen ausgesetzt sind, möglichst an unterschiedliche MPP-Tracker angeschlossen werden. Die meisten Wechselrichter verfügen über ein bis drei MPP-Tracker.

8.5.7 Systemaufbau und elektrischer Anschluss

Ein typisches Übersichtsschema ist in Bild 8.14 gegeben. Für die Elektroinstallationen ist die Niederspannungs-Installationsnorm (NIN) zu beachten. Einige Besonderheiten für PV-Anlagen werden im Folgenden beschrieben:

Gleichstromkabel (DC-Kabel)

Weil von DC-Kabeln zwischen PV-Modulen und Wechselrichter eine höhere Gefährdung ausgeht als von Wechselstromkabeln, ist deren Qualität und Installation ein besonderes Augenmerk zu schenken. Es sollen grundsätzlich doppelt isolierte Einzelleiter verwendet werden, und die Kabelverlegung soll mit einem erhöhten Schutz vor mechanischen Einflüssen erfolgen.

Generatoranschlusskasten (GAK)

Oft können die DC-Kabel direkt am Wechselrichter angeschlossen werden. Wenn aber z.B. die Kabel beim Gebäudeeintritt mit einem Überspannungsableiter (SPD) geschützt werden sollen, wird ein GAK benötigt. Dieser beinhaltet typischerweise die Überspannungsableiter und einen DC-Schalter. Oft werden im GAK die einzelnen Strangleiter parallelgeschaltet und als DC-Hauptleitung zum Wechselrichter geführt.

Blitzschutzsystem und Potenzialausgleich

Parallel zu den DC-Leitungen ist jeweils ein Potenzialausgleichsleiter von mindestens 10 mm2 zu führen. Ist ein Gebäude mit einem Blitzschutz versehen, so ist die PV-Anlage in dieses einzubinden. Das heisst, dass das Montagesystem mit dem äusseren und meist auch mit dem inneren Blitzschutz verbunden wird (kein getrenntes System) und dass beim Gebäudeeintritt Überspannungsableiter installiert werden müssen. Falls kein Blitzschutzsystem vorhanden ist und die Leitungen kürzer als 30 m sind (in der Südschweiz mit höherer Gewitterwahrscheinlichkeit 20 m), kann auf Überspannungsableiter verzichtet werden. Details dazu sind in der NIN beschrieben.

Wechselstrominstallation (AC-Installation)

Die AC-Installation unterscheidet sich nicht wesentlich von der AC-Installation eines Verbrauchers gleicher Leistung wie der Wechselrichter. Dass der Leistungsfluss in die umgekehrte Richtung verläuft, hat keinen Einfluss auf die Installation. Der Wechselrichter trägt kaum zur Kurzschlussleistung bei. Die Dimensionierung von Schalter und Sicherungen erfolgt nach den gleichen Regeln wie bei Verbrauchern derselben Leistung.

Trenner und Schalter

Der Wechselrichter muss sowohl auf der AC- wie auch auf der DC-Seite mit einem Schalter freigeschaltet werden können. Dabei ist der DC-seitige Schalter meistens in den Wechselrichter integriert, während der AC-Schalter extern angebracht werden muss. Sogenannte «Feuerwehrschalter» (fernauslösbare DC-Schalter) sind nicht vorgeschrieben und nur in wenigen Fällen zweckmässig.

Netz-Anlageschutz (NA-Schutz)

Bei Stromausfall oder grossen Frequenz- oder Spannungsabweichungen müssen sich Wechselrichter vom Netz trennen. Die entsprechenden Funktionen müssen in jedem Wechselrichter vorhanden sein. Einige Netzbetreiber verlangen für grössere Anlagen, dass Spannung und Frequenz zentral gemessen werden und die PV-Anlage bei Grenzwertverletzungen mit einem zusätzlichen Schalter vom Netz getrennt wird.

Messeinrichtungen

Die Stromproduktion muss gemessen werden. Bei PV-Anlagen mit weniger als 30 kVA Wechselrichterleistung ist es jedoch ausreichend, nur die Überschussproduktion zu messen. Auf einen Produktionszähler kann somit verzichtet werden. Bei mehr als 30 kVA müssen die Ertragsdaten monatlich an Swissgrid gesendet werden (Herkunftsnachweisverordnung), was einen elektronischen Zähler mit Lastgangerfassung für die PV-Anlage erforderlich macht.

Weil heute praktisch alle PV-Anlagen als Eigenverbrauchsanlagen realisiert werden, erfolgt die Einspeisung meistens auf das gemessene Haus- oder Arealnetz. Der vorliegende Bezügerzähler muss entsprechend bi-direktional sein, damit er die Rückspeisung ins Stromnetz erfassen kann. Die jeweils gültigen Anforderungen an die Messeinrichtungen sind mit dem zuständigen Verteilnetzbetreiber zu klären.

Anschlusspunkt

Die PV-Anlage kann an verschiedenen Orten im Gebäude ans Netz angeschlossen werden. Gerade bei grösseren Bauten lohnt es sich, den Anschluss- oder Einspeisepunkt sorgfältig zu wählen. Folgende Anschlusspunkte sind möglich:

  • Unterverteilung: Technisch und wirtschaftlich ist dies oft der ideale Anschlusspunkt, da weniger Kabel verlegt werden müssen. Nachteilig kann die Energiemessung sein, welche dann ebenfalls dezentral erfolgen muss. Ebenfalls nachteilig ist die unübersichtliche Elektroinstallation. In der Hauptverteilung lässt sich die PV-Anlage nur gemeinsam mit der ganzen Unterverteilung ausschalten.
  • Hauptverteilung: Dies ist der am häufigsten verwendete Einspeisepunkt. Oft führt er zu langen und parallelen Kabelwegen, dafür ist das Elektroschema übersichtlicher. Eine spätere Anpassung des Anschlusses (z.B. Einspeisung auf eine andere Verbrauchergruppe) ist relativ einfach möglich.

Bild 8.14 Vereinfachtes Elektro-Übersichtsschema einer PV-Anlage mit Eigenverbrauchsregler

  • Extern: Diese Variante wurde früher teilweise gewählt, um die Energie einer PV-Anlage auf einem Areal in das externe Stromnetz einspeisen und verkaufen zu können. Mit zunehmenden Eigenverbrauchsschemen sowie flexiblen Smart-Metern und virtuellen Zählpunkten wird dieser Anschlusspunkt heute jedoch kaum mehr gewählt.

8.5.8 Planungshinweise

Die Planung einer PV-Anlage ist ein interdisziplinärer Prozess. Der PV-Planer muss sich mit den anderen Gewerken absprechen und gleichzeitig diverse administrative Abläufe initiieren und begleiten. Dabei ist es ein wesentlicher Unterschied, ob eine PV-Anlage in einem grösseren Gesamtprojekt mit Architekt und Fachplaner realisiert wird oder ob es sich um einen reinen PV-Anlagenbau ohne Architekt und Fachplaner handelt.

Dachlayout und Absturzsicherung

Die Anordnung der PV-Module ist von allerlei Randbedingungen geprägt:

  • Das Dachlayout soll ästhetisch ansprechend sein. Es soll beispielsweise eine gewisse Regelmässigkeit aufweisen.
  • Die PV-Module sollen weder sich gegenseitig beschatten noch von anderen Objekten beschattet werden. Beschattungen haben immer einen überproportionalen Einfluss auf den Energieertrag.
  • Objekte, welche kontrolliert werden müssen, sollen zugänglich bleiben (bei Flachdächern insbesondere der Dachrand und die Abläufe). Bei Steildächern wird eine eingeschränkte Zugänglichkeit des Dachs meist hingenommen, da für Reparaturen am Dach ohnehin Baustelleninstallationen notwendig sind.

Auf Dächern wird grundsätzlich eine Absturzsicherung benötigt. Oft wird diese in Form von einem umlaufenden Seil in 2,5 Metern Abstand zum Dachrand, bei Steildächern auch mit Einzelanschlagspunkten gebaut. Diese Massnahmen sind jedoch in der Bedienung recht aufwendig und werden deshalb, trotz Vorschrift, vom Wartungspersonal oft nicht eingesetzt. Es gehört deshalb zur guten Planung, eine PV- Anlage so zu bauen, dass man sich zu Wartungszwecken gar nicht erst in besonders absturzgefährliche Bereiche begeben muss. Detaillierte Informationen hierzu stellt die SUVA zur Verfügung.

Gründach

Ökologisch ist die Kombination von PV und Gründach wertvoll. Beim Bau und Betrieb sind jedoch einige Punkte zu beachten:

  • PV-Module auf einem Gründach beschatten das Gründach und reduzieren das Austrocknen des Dachs. Dadurch werden die Biodiversität und das Pflanzenwachstum gefördert. Nachteilig ist, dass damit auch der Unterhaltsaufwand (Zurückschneiden des Grünbewuchses) steigt. Die PV-Module sollten deshalb immer einen angemessenen Abstand zum Dachsubstrat aufweisen (ca. 40 cm). Alle Dachbereiche sollen zu Unterhaltszwecken gut zugänglich sein.
  • Sowohl im Bau als auch im Betrieb sind PV-Anlagen auf Gründächern rund 5–10 % teurer als PV-Anlagen auf Kiesdächern.

PV-Fassaden

Die Planung von PV-Anlagen in der Fassade weist gegenüber einer Dachanlage eine deutlich höhere Komplexität auf, insbesondere:

  • Hohe ästhetische Anforderungen bei einem deutlich geringeren Modulangebot.
  • Einschränkungen bei Sonderanfertigungen (kleiner Markt, hohe Kosten, je nach Hersteller unterschiedliche technische Limitierungen).
  • Höhere statische Anforderungen an das Gesamtsystem.
  • Kabelführung in der Fassade.
  • Zugänglichkeit resp. Austauschbarkeit von defekten Modulen im Betrieb.
  • Diverse Details wie Randabschlüsse, Kleintierschutz, Hinterlüftung, Wärmebrücken, Beschattung.

Eigenverbrauch

In einer Vorstudie oder im Vorprojekt zu einer PV-Anlage soll der erwartete Eigenverbrauchsanteil abgeschätzt werden. Meistens sind die dafür benötigten Informationen jedoch unvollständig. Gut zu wissen ist deshalb, dass sich der Eigenverbrauchsanteil bei vielen Verbrauchern in einem recht engen Band bewegt. Sind Abschätzungen für den Energieertrag der PV-Anlage sowie für den Energiebedarf des Gebäudes verfügbar, so kann mithilfe von Bild 8.15 eine erste Abschätzung für den Eigenverbrauchsanteil gemacht werden. Interessant ist dabei, dass der Solarstromanteil (d.h., die Jahresproduktion dividiert durch den Jahresverbrauch) die wichtigste Grösse für die Eigenverbrauchsberechnung ist. Das Verbraucherprofil spielt eine geringere Rolle.

In vielen Projekten soll der Eigenverbrauchsanteil optimiert werden. Dies ist finanziell meistens jedoch nur dann interessant, wenn diese Optimierung günstig gemacht werden kann. Batteriespeicher sind z.B. meist zu teuer. Für die Eigenverbrauchsoptimierung kommen darum insbesondere folgende Massnahmen infrage:

  • Solaroptimierte Ansteuerung von Wärme- und Kälteerzeugern. Bei PV-Anlagen, welche im Verhältnis zu den Verbrauchern grosszügig dimensioniert sind, kann sich hierzu eine Vergrösserung des Wärmespeichervolumens lohnen.
  • Solaroptimiertes Laden von Elektrofahrzeugen.

Bild 8.15 Eigenverbrauchsanteil für verschiedene Verbraucher (Quelle: Basler & Hofmann AG)

Die Eigenverbrauchsoptimierung kann in eingeschränkter Form über standardmässig im Wechselrichter integrierte Relais, über Eigenverbrauchsregler oder über ein Gebäudeleitsystem gelöst werden. Bild 8.14 zeigt hierzu eine typische Anordnung.

Falls elektrische Speicher in Zukunft noch deutlich günstiger installiert werden können und falls auch kleinere Endverbraucher Leistungstarife für den Strom bezahlen müssen, wird der Einsatz von Batterien interessant. Mit einem Batteriespeicher lässt sich der Eigenverbrauchsanteil erhöhen, z.B. im Wohnbereich von 30 % auf 60 %.