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HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 3 PHOTOVOLTAIK 3.1 Einsatzbereiche, Markt- und wirtschaftliche Rahmenbedingungen 3.1.1 Photovoltaik Einsatzbereiche Unter Photovoltaik (PV) versteht man die direkte Umwandlung von solarer Einstrahlung in...

HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 3 PHOTOVOLTAIK 3.1 Einsatzbereiche, Markt- und wirtschaftliche Rahmenbedingungen 3.1.1 Photovoltaik Einsatzbereiche Unter Photovoltaik (PV) versteht man die direkte Umwandlung von solarer Einstrahlung in elektrische Energie. Die Technologie wurde bereits in den 1950er Jahren entwickelt und galt Jahrzehnte lang als ineffizient und teuer. Erst in den 2010er Jahren entwickelte sich die Photovoltaik zu einer Technologie, die in vielen Bereichen zum Einsatz kommt (siehe Abbildung 3-1). Begleitet und auch begünstigt wurde diese Entwicklung von einem rasanten Preisverfall und einer deutlichen Erhöhung der Produktionskapazitäten, welche die Basis für einen breiten Einsatz der PV- Technologie sind. Abbildung 3-1: Einsatzbereiche von PV Zellen zur Stromversorgung Die Basis von PV-Anlagen (siehe Abbildung 3-2) bilden die PV Module, welche die solare Einstrahlung in Gleichstrom umwandeln. Da elektrische Verbraucher üblicherweise mit Wechselstrom arbeiten, muss dieser Gleichstrom mit einem Wechselrichter in Wechselstrom umgewandelt werden. Wenn der durch die PV-Anlage erzeugte elektrische Strom im Haushalt nicht unmittelbar verbraucht werden kann, besteht die Möglichkeit diesen in elektrischen Speichern zu speichern. Gebäudeautomatisation bzw. aktive Verbrauchersteuerung können dazu beitragen den durch die PV-Module erzeugten Strom zu einem höheren Ausmaß selbst zu nutzen. Überschussstrom wird üblicherweise in das öffentliche Netz eingespeist, für die Erfassung der eingespeisten Energie werden Smart Meter verwendet, die neben der Einspeisung auch den Strombezug aus dem öffentlichen Netzt erfassen können. Eine Anlagenüberwachung kann mittels Einstrahlungssensoren bzw. zugehörigen Datenloggern erfolgen. Damit werden neben den Einstrahlungs- oder auch Klimadaten (Temperatur usw.) auch die erzeugte Energiemenge (meist als 15 Minuten Mittelwert) erfasst. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 69 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-2: Photovoltaikanlage - Funktionsweise und Komponenten 3.1.2 Betreibermodelle, Netzeinspeisung und Inselbetrieb Bei PV-Anlagen unterscheidet man zwischen Anlagen mit Netzeinspeisung und Anlagen im Inselbetrieb (z.B. zur Versorgung von abgelegenen Gebäuden). Bei Anlagen zur Netzeinspeisung wird die erzeugte elektrische Energie teilweise oder vollständig ins elektrische Netz eingespeist (siehe Abbildung 3-4). Inselsysteme sind nicht mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden und bilden ein lokales, begrenztes Stromnetz (siehe Abbildung 3-4). Wechsel- Öffentliches PV Module richter Verbraucher Netz AC ≈ DC = Abbildung 3-3: Blockschaltbild PV Anlage zur Netzeinspeisung Lade- Wechsel- PV Module regler richter Verbraucher DC AC = ≈ DC DC = = Batterie Abbildung 3-4: Blockschaltbild PV Inselsystem Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 70 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Bei Anlagen zur Netzeinspeisung unterscheidet man grundsätzlich zwei Betreibermodelle, die im Wesentlichen von der Anlagengröße bzw. den jeweils geltenden gesetzlichen bzw. förderungstechnischen Bedingungen abhängig sind. Bei Anlagen mit Volleinspeisung (siehe Abbildung 3-5, links) wird der gesamte produzierte PV- Strom direkt in das öffentliche Netz eingespeist, ohne dass es zur Eigennutzung kommt. Dieses Betreibermodell wird üblicherweise für größere Anlagen angewendet. Bei diesem Betreibermodell erhält der Errichter üblicherweise keine Investitionsförderung, jedoch wird dem Betreiber ein geförderter Ökostromtarif mit einer begrenzten Laufzeit für die eingespeiste Energiemenge gewährt. Die Regulierung der Tarife erfolgt in Österreich durch das Ökostromgesetz mit zugehörigen Verordnungen. Die Abwicklung und Ausbezahlung der Vergütung übernimmt die Abwicklungsstelle für Ökostrom AG (OeMAG). Nach Ablauf des geförderten Einspeisetarifs können die Anlagen weiter betrieben werden und der produzierte Strom kann am freien Ökostrommarkt verkauft werden. Seit dem Jahr 2021 gilt das Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz nach dem der Zuschlag für Anlagenbetreiber nach einem Bieterverfahren erteilt wird. Betreiber, die einen Zuschlag erhalten, wird ein garantierter Mindesttarif für die Stromeinspeisung gewährt. Kommt es zu einem niedrigerem bzw. höherem Ökostromtarif im Vergleich zum genehmigten Mindesttarif erfolgen Ausgleichszahlungen durch bzw. an die OeMAG. Das Betreibermodell der Überschusseinspeisung (siehe Abbildung 3-5, rechts) kommt üblicherweise bei kleineren Anlagen zur Anwendung. Dabei wird der produzierte PV- Strom primär im eigenen Haushalt verbraucht. Der Anlagenbetreiber schließt einen Vertrag mit dem (lokalen) Energieversorger für Strombezug und Überschussstromeinspeisung ab. Überschussstrom, der nicht unmittelbar genutzt werden kann, wird in das öffentliche Netz eingespeist. Dafür wird jedoch oft seitens der Energieversorgungsunternehmen ein sehr geringer Tarif vergütet. Bei Anlagen mit Überschusseinspeisung wird oft eine Investitionsförderung durch Gemeinden, Länder oder Bund gewährt. Beim Betreibermodell der Überschusseinspeisung sollte auf eine Eigenverbrauchsoptimierung wert gelegt werden, die Gleichzeitigkeit von Produktion und Verbrauch sind für einen wirtschaftlichen Betrieb wesentlich. Elektrische Speicher können den Eigenverbrauchsanteil steigern. Bei Anlagen mit Überschusseinspeisung besteht die Möglichkeit zur Gründung von Erneuerbaren-Energie-Gemeinschaften (EEG), im Rahmen derer Verbraucher in derselben Netzebene, angeschlossen an die selbe Trafostation, mit reduziertem Netznutzungsentgelt direkt versorgt werden können. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 71 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-5: Photovoltaikanlage - Betreibermodelle mit Netzeinspeisung: Volleinspeisung (links) und Überschusseinspeisung (rechts) 3.1.3 Rahmenbedingungen für die Entwicklung des PV- Marktes Zu den brancheninternen Faktoren am PV-Produktmarkt zählt vor allem die Konkurrenz der PV-Technologie mit Solarthermie im privaten Bereich. Bis in die 2010er Jahre war Solarthermie Stand der Technik und wurde flächendeckend eingesetzt, ab diesen Zeitpunkt gewinnt die PV- Technologie an immer größerer Bedeutung. Seither entwickelte sich der PV- Markt zum größten Wachstumsmarkt innerhalb erneuerbarer Energietechnologien (siehe Abbildung 3-6). Abbildung 3-6: Marktentwicklung Photovoltaik in Österreich (links) und Marktentwicklung Solarthermie in Österreich (rechts) 3.1.4 Kostenstruktur am PV- Markt Die Moduleinkaufspreise sind in der Zeit seit 2011 deutlich gesunken und haben sich mehr als halbiert. Die Preisentwicklung in Abbildung 3-7 zeigt eine klare Kostendegression in der der Tiefpunkt bereits erreicht scheint. Parallel zum gewichteten Moduleinkaufspreis hat such auch die Bandbreite der Einkaufspreise nach Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 72 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt unten entwickelt, was auf eine Stabilisierung des Marktes hindeutet. Ein weiterer wichtiger brancheninterner Faktor ist der deutliche Preisverfall durch wirtschaftlichen Druck aus dem asiatischen Markt und Überproduktion von Solarsilizium, der in Europa zu schwierigen wirtschaftlichen Verhältnissen für Produzenten und Anlagen- Errichtern geführt hat. Abbildung 3-7: Moduleinkaufspreise von Anlagenerrichtern Die Systempreise für schlüsselfertige Anlagen unterschiedlicher Leistungsklasse sind in Abbildung 3-8 ersichtlich. Deutlich erkennbar ist eine Kostendegression der spezifischen Systempreise mit steigender Anlagengröße. Systempreis 5 kWpeak PV- Anlage Systempreis 30 - 50 kWpeak PV- Anlage Systempreis ≥10 kWpeak PV- Anlage Leistung Mittlerer Mittlerer [kWpeak] Systempreis Systempreis [€/kWpeak] [%] 5 1.669 100 ≥10 1.347 80,7 30 - 50 817 49,0 Abbildung 3-8: Typische Systempreise für unterschiedliche PV- Anlagengrößen, inkl. Montage 3.2 Technologische Grundlagen Mittels PV- Zellen wird ein Teil des Spektrums der solaren Einstrahlung in elektrische Energie umgewandelt. In der Zelle laufen eine Reihe von physikalischen Prozessen ab, Grundlage für die Umwandlung ist die Halbleitertheorie, die in Folge erläutert wird. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 73 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-9 zeigt das Spektrum der solaren Einstrahlung. Nur ein geringer Teil dieser Einstrahlung bewegt sich im sichtbaren Bereich (Wellenlänge ca. 400 – 750 nm). Zusätzlich zu diesem Bereich besteht das Einstrahlungsspektrum aus ultravioletten (UV) und infraroter Strahlung (IR). Die Solarkonstante (E0), die eine Kennzahl für die gesamte auf die Erdatmosphäre treffende Strahlungsintensität darstellt, beträgt im Jahresmittel 1.367 W/m². Abbildung 3-9: Elektromagnetisches Strahlungsspektrum (links) und Spektrale Strahlungsintensität der Sonne (rechts) 3.2.1 Aufbau einer Solarzelle Solarzellen sind die Basiselemente für Solarmodule. Solarzellen bestehen neben der Halbleiterstruktur aus Metallkontakten, die auf diese Halbleiter aufgebracht werden (siehe Abbildung 3-10). Die Rückseite des Halbleiters ist durchgängig metallisiert. Dies bewirkt eine optimale Ableitung der Ladungsträger. Auf der Vorderseite der Zelle sind schmale Metallkontakte aufgebracht um einen möglichst hohen Anteil an Solarstrahlung zur Halbleiterstruktur zu befördern. Hier gilt es einen Kompromiss zwischen möglichst guter Ableitung von Ladungsträgern und möglichst geringer Abschattung der Halbleiterstruktur zu finden. Abbildung 3-10: Aufbau einer Solarzelle Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 74 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Man unterscheidet zwischen monokristallinen und polykristallinen Zellen. Diese beiden Zellentypen können auch optisch gut unterschieden werden. Monokristalline Zellen besitzen eine einheitliche Färbung der Halbleiterstruktur (in Abbildung 3-11 schwarz). Monokristalline Zellen können auch oft durch abgeschrägte Ecken erkannt werden (wie in Abbildung 3-11, links), da diese aus einem zylinderförmig gezüchteten Kristall geschnitten werden. Um den Verschnitt möglichst gering zu halten, werden oft die Ecken abgeschrägt. Polykristalline Zellen haben eine inhomogene Färbung der Halbleiterstruktur (siehe Abbildung 3-11, rechts). Bei beiden Zellentypen sind die Metallkontakte auf der Vorderseite erkennbar. Abbildung 3-11: Monokristalline und Polykristalline Zellen 3.2.2 Wechselwirkung Strahlung - Materie PV- Zellen bestehen aus Halbleiter- Materialien. Diese Halbleiter Materialien sind kristalline oder amorphe Festkörper, deren elektrische Leitfähigkeit in der Nähe des absoluten Nullpunktes der Temperatur verschwindet und mit zunehmender Temperatur stark ansteigt. Die Leitfähigkeit bei Umgebungstemperatur liegt zwischen der von Metallen und Isolatoren. Gebräuchlichster Halbleitergrundstoff ist Silizium, welches nach Sauerstoff das zweithäufigste Element der Erdkruste ist. Silizium besitzt einen kristallinen Aufbau. Als Element der 4. Hauptgruppe besitzt es 4 Außenelektronen, die mit vier anderen Atomen mittels Elektronenpaarbindung eine kristalline Struktur (Diamantgitter) bilden (siehe Abbildung 3-12). Si Si Si Si Atomkern Si Si Si Elektron Si Si Si Abbildung 3-12: Gitterstruktur von reinem Silizium Bei der Umwandlung von Strahlungsenergie in elektrische Energie kommt es zur Absorption von Photonen im Halbleitermaterial, die Bindungen in der kristallinen Struktur aufbrechen. Dadurch werden Elektronen als negative Ladungsträger Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 75 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt freigesetzt. Die aufgebrochenen Bindungen bleiben als Defektelektronen oder Löcher zurück und verhalten sich wie positive Ladungen. Die Beweglichkeit der Elektronen verringert sich durch Störstellen in der kristallinen Struktur und ansteigende Temperatur. Si Si Si Elektromagnetische Strahlung Si Atomkern Si Si Si Elektron Si Si Si Abbildung 3-13: Gitterstruktur von reinem Silizium - Umwandlung von Strahlungsenergie in elektrische Energie Dotieren von Halbleitern bedeutet, dass die Halbleiterkristalle gezielt mit Fremdatomen verunreinigt werden um die elektrischen Eigenschaften zu beeinflussen. Dabei unterscheidet man zwischen n- und p- Dotierung (siehe Abbildung 3-14). Bei der n- Dotierung (Dotierung mit Elementen der 5. Hauptgruppe, z.B. Phosphor) wird das 5. Außenelektron für eine stabile Bindung nicht benötigt und kann durch geringe Energiezufuhr abgespalten werden. Dadurch steht dieses Elektron zum Ladungstransport zur Verfügung (positiv geladene Raumladungszonen). Bei der p- Dotierung (Dotierung mit Elementen der 3. Hauptgruppe, z.B. Bor) kommt eine vierte Elektronenpaarbindung nicht zustande und das daraus entstehende Loch kann ein Elektron aufnehmen. Der Ladungstransport erfolgt vorwiegend durch positive Ladungsträger (negativ geladene Raumladungszonen). Si Si Si Si Si Si Si P+ Si Si B- Si Si Si Si Si Si Si n- Dotierung p- Dotierung Abbildung 3-14: Dotieren von Halbleitern 3.2.3 Zellkennlinie Abbildung 3-15 (a) zeigt den Zusammenhang der Zellenspannung (US) und des Zellenstroms (IS) einer PV Zelle in Abhängigkeit der solaren Einstrahlung. Wie in dieser Abbildung ersichtlich, ist vor allem der Zellstrom stark von der Höhe der solaren Einstrahlung abhängig. Die Zellspannung verändert sich nur unwesentlich mit der solaren Einstrahlung. Abbildung 3-15 (b) zeigt die Abhängigkeit von Zellenspannung (US) und Zellenstrom (IS) von der Zellentemperatur. Je höher die Zellentemperatur, desto geringer wird die Zellenspannung. Darin liegt der Grund, dass PV- Module Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 76 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt möglichst gut durch Hinterlüftung gekühlt werden sollen. Der Zellenstrom bleibt hingegen bei Temperaturerhöhung unbeeinflusst. Abbildung 3-15: Zellenkennlinie: a, Kennlinie Standard- Solarzelle für unterschiedliche Einstrahlung; b, Kennlinie Standard- Solarzelle für unterschiedliche Temperatur, nach Wesselak & Voswinckel Charakteristische Kennwerte einer PV-Zelle bzw. auch eines PV Moduls ist die Leerlaufspannung (UL) bzw. der Kurzschlussstrom (IK). Die Leerlaufspannung ist jene Spannung, die an den offenen Klemmen, ohne angeschlossenen Verbraucher, ansteht. Der Kurzschlussstrom ist jener Strom, der fließt, wenn die beiden Pole der Zelle bzw. des Moduls kurzgeschlossen werden. Diese beiden Werte haben für den realen Anlagenbetrieb zwar geringfügigere Bedeutung, charakterisieren jedoch die Zelle bzw. das Modul und werden daher auf Datenblättern angegeben. PV-Zellen bzw. Module produzieren Gleichstrom, daher kann die Zellen-/Modulleistung P aus der Spannung U multipliziert mit dem Strom I errechnet werden. In der Kennlinie des Moduls kann die Leistung P als Fläche dargestellt werden. Die Leistung hat den höchsten Wert im Maximum Power Point (MPP), in diesem Punkt ist die Fläche am größten. In jedem Einstrahlungs-/ Temperaturwert gibt es einen zugehörigen MPP. Es ist die Aufgabe des Wechselrichters durch MPP- Tracker diese Leistung zu maximieren. In der Leistungselektronik im nachgeschalteten Wechselrichter wird die Abnahme soweit anpasst, dass dem Modul die größtmögliche Leistung entnommen werden kann. Somit arbeitet das Modul auch mit höchstmöglichem Wirkungsgrad. In Abbildung 3-16 ist neben der Zellkennlinie auch der Leistungsverlauf (Sekundärachse) angegeben. Die Spannung UMPP und der Strom IMPP beschreiben den Betriebszustand mit maximaler Ausgangsleistung PMPP bzw. Wirkungsgrad. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 77 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-16: Zellenkennlinie und Maximum Power Point (MPP) Ein Gütekriterium für die Kennlinie einer PV- Zelle bzw. eines Moduls ist der Füllfaktor. Der Füllfaktor ist eine dimensionslose Kennzahl für den Wirkungsgrad. Er wird errechnet aus dem Verhältnis von optimaler Kennlinie (siehe Abbildung 3-17, grüne Fläche: Solarzelle als Gleichstromquelle bis zur Leerlaufspannung) und der realen maximalen Leistung im Maximum Power Point (MPP). Der Füllfaktor von kristallinen Zellen (mono- oder polykristallin) liegt zwischen 0,75 und 0,85, der Füllfaktor von amorphen Zellen (z.B. Dünnschicht- Zellen) liegt zwischen 0,5 und 0,7. Abbildung 3-17: Zellenkennlinie und Maximum Power Point (MPP) 3.2.4 Von der Zelle zum Modul Um von den Zellen, die bei Fertigung Abmessungen von 10 – 20 cm besitzen, zu einer für die Montage praktikable Größen zu gelangen, werden mehrere Zellen zu Modulen Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 78 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt zusammengefasst. Im Modul werden die einzelnen Zellen in Serie zu einem String verschaltet. Einzelne Strings werden im Modul parallel verschaltet. Eine Serienschaltung von Solarzellen bewirkt, dass die sich die Gesamtspannung als die Summe der Einzelspannungen der Zellen ergibt, die Stromstärke ist gleichbleibend. Bei der Parallelschaltung von Solarzellen ist die Spannung gleichbleibend und die Stromstärke ergibt sich als Summe der Einzelstromstärken. Abbildung 3-18 zeigt die Kennlinie bei Serien- und Parallelverschaltung von einzelnen Zellen. Abbildung 3-18: Serienschaltung und Parallelschaltung von Solarzellen In Abbildung 3-19 ist die Zusammenschaltung einzelner Strings (3 Strings, je 20 Zellen) in einem Modul ersichtlich. Die Zellen innerhalb des Strings werden in Serie verschaltet, die drei Strings werden parallel verschaltet. Bypass- Dioden werden zur Absicherung gegenüber Teilverschattung des Moduls gesetzt. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 79 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-19: Zelle => String => Modul. Aufbau eines Solarmoduls 3.2.5 Wirkungsgrad von Solarzellen Die Bestimmung des Wirkungsgrads von PV- Modulen erfolgt am Prüfstand unter Standard- Testbedingungen (STC = Standard Test Conditions), die in den spezifischen Normen festgelegt sind. Diese sind wie folgt definiert: - Strahlungsintensität 1.000 W/m² ( Integration der Intensitäten bei Referenzspektrum AM 1,5, siehe Abbildung 3-20) - Zelltemperatur 25°C Abbildung 3-20: Referenzspektrum AM1,5 für Leistungs- und Wirkungsgradbestimmung nach Standard- Testbedingungen, nach Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 80 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Unter Einhaltung dieser Bedingungen wird die Nennleistung des Moduls ermittelt. Diese Nennleistung entspricht der durch das Modul erreichbaren maximalen Leistung bei Standard- Testbedingungen. Die Leistungsangabe erfolgt in Watt Peak [Wp]. Weiters werden unter Standard- Testbedingungen auch die Leerlaufspannung, welche der maximalen Modulspannung entspricht sowie der Kurzschlussstrom als maximale Stromstärke, welche das Modul unter Standard- Testbedingungen erzeugen kann, ermittelt (siehe Abbildung 3-21). Abbildung 3-21: Messung von Leerlaufspannung, Kurzschlussstrom und Maximaler Leitung unter STC- Bedingungen Der reale Wirkungsgrad von im Handel erhältlichen PV-Modulen erreicht Werte, die im einstelligen Prozentbereich geringer sind als die unter Laborbedingungen gemessene Wirkungsgrade. Laborwirkungsgrade sind teilweise ebenfalls marginal geringer als die theoretisch erreichbaren Maximalwirkungsgrade (ausgenommen Dünnschichtmodule). Es wird davon ausgegangen, dass Wirkungsgrade der klassischen, auf Silizium basierenden Zellen, in Zukunft kaum steigerungsfähig sind. Die wesentliche künftige Aufgabenstellung bei konventionellen Technologien ist daher nicht eine zusätzliche Wirkungsgradsteigerung zu erreichen, vielmehr sollte der Fokus auf einer Reduktion der Herstellungskosten liegen. In der Praxis wird der in den Datenblättern von Herstellern angegebene reale Wirkungsgrad von der Modultemperatur und durch die Modulalterung (Materialdegradation) beeinflusst. Die Leistungsminderung wird in den Datenblättern der Hersteller mit Koeffizienten angegeben (siehe Abbildung 3-22). Nennwirkungsgrad Leistungsänderung Leistungsminderung durch durch Alterung Temperatur Abbildung 3-22: Wirkungsgrad und Koeffizienten für Leistungsänderung durch Modultemperatur und Modulalterung aus Herstellerangaben, nach Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 81 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-23 zeigt den temperaturabhängigen Verlauf der Modulleistung. Diese wird am Prüfstand bei Standard- Testbedingungen gemessen, diese umfassen neben einer Einstrahlungsintensität von 1.000 W/m² (Einstrahlungsspektrum AM1,5) und eine Modultemperatur von 25°C. Der sich daraus ergebende KWp- Wert ist in den Datenblättern der Herstellerunterlagen angegeben. Bei Temperaturen, die von den Standard- Testbedingungen abweichen, kommt es durch eine Änderung des Bandabstands zur Änderung der Modulspannung und damit auch zur Leistungsänderung. Bei Temperaturen kleiner der 25°C kommt es im Modul zur Leistungssteigerung, höhere Temperaturen bewirken eine Leistungsminderung. Die Änderung der Leistung wird durch den Temperaturkoeffizienten Pmpp in der Einheit %/K angegeben, der den prozentualen Leistungsunterschied, bezogen auf die Leistung bei Standard- Testbedingungen, pro K Temperaturänderung angibt. 600 500 Nennleistung Pmpp = 410kWp Modulleistung P [W] 400 Leistungsänderung durch Temperatureinfluss: Temperaturkoeffizient Pmpp = -0,35 %/K 300 Gleichung: 200 100 0 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Modultemperatur T [°C] Abbildung 3-23: Leistungsänderung bei unterschiedlicher Modultemperatur, ermittelt aus Angaben in Abbildung 3-22 Weiters kommt es zur Leistungsminderung durch Alterungsvorgänge im Modul. Die maximale Leistungsminderung wird vom Hersteller durch die Leistungsgarantie, üblicherweise über einen Zeitraum von 25 Jahren, angegeben (siehe Abbildung 3-22). Im ersten Betriebsjahr ist meist von einer höheren Leistungsreduktion auszugehen, in den darauffolgenden Betriebsjahren wird die Leistungsminderung meist mit einem konstanten Prozentwert angegeben. Abbildung 3-24 zeigt den Leistungsverlauf auf Basis dieser Herstellerangaben über einen Betriebszeitraum von 25 Jahren. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 82 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 450 Nennleistung Pmpp = 410kWp 400 350 Leistungsminderung durch Moduldegradation: Modulleistung P [Wp] 300 min. 97% im ersten Jahr, danach max. Reduktion 250 um 0,7% p.a. bis zu 25 Jahren 200 150 100 50 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Jahr [a] Abbildung 3-24: Leistungsänderung in Abhängigkeit der Modulalterung, ermittelt aus Angaben in Abbildung 3-22 Abbildung 3-25 zeigt die historische Entwicklung von Zellenwirkungsgraden. In diesem Diagramm ist ebenfalls ersichtlich in welcher Technologie zum gegenwärtigen Zeitpunkt Forschung betrieben wird und mit welchen Technologien möglicherweise noch Wirkungsgradsteigerungen erreichbar scheinen. Abbildung 3-25: Entwicklung des Wirkungsgrades von Solarzellen 3.2.6 Teilverschattung bzw. Verschmutzung von Modulen Teilverschattung bzw. Verschmutzung von einzelnen Zellen eines Moduls kann sich besonders problematisch auswirken. Im Unterschied zu solarthermischen Kollektoren, bei denen eine Teilverschattung eine Leistungsminderung bedeutet, kann diese bei PV- Modulen einen Komplettausfall bzw. eine Zerstörung des Moduls bewirken. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 83 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Dieser Effekt ist derart zu erklären, dass unverschattete Zellen Strom produzieren, der durch verschattete Zellen fließt und dort zu Erhitzung führt. Dadurch kommt es zur Bildung von Hot Spots (siehe Abbildung 3-26), die zu Schäden bzw. Zerstörung des Moduls führen können. Auch Brandgefahr ist möglich. Eine Teilverschattung durch Gebäude oder Bewuchs sollte möglichst bereits in der Planungsphase vermieden bzw. berücksichtigt werden. Abbildung 3-27 zeigt gemessene Leistungsdaten zweier Modulreihen am selben Standort in Abhängigkeit der Einstrahlung, wobei das obere Diagramm einen unverschatteten Modulstring zeigt. Im unteren Diagramm ist ein Modulstring mit Teilverschattung durch einen Kamin und Nebengebäude ersichtlich. Obwohl flächenmäßig nur ein geringer Teil der Gesamtfläche betroffen ist, sinkt die Leistung des Modulstrings deutlich ab (siehe rot eingekreiste Flächen). Abbildung 3-26: Hotspots bei Modulen durch Teilverschattung Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 84 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-27: Unverschatteter Modulstring (oben) und teilverschatteter Modulstring durch Kamin und Nebengebäude, ca. 20% der Fläche (unten) Zum Schutz von einzelnen Modulen bei partieller Verschattung werden Bypassdioden verschalten (siehe Abbildung 3-28). Die parallel geschalteten Bypassdioden leiten den Strom bei in Reihe geschalteten Zellen (Zellenstring) um den verschatteten Zellenstring. Damit werden die verschatteten Zellenstrings vor Überhitzung geschützt. Die Anzahl und Verschaltung der Bypass- Dioden variieren nach Modulart und Verschaltung der Solarzellen im Modul. Abbildung 3-28: Bypassdioden im Modul Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 85 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Die Wirkungsweise von Bypassdioden ist in Abbildung 3-29 ersichtlich. Der linke Teil der Abbildung zeigt ein unverschattetes Modul, bestehend aus drei Zellstrings, die jeweils mit einer Bypassdiode versehen sind. Ist das Modul unverschattet, liefert jede Zelle einen Beitrag zur Modulleistung. Wird eine Zelle in einem String verschattet, wie auf der rechten Seite ersichtlich, liefert diese Zelle keinen Beitrag zur Modulleistung. Im Fall, dass keine Bypassdiode vorgesehen ist (Abbildung 3-29 rechts oben), erhitzt sich die abgeschattete Zelle durch den Stromfluss der durch die restlichen Zellen im String entsteht. Eine zu hohe Erhitzung kann zur Beschädigung der Zelle und somit des kompletten Zellstrings führen. Wird wie in Abbildung 3-29 rechts unten über einen Zellstrings eine Bypass- Diode vorgesehen, fließt der elektrische Strom, der von dem nicht verschatteten Teil des Moduls produziert wird, über die Bypassdiode. Der verschattete Teil ist dadurch vor Überhitzung geschützt. Modul mit Bypassdioden unverschattet Modul ohne Bypassdioden teilverschattet Modul mit Bypassdioden teilverschattet Abbildung 3-29: Verschattung von Modulen und Funktionsweise der Bypassdiode Bypassdioden haben ebenso Auswirkung auf die Modulleistung (siehe Abbildung 3-30). Während das unverschattete Modul (Abbildung 3-30 links) im gezeigten Fall eine Leistung von 486 W liefert, würde das teilverschattete Modul ohne Bypassdiode (Abbildung 3-30 Mitte) nur 236 W liefern, was eine überproportionale Leistungsminderung im Vergleich zur abgeschatteten Fläche entspricht. Werden Bypassdiode eingesetzt (Abbildung 3-30 rechts), liefert das Modul mit 315 W eine deutlich höhere Leistung im Vergleich zur Konfiguration ohne Bypassdioden. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 86 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Modul mit 60 Zellen mit Bypassdioden, unverschattet Modul mit 60 Zellen ohne Bypassdioden Modul mit 60 Zellen mit Bypassdioden 20 Zellen zu 50% verschattet 20 Zellen zu 50% verschattet Modul mit 60 Zellen Modul mit 60 Zellen Modul mit 60 Zellen mit Bypassdioden, ohne Bypassdioden mit Bypassdioden unverschattet 20 Zellen zu 50% 20 Zellen zu 50% verschattet verschattet aktive PV- Fläche, 100 % 67 % 67 % ohne Beschattung Modulleistung im MPP 486 Wp 236 Wp 315 Wp relative Modulleistung 100 % 48,6 % 64,8 % bezogen auf unverschattetes Modul Abbildung 3-30: Auswirkung der Verschattung auf die Modulleistung ohne und mit Bypassdioden Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 87 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 3.3 Anlagenkomponenten 3.3.1 PV- Module Bei PV- Modulen unterscheidet man zwischen monokristallinen, polykristallinen und Dünnschichtmodulen. Diese Modultypen lassen sich optisch auch sehr oft eindeutig unterscheiden (siehe Abbildung 3-31). Bei monokristallinen und polykristallinen Modulen sind die Frontkontakte deutlich erkennbar. Im Gegensatz dazu haben Dünnschichtmodule eine durchgängige, einheitlich gefärbte Fläche. Monokristalline Module sind oft durch die einheitliche Färbung erkennbar und durch die abgeschrägten Ecken der einzelnen Zellen, die sich aus dem Fertigungsprozess ergeben. Polykristalline Module haben oft eine nicht einheitliche Färbung, die einzelnen Zellen sind quadratisch. Monokristallines Modul Polykristallines Modul Dünnschicht Modul − Einzelne Zellen erkennbar − Einzelne Zellen erkennbar − Keine einzelnen Zellen − tw. rautenförmige − Polykristalline Struktur in vorhanden Zwischenräume zwischen Monokristalline Färbung der Zellen tw. − Einheitliche Färbung Zelle den Zellen erkennbar − Keine Frontseiten- Kontakte − Einheitliche Färbung − Frontseiten- Kontakte ersichtlich − Frontseiten- Kontakte ersichtlich ersichtlich Polykristalline Zelle Abbildung 3-31: Optische Unterscheidung unterschiedlicher Modultypen Tabelle 3-1 zeigt einen technologischen Vergleich der unterschiedlichen Typen von PV- Modulen. Auf Grund der Kosten und auf Grund der sehr ähnlichen, guten technischen Eigenschaften, hat sich der Markt in den vergangenen Jahren hin zu Polykristallinen Modulen entwickelt. Dies ist auch in Abbildung 3-32 ersichtlich. Dünnschichtmodule haben zwar Vorteile in den Produktionskosten, allerdings ist der Wirkungsgrad dieser Module deutlich geringer. Ebenso hat diese Bauart von Modulen eine geringere Lebenserwartung im Vergleich zu monokristallinen und polykristallinen Modulen. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 88 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Tabelle 3-1: Technologischer Vergleich von PV- Modulen Abbildung 3-32: Marktentwicklung – Installierte Solarzellentypen 3.3.2 Wechselrichter Wechselrichter (siehe Abbildung 3-33) sind neben den PV Modulen eine zentrale Komponente einer PV Anlage. Diese haben die Aufgabe die Gleichspannung der PV- Module möglichst effizient in Wechselspannung umzuwandeln. Der Wirkungsgrad von Wechselrichtern beträgt bis zu 98%. Der Wechselrichter synchronisiert sich automatisch mit der Frequenz des öffentlichen Stromnetzes. Der Wechselrichter ist im kleinen Leistungsbereich einphasig, im größeren Leistungsbereich (lt. VDE-AR-N 4105 ab 4,6 kVA) dreiphasig ausgeführt. Wechselrichter sind mit einem MPP Tracker ausgestattet, einer Leistungselektronik, die die PV- Anlage in optimalen Arbeitspunkt betreibt. Wechselrichter können zum Teil auch mehrere Modulstrings verwalten (z.B. 2 MPP- Tracker). Man unterscheidet Wechselrichter hinsichtlich der Ausführung nach Verbrauchsart wie folgt: - Inselwechselrichter dienen zur Versorgung von Inselanlagen, die unabhängig vom öffentlichen Stromnetz betrieben werden. - Netzgekoppelte Wechselrichter arbeiten im netzsynchronen Betrieb. Die erzeugte PV- Energie kann somit ins öffentliche Netz eingespeist werden. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 89 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-33: Modulwechselrichter (links) und dreiphasiger Zentralwechselrichter (rechts) 3.3.3 Elektrische Speicher Elektrische Speicher dienen dem Lastausgleich zwischen Zeiten mit erhöhter PV- Produktion und Zeiten mit erhöhtem Verbrauch. Die Entscheidung, ob ein elektrischer Speicher in das PV-System integriert wird ist aus Kundensicht eine wirtschaftliche Überlegung, da durch den Speicher eine höhere Eigenstromversorgung erreicht werden kann, ebenfalls spielen Überlegungen hinsichtlich Netzausfall und Backup eine Rolle. Elektrische Speicher können ebenso zur Stabilität des öffentlichen Netztes beitragen, da diese Produktionssitzen der PV- Anlage (z.B. bei stark wechselnder Bewölkung) glätten können. In einem herkömmlichen PV-System, ohne elektrischen Speicher, wird die elektrische Energie, die von der PV Anlage erzeugt und im Haushalt nicht genutzt wird, in das öffentliche Netz eingespeist (Überschusseinspeisung, siehe Abbildung 3-34). Zu Zeitpunkten, an denen der Verbrauch die PV-Produktion übersteigt, wird die zusätzlich benötigte elektrische Energie aus dem öffentlichen Netz bezogen. Abbildung 3-34: PV System mit Überschusseinspeisung Abbildung 3-35 zeigt ein PV-System mit elektrischem Speicher und Überschusseinspeisung. Hier wird jener Anteil der produzierten elektrischen Energie der PV-Anlage, die im Haushalt nicht unmittelbar genutzt wird, zur Beladung des elektrischen Speichers verwendet. Erst, wenn dieser voll beladen ist, wird die überschüssige elektrische Energie in das öffentliche Netz gespeist. Sobald der Verbrauch die von der PV-Anlage produzierte elektrische Energie übersteigt, wird die erforderliche elektrische Energie zur Verbrauchsdeckung primär von elektrischem Speicher, in weiterer Folge vom öffentlichen Netz bezogen. Zu beachten ist, dass der Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 90 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt elektrische Speicher einen zusätzlichen Schritt in der Energieumwandlungskette darstellt, der mit Verlusten behaftet ist. Auf Grund der Technologieverfügbarkeit und der Kosten für elektrische Speicher werden diese für den Einsatz in Haushalten üblicherweise nur als Kurzzeitspeicher dimensioniert. Abbildung 3-35: PV System mit elektrischem Speicher und Überschusseinspeisung 3.3.3.1 Einbindung von elektrischen Speichern Elektrische Speicher dienen zum Lastausgleich zwischen Erzeuger- und Abnehmerprofil. Elektrische Speicher speichern Gleichstrom und werden dementsprechend zwischen PV- Module und Wechselrichter eingebunden (siehe Abbildung 3-36). Für die Beladung und Entladung der Speicher ist ein Laderegler erforderlich, der auch die Funktion eines Wechselrichters übernehmen kann (Abbildung 3-36, links). Alternativ wird der Gleichstrom über den Wechselrichter der PV- Anlage in Wechselstrom umgewandelt (Abbildung 3-36, rechts). Bei der Einbindung elektrischer Speicher unterscheidet man zwischen der gleichstromseitgen- und der wechselstromseitigen- Einbindung. Die Gleichstromseitige Einbindung von elektrischen Speichern (siehe Abbildung 3-36, rechts) hat den Vorteil, dass der elektrische Speicher direkt mit Gleichstrom der PV-Anlage geladen werden kann. Im Vergleich zur wechselstromseitigen Einbindung (siehe Abbildung 3-36, links) entfällt ein Umwandlungsschritt, in dem der Wechselstrom für die Beladung des Speichers wiederum in Gleichstrom umgewandelt werden muss. Die Gleichstromseitige Einbindung wird üblicherweise dann gewählt, wenn bei Neuanlagen ein elektrischer Speicher mit eingebunden wird. (Notstromfähige) Hybridwechselricher übernehmen dabei sowohl die Umwandlung von Gleich- in Wechselstrom, als auch das Lademanagement des elektrischen Speichers. Die wechselstromseitige Einbindung erfolgt gelegentlich, wenn der elektrische Speicher in einer bestehenden PV-Anlage nachgerüstet wird. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 91 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-36: Wechselstromseitige Einbindung (links) und gleichstromseitige Einbindung (rechts) elektrischer Speicher in PV Systeme 3.3.3.2 Kapazität, Lebensdauer und Wirkungsgrad von elektrischen Speichern Für die Kapazität von elektrischen Speichern gibt es unterschiedliche Festlegungen. − Nominale, Nenn- oder Brutto- Speicherkapazität Die nominale, Nenn- oder Bruttokapazität entspricht der Energiemenge, die im elektrischen Speicher unter definierten Nennbedingungen gespeichert werden kann. Damit der elektrische Speicher bei Ausschöpfung der Nennkapazität nicht zu stark belastet wird, empfehlen viele Hersteller diese nicht vollständig auszuschöpfen. − Nutzbare oder Netto- Speicherkapazität In der Praxis wird der nutzbare Anteil der Nennkapazität zur Erhöhung der Batterielebensdauer auf einen festgelegten Ladezustandsbereich (z.B. Beladung auf max. 80% der Nennkapazität, Entladung auf min. 20% der Nennkapazität) beschränkt. Daher ist die nutzbare Speicherkapazität meist geringer als die nominale Kapazität. − Ladezustand Der Ladezustand ist das Verhältnis von aktuell verfügbarer Speicherkapazität zur Nennkapazität. Hinsichtlich der Lebensdauer und des Wirkungsgrades von elektrischen Speichern gibt es die folgenden Definitionen. − Zyklenlebensdauer Die Zyklenlebensdauer beschreibt die Anzahl an Be- bzw. Entladezyklen, nach der die Speicherkapazität durch die Zyklenbelastung auf 80% der Anfangskapazität gesunken ist. Die Zyklenlebensdauer steigt üblicherweise mit geringerer Entladetiefe, d.h., wenn die nicht die volle Akkukapazität genutzt wird. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 92 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt − Kalendarische Lebensdauer Die kalendarische Lebensdauer ist die in Kalenderjahren angegebene Lebensdauer, nachdem die Speicherkapazität ohne Zyklenbelastung aufgrund von chemischen Zerfallsprozessen auf 80% der Anfangskapazität gesunken ist. In der Praxis überlagern sich die zyklische und kalendarische Alterung. − Energiewirkungsgrad Der Energiewirkungsgrad entspricht dem Verhältnis aus entladener Energiemenge zur bei der Batterieladung zugeführten Energiemenge. 3.3.3.3 Dimensionierung von elektrischen Speichern Für die Auslegung von elektrischen Speichern ist eine grundlegende Begriffsdefinition erforderlich (siehe Abbildung 3-37). − Eigenverbrauchsanteil Dieser beschreibt den Anteil der erzeugten PV-Energie, der entweder zeitgleich durch den Verbraucher direkt verbraucht oder zur Ladung des Batteriespeichers genutzt wird. − Autarkiegrad Dieser gibt den Anteil des Stromverbrauchs an, der durch die direkte verbrauchte PV- Energie oder durch Entladung des Batteriespeichers versorgt wird. Abbildung 3-37: Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad Der Eigenverbrauchsanteil und der Autarkiegrad haben einen gegenläufigen Verlauf. Bei großzügig dimensionierten Anlagen steigt der Autarkiegrad, im Gegenzug dazu sinkt jedoch der Eigenverbrauchsanteil, dass die Gleichzeitigkeit von Produktion und Verbrauch nicht immer gegeben ist und so der überschüssig produzierte Strom ins öffentliche Netz eingespeist wird. Klein dimensionierte Anlagen haben hingegen einen höheren Eigenverbrauchsanteil, da das Verbrauchsprofil oft über dem Produktionsprofil liegt und so ein größerer Anteil der mit der PV Anlage produzierten Energie direkt genutzt werden kann (siehe Abbildung 3-38). Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 93 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-38: Nutzung der PV-Erzeugung und Deckung des Strombedarfs in einem Einfamilienhaus im Jahresmittel in Abhängigkeit der PV-Leistung (Jahresstrombedarf 4MWh, nutzbare Speicherkapazität 4 kWh) Abbildung 3-39 zeigt den Tagesverlauf der Energieflüsse in einem typischen Haushalt an einem wolkenlosen Tag (links) und an einem bewölkten Tag (rechts). Der Haushalt betreibt eine PV- Anlage mit 4 kWp zur Eigenstromversorgung mit Überschusseinspeisung und einem elektrischen Speicher mit einer Kapazität von 4kWh. Im überlagerten Kurvenverlauf auf der oberen Seite des Diagramms ist der Ladezustand des elektrischen Speichers dargestellt. Im Falle des wolkenlosen Tages ist klar erkennbar, dass mit Sonnenaufgang die PV- Produktion ansteigt (Glockenkurve) und um die Mittagszeit ihren Höhepunkt erreicht. Der Direktverbrauch ist jener Anteil an produzierter elektrischer Energie, der von den elektrischen Verbrauchern direkt verbraucht werden kann, die Differenz zur produzierten Energie wird dem Speicher zugeführt (Batterieladung). Die Ausgangsbeladung des Speichers liegt bei 20%, die dem minimal zulässigen Ladezustand entspricht. Der Speicher hat relativ rasch (ca. um 09:30) seine volle Beladung erreicht. Ab diesem Zeitpunkt wird die elektrische Energie, die nicht direkt verbraucht werden kann, in das öffentliche Netz eingespeist (Netzeinspeisung). Wie aus dem Diagramm des Ladezustands ersichtlich, wird tagsüber keine Energie aus dem elektrischen Speicher entnommen, da stets die produzierte elektrische Leistung über der benötigten Leistung liegt. Die im elektrischen Speicher gespeicherte Energie wird dann ab Sonnenuntergang verbraucht, wobei die Entladetiefe wiederum mit 20% der Speicherbeladung begrenzt ist. Im Fall des bewölkten Tages, wie in Abbildung 3-39 rechts dargestellt, ist ersichtlich, dass auch tagsüber die produzierte elektrische Leistung teilweise nicht ausreichend ist, den Strombedarf zu decken. Daher wird auch tagsüber elektrische Energie aus dem Speicher bezogen. Der Beladevorgang dauert deutlich länger als im Falle des wolkenlosen Tags, die volle Beladung ist um ca. 11:30 erreicht. Im Falle der Speicherbeladung in den Vormittagsstunden trägt dieser auch zur Vergleichmäßigung der Belastung des öffentlichen Netzte bei, da die stark schwankenden Produktionsspitzen durch die Speicherbeladung abgefangen werden. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 94 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 3-39: Tagesverlauf der Energieflüsse in einem Haushalt (PV- Leistung 4kWp, nutzbare Speicherkapazität 4 kWh): Wolkenloser Tag (links) und wechselnd bewölkter Tag (rechts) Der Einfluss des elektrischen Speichers bezogen auf ein jährliches Produktions- und Verbrauchsprofil ist in Abbildung 3-40 ersichtlich. Die Nutzung der PV- Energie kann durch den elektrischen Speicher deutlich erhöht, fast verdoppelt werden (Abbildung 3-40, links). Die Deckung des Strombedarfs aus der PV- Anlage wird ebenso deutlich erhöht (Abbildung 3-40, rechts). In den Sommermonaten kann durch den elektrischen Speicher eine 90% Deckung erreicht werden. In den Wintermonaten ist der Nutzen des elektrischen Speichers auf Grund der geringen solaren Produktion begrenzt. Daher macht es auch Sinn, elektrische Speicher für PV- Anlagen zum Ausgleich von täglichen Schwankungen im Produktions- und Verbrauchsprofil zu dimensionieren. Eine Auslegung auf eine maximale Jahresdeckung ist weniger sinnvoll bzw. kaum möglich, wie auch die folgenden Darstellungen zeigen werden. Abbildung 3-40: Monatlicher Verlauf der Nutzung von PV- Energie und Deckung des Strombedarfs (Jahresstrombedarf 4MWh, PV- Leistung 4kWp, nutzbare Speicherkapazität 4 kWh) Die folgenden Diagramme sollen eine Abschätzung der Auswirkung von elektrischen Speichern in einem PV- System ermöglichen. Eine exakte Dimensionierung kann nur über eine Jahressimulation erfolgen, bei der das Produktionsprofil über Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 95 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Klimadatensätze des jeweiligen Standortes ermittelt wird und das Verbrauchsprofil über Haushaltsgröße und Art und Anzahl der elektrischen Verbraucher abgeschätzt wird. Abbildung 3-41 zeigt den Eigenverbrauchsanteil (links) und den Autarkiegrad (rechts) in Abhängigkeit von PV- Anlagengröße (aufgetragen auf der Abszisse) und Speichergröße (Kurvenschar). Die Abbildung bezieht sich auf einen durchschnittlichen Haushalt mit einem jährlichen Strombedarf von 4 MWh. Ausgehend von einer kleineren PV- Anlage mit 3kWp ist im Diagramm ersichtlich, dass der Eigenverbrauchsanteil beim Einsatz eines Speichers deutlich gesteigert werden kann. Bereits ein relativ kleiner Speicher mit 2 kWh Kapazität bewirkt eine deutliche Steigerung des Eigenverbrauchsanteils (+25%). Eine Verdoppelung der nutzbaren Speicherkapazität auf 4 kWh wirkt sich in de Steigerung des Eigenverbrauchsanteils deutlich geringer aus (+11% im Vergleich zu 2 kWh). Diese Tendenz setzt sich auch bei einer weiteren Steigerung der nutzbaren Speicherkapazität fort. Bei einem Speicher mit 10 kWh kann bei einer Anlage mit 3 kWp ein maximaler Eigenverbrauchsanteil von 86% erreicht werden. Bei steigender PV- Leistung und gleichbleibender nutzbaren Speicherkapazität ist der Eigenverbrauchsanteil sinkend. Der Autarkiegrad hingegen steigt mit ansteigender PV- Leistung an. Ohne elektrischen Speicher kann bei einer kleiner dimensionierten Anlage mit 3 kWp ein Autarkiegrad von ca. 28% erreicht werden. Durch einen elektrischen Speicher mit 10 kWh nutzbarer Speicherkapazität kann der Autarkiegrad nahezu verdoppelt werden, wobei der gleiche Grundsatz wie bereits beim Eigenverbrauchsanteil gilt: Der zusätzliche Nutzen hinsichtlich einer Steigerung des Autarkiegrades wird mit Erhöhung der nutzbaren Speicherkapazität immer geringer. Eine Erhöhung der PV- Leistung bewirkt in diesem Fall (Basis 3kWp) nur eine geringfügige Erhöhung des Autarkiegrades: Verdoppelung der PV- Leistung von 3 kWp auf 6 kWp bewirkt +5% Steigerung des Autarkiegrades. Abbildung 3-41: Einfluss der PV-Leistung und Speicherkapazität auf den jahresmittleren Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad (Jahresstrombedarf 4MWh) Der eben erläuterte Zusammenhang zwischen PV- Anlagendimensionierung, Speicherdimensionierung, Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad ist in Abbildung 3-42 in Form von spezifischen Werten aufgetragen. Die Werte sind normiert auf den Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 96 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Jahresstrombedarf des Haushalts in MWh und können somit auch auf unterschiedliche Haushaltsgrößen angewendet werden. Folgendes Beispiel dazu: Ein Haushalt hat einen jährlichen Strombedarf von 5 MWh. Beim Einsatz einer 10 kWp PV- Anlage beträgt die spezifische PV- Leistung 2,0 kWp/MWh (Leistung/Verbrauch). Wird die Anlage ohne elektrischen Speicher betrieben, liegt der Eigenverbrauchsanteil 2015 => 2020: 3,8 % => 10,1% => 12,3%). Derzeit haben Grätzel-Zellen jedoch noch eine kurze Lebensdauer. Abbildung 3-49: Farbstoff- Solarzelle - Bifaziale Module Bifaziale Module können sowohl die direkte Sonneneinstrahlung auf der Vorderseite der Module, als auch reflektierte Sonneneinstrahlung auf der Rückseite der Module nutzen. Dadurch kann die Modulleistung bei optimalen Bedingungen um bis zu 25% gesteigert werden. Anwendungsbereiche für Bifaziale Module sind z.B. vertikal aufgestellte Modulreihen (siehe Abbildung 3-50) oder Module, die als semitransparente Beschattungselemente, z.B. in Glasfassaden oder Wintergärten, genutzt werden. Abbildung 3-50: Bifaziale Module - Freiflächenanlagen und AgriPV Freiflächenanlagen (siehe Abbildung 3-51) sind in den vergangenen Jahren verstärkt zum Thema geworden. Unterschiedliche Studien zeigen, dass Freiflächen- PV künftig einen höheren Stellenwert in der Energielandschaft einnehmen werden. Ein Kritikpunkt von Freiflächenanlagen ist der hohe Flächenbedarf, von rund 0,9 – 1,6 ha/MWp und die Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktionen. Daher sollten Freiflächenanlagen primär auf minderwertigen Flächen, die für die Agrarbewirtschaftung nicht oder Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 102 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt weniger gut geeignet sind, errichtet werden. Ein möglicher Ansatz für eine Doppelnutzung von Freiflächen für Photovoltaik und Agrarproduktion wird derzeit unter dem Begriff AgriPV getestet und erforscht. Idee dahinter ist, dass das Areal der Freiflächenanlage weiterhin landwirtschaftlich genutzt wird. Dies kann z.B. durch Beweidung der Flächen erfolgen (siehe Abbildung 3-52) oder dadurch, dass die Photovoltaik- Module zum Schutz von Pflanzen vor intensiver Sonnenbestrahlung oder Hagel dienen (siehe Abbildung 3-53). Abbildung 3-51: Freiflächenanlagen Photovoltaik Abbildung 3-52: AgriPV – Doppelnutzung von Freiflächenanlagen durch Beweidung Abbildung 3-53: AgriPV – Doppelnutzung von PV Modulen zum Pflanzenschutz Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 103