Download - PVS in bloom

TECHNISCHES HANDBUCH
Die Errichtung von Freiflächen-Photovoltaik Anlagen in marginalen Gebieten
Projekt „PVs in BLOOM“ – Eine neue Herausforderung für die Inwertsetzung von Grundstücken im
Rahmen eines strategischen, ökologisch nachhaltigen Lösungsansatzes für die lokale Entwicklung.
G. Nofuentes, J. V. Muñoz, D. L. Talavera, J. Aguilera and J. Terrados
Ort der Publikation: Venedig, November 2010
ISBN 9788890231001
Die alleinige Verantwortung für den Inhalt dieser Publikation liegt bei den AutorInnen. Sie gibt nicht
unbedingt die Meinung der Europäischen Union wieder. Weder die EACI noch die Europäische
Kommission übernehmen Verantwortung für jegliche Verwendung der darin enthaltenen Informationen.

INHALTSVERZEICHNIS
1. Grundsätzliche Anmerkungen zu netzgekoppelten PV Systemen
1.1. Übersicht
1.2. DC (Gleichstrom) Bauteile (PV Module, Verkabelung, DC Anschlusskästen, DC
Schalter
1.3. AC (Wechselstrom) Bauteile (Wechselrichter & Energiemessgeräte)
1.4. Metallausführungen und Schutzvorrichtungen (Erdungselektrode,
Überspannungsableiter, Sicherungen etc.)
1.5. Einige elektrische Eigenschaften einer typischen 1-MWp PV
KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 1
2. Einschätzung des jährlichen Energieausstoßes eines netzgekoppelten PV Systems
2.1. Beurteilung der Menge der Sonneneinstrahlung des Aufstellungsortes (verfügbare
Datenquellen zur Sonneneinstrahlung: Boden gestützte Messungen und Satelliten
basierte Daten)
2.2. Einschätzung des jährliches Stromertrages einer netzgekoppelten PV Anlage
KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 2
3. Dimensionierung von netzgekoppelten PV Systemen
3.1. Auswahl des PV Moduls
3.2. Bemessung der Nennleistung des PV Generators
3.3. Bemessung der Nennleistung des Wechselrichters
3.4. Bemessung der Anzahl der Module
3.5. Bemessung der Anzahl der in Reihe geschalteten Module
3.6. Bemessung der Anzahl der parallel geschalteten Module
3.7. Bemessung der Verkabelung
3.8. Bemessung der Schutzvorrichtungen (Sicherungen, Überspannungsableiter, DC
Hauptschalter etc.)
3.9. Einige charakteristische Daten von errichteten PV Anlagen
KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 2
ANHANG VON ABSCHNITT 3: TERMINOLOGIE
4. Anpassung der Typologie von PV-Anlagen an spezifische Gelände
KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 4
5. Wirtschaftliche Einschätzung von netzgekoppelten PV Systemen
5.1. Repräsentive Zahlen für die Kosten von netzgekoppelten PVs in verschiedenen
Ländern
5.2. Bestehende Unterstützungsmaßnahmen für netzgekoppelte PV Anlagen für alle am
Projekt „PVs in BLOOM“ teilnehmenden Partnerländer
1

5.3. Überprüfung des aussagekräftigsten und verständlichsten Profitabilitätsindexes:
Die Interne-Zinsfuß Methode, IZM (IRR)
5.4. Einfach anwendbare Tabellen zur Einschätzung des IRR
5.5. Kurzer Überblick über die steuerlichen Auswirkungen
KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 5
ANHANG I von ABSCHNITT 5: TABELLEN ZUR EINSCHÄTZUNG DES IRR
ANHANG II von ABSCHNITT 5: TERMINOLOGIE
Anhang: Die wichtigsten technischen und vertraglichen Punkte, die ein künftiger PV
Eigentümer bei Durchsicht eines Kostenvoranschlages von einem zertifizierten EPC
Partnerunternehmen überprüfen und vergleichen soll.
DANKSAGUNG
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1. Grundsätzliche Anmerkungen zu netzgekoppelten PV Systemen 1
1.1. Überblick
Die Photovoltaik (PV) Technologie wandelt Sonnenlicht unter Verwendung von
Festkörperbauteilen, PV Module genannt, in elektrische Energie um. Diese Art der
Energieerzeugung hat in den letzten Jahren eindrucksvolle Wachstumsraten in der
Erneuerbaren-Energie Branche erzielt (s. Abb. 1.1.)
DIE ENTWICKLUNG DER GLOBALEN PRODUKTION VON PV SOLARZELLEN (IN MWP)
Abb. 1.1. Die globale Entwicklung der produzierten Stückzahl von PV Solarzellen. Der MW-Anstieg ist einem
exponentiellem Trend gefolgt (Quelle: EurObsev‟ER 2008)
1 Die alleinige Verantwortung für den Inhalt dieser [Webseite, Publikation usw.] liegt bei den AutorInnen. Sie gibt
nicht unbedingt die Meinung der Europäischen Union wieder. Weder die EACI noch die Europäische Kommission
übernehmen Verantwortung für jegliche Verwendung der darin enthaltenen Informationen.
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PV Systeme können in Inselanlagen (Stand-alone PV) und netzgekoppelte PV Systeme eingeteilt
werden. Grundsätzlich ist bei Inselanlagen der produzierte Strom zum Selbstverbrauch
vorgesehen, hingegen wird bei letzteren der Strom an das öffentliche Netz verkauft. Das Projekt
„PVs in BLOOM” legt seinen Fokus auf netzgekoppelte PV Systeme und deshalb sind in diesem
Dokument Inselanlagen nicht Gegenstand der Untersuchungen. Netzgekoppelte PV Systeme
speisen die gesamte produzierte Energie in das Stromversorgungsunternehmen ein, das eigentlich
die Rolle eines riesigen Energiespeichers übernimmt, denn in Industrieländern sind die meisten
PV Systeme an das Netz angeschlossen. Im Prinzip sind netzgekoppelte PV Systeme dadurch
einfacher zu handhaben, weil keine Energie gespeichert werden muss.
Der Grund, warum die gesamte Energiemenge eingespeist wird, ist auf die großzügigen
Einspeisetarife des öffentlichen Netzes zurückzuführen, die sich für Solarstrom ein gutes Stück
über dem Marktpreis bewegen. Ferner ist die Anzahl dieser Systeme weltweit stark gestiegen.
Die Ursache für diese Entwicklung sind hauptsächlich die ständig fallenden Anschaffungskosten
für Photovoltaik Anlagen und eine Vielzahl von Unterstützungsmaßnahmen in verschiedenen
Ländern (z. B. Deutschland, Spanien und Italien).
Diese Strategien oder politischen Maßnahmen werden mittels finanzieller Anreize implementiert
wie z. B. eine Förderung pro kWp der installierten Kapazität oder eine Zahlung pro produzierter
und verkaufter kWh – dieses Konzepte werden in Abschnitt 5 näher erläutert. In anderen Worten,
diese finanziellen Anreize gliedern sich generell in Generations-basierte (großteils durch
großzügige Einspeisetarife implementiert) und Investitions-fokussierte (Förderungen oder
Rückzahlungen für Anfangsinvestition, Niedrigzinskredite) Incentives. Letzere lassen die
Regierungen allmählich auslaufen.
Nach dieser kurzen Annäherung an netzgekoppelte PV Systeme, wird im Anschluss daran eine
eingehendere Untersuchung durchgeführt, die sich mit den Elementen und Funktionsweisen
dieses Systems beschäftigt.
Bauteile des netzgekoppelten PV Systems
Bild 1.2. zeigt eine vereinfachte Darstellung eines netzgekoppelten PV Systems. Dieses System
enthält im Regelfall folgende Elemente:
1. PV Module, die normalerweise als PV Generator bezeichnet werden (einige PV
Module in Serien- oder Paralleschaltung auf einer Tragkonstruktion)
2. Wechselrichter (ein Festkörperbauteil, das Gleichstrom von den Modulen in
Wechselstrom umwandelt, der dieselben Eigenschaften aufweist wie der Strom des
öffentlichen Netzes)
3. Stromzähler, der den an das Netz verkaufte Strom misst
4. Stromzähler, der den vom Netz gekauften Strom misst
5. Wechselstromlast von Elektrogeräten
Die ersten netzgekoppelten PV Systeme wurden oft auf Einfamilienhäusern mit den oben
beschriebenen Elementen installiert. Heute aber werden diese Anlagen immer öfter auf
Wohnblöcken, Schulen, landwirtschaftlichen und industriellen Gebäuden etc. errichtet.
Außerdem wird das im Bild 1.2. dargestellte System dort, wo großzügige Einspeisetarife gezahlt
werden, außer Kraft gesetzt und durch das vorteilhaftere in Bild 1.3. gezeigte System ersetzt,
denn hier kann der Eigentümer den gesamten Strom an das öffentliche Netz verkaufen.
Nutznießer dieses attraktiven Angebots sind Energieversorgungsunternehmen, Betreiber- und
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Beteiligungsgesellschaften, die sich entschlossen haben, große netzgekoppelte Freiflächen PV-
Anlagen zu errichten. Darüber hinaus haben sich Nachführsysteme besonders in Gebieten mit
hoher Sonneneinstrahlung unter Berücksichtigung der oben erwähnten finanziellen Unterstützung
als gewinnbringend erwiesen.
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(5) Wechselstromverbraucher
=
~
245,7
kWh
457,3
kWh
Stromnetz
(1) PV Module
(2) Wechselrichter
(3) Messgerät
( Strom verkauft
an das Netz)
(4) Messgerät
( Strom gekauft
vom Netz )
Abb. 1.2. Vereinfachtes Layout eines netzgekoppelten PV Systems
PV-erzeugter Strom wird teilweise an das Stromnetz verkauft
5

=
~
245,7
kWh
Stromnetz
(1) PV Module
(2) Wechselrichter
(3) Messgerät
(Strom an das Netz verkauft)
Abb. 1.3. Vereinfachtes Layout eines netzgekoppelten PV Systems
Der gesamte PV- produzierte Strom wird an das Netz verkauft
Berücksichtigt man die Eigenschaften des Stroms, kann das in Bild 1.3. gezeigte Diagramm
allgemein in zwei Teile geteilt werden.
DC* Bauteile: Vom PV Generator bis zum Wechselrichter-Eingang, das wesentliche
Merkmal dieses Elements besteht darin, den Strom als Wechselstrom zu liefern. Hier sind
PV Module, Tragkonstruktion, Kabel und DC Anschlusskästen inkludiert.
AC* Bauteile: Vom Wechselrichter zum öffentlichen Stromnetz, in diesem Teil wird der
Strom als Gleichstrom geliefert. Hier sind folgende Elemente inkludiert: Wechselrichter,
Kabel, Schutzvorrichtungen und ein Messgerät, das den an das öffentliche Netz
verkauften Strom messen soll.
Diese Einteilung ist sinnvoll, wenn ein netzgekoppeltes System und dessen wesentliche
Elemente beschrieben werden. Nichtsdestotrotz gibt es Schlüsselteile eines netzgekoppelten
PV Systems, die sich sowohl auf DC als auch auf AC Elemente beziehen, und das sind die
Metallausführungen und Erdungselektroden. Diese Elemente zählen zu den Schutzvorrichtungen
von netzgekoppelten PV Systemen und dienen zum Schutz vor elektrischem
Schock
* DC = Gleichstrom
* AC = Wechselstrom
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1.2. DC Bauteile
PV Module, Kabel und Anschlusskästen sind hier die wesentlichsten Teile. Die Eigenschaften
des Gleichstroms und die Funktionsweise der Module sind Neuland für Elektriker, die
gewöhnlich mit Wechselstrom zu tun haben.
1.2.1. PV Module
PV Module sind wahrscheinlich die wichtigsten Elemente eines netzgekoppelten PV
Systems, wenn die PV Module in Serien- oder Parallelschaltung zu einem PV Generator
werden. Zugleich werden Module durch die Verbindung von PV Solarzellen in Serien- oder
Parallelschaltung hergestellt, um eine höhere Stromstärke und Stromspannung zu erzielen.
Um die Zellen gegen mechanische Belastung, Bewitterung und Feuchtigkeit zu schützen,
werden die Zellen in transparentes Verbundmaterial eingebettet, das die Zellen auch
elektrisch isoliert. Meistens wird Glas verwendet, aber je nach Verfahren können auch
Plexiglas, Metall oder Kunststofffolien verwendet werden. Im Gegensatz dazu ist die
elektrische Verbindung von Dünnschichtzellen ein wesentlicher Bestandteil der
Zellenherstellung und wird durch das Einschneiden von Rillen in die einzelnen Schichten
erzielt. Die Standardmodule haben Aluminiumrahmen, aber es gibt auch rahmenlose Module.
Die in den PV Modulen befindlichen Solarzellen wandeln die Sonneneinstrahlung direkt in
elektrische Energie um. Im Umwandlungsprozess erzeugt die einfallende Energie des Lichts
bei einigen Materialien bewegliche geladene Teilchen, bekannt als Halbleiter, die durch die
Gerätestruktur getrennt werden und elektrischen Strom erzeugen. Dieser Strom kann im
Stromkreis verwendet werden.
Das gebräuchlichste Material für PV Zellen ist Silizium (Si), eines der am häufigsten
vorkommenden Elemente auf der Erde. Die ersten gewerblich erhältlichen Zellen waren
monokristalline Siliziumzellen, in denen alle Siliziumatome perfekt angeordnet waren, indem
sie einen organisierten Kristall bildeten. Um Kosten zu sparen, wurden neue Produktionstechniken
entwickelt, aus denen wiederum die polykristallinen Solarzellen entstanden sind.
Dieses Material enthält viele Kristalle und die Atome sind in verschiedenen Richtungen
angeordnet.
Monokristalline Polykristalline Dünnschicht
amorphes Si
CIS
CdTe
Effizienz ~15-18 % Effizienz ~13-16 % Effizienz ~8-10 %
Abb. 1.4. Die zur Zeit gängigsten Solarzellen auf dem Markt
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Dank dieser Technologien kann man Solarzellen leichter, kostengünstiger, schneller und mit
weniger hochreinem Silizium herstellen. Somit kann man durch die Entwicklung von
Dünnschichttechnologien weitere Kosteneinsparungen erzielen, indem man den Materialaufwand
bei der Solarzellenproduktion reduziert Abgesehen von Silizium, werden Cadmiumtellurid
(CdTe), Kupfer-Indium-Diselenid (CIS), amorphes Silizium etc. zur Produktion von Solarzellen
herangezogen. Es sind nun schon viele verschiedene Solarzellen auf dem Markt erhältlich, und es
werden noch mehr hinzukommen.
Die verschiedenen Modularten werden je nach Technologie der eingebauten Solarzellen
unterteilt. Deshalb ist es nicht außergewöhnlich, in der Literatur monokristalline Si Module,
polykristalline Si Module, amorphe Si Module, CdTe Module, CIS Module etc. zu finden.
Nachfolgend finden Sie eine ausführliche Erörterung der wichtigsten, marktüblichen
Solarzellentechnologien.
Kristalline Silizium Technologie
Silizium ist das wichtigste Material für kristalline Solarzellen. Silizium ist das zweithäufigste
Element auf der Erde, obwohl es niemals hochrein ist. Es ist in Form von Siliziumdioxid an
Sauerstoff gebunden. Daher ist eine Trennung der beiden Elemente durch einen chemischen
Prozess notwendig, um metallurgisches Silizium mit einer Reinheit von 98 % zu erhalten.
Aufgrund seines niedrigen Reinheitsgrades kann dieses Silizium nicht zur Solarproduktion
verwendet werden. Somit ist ein weiteres Reinigungsverfahren notwendig, um hochgradig reines
Silizium (Reinheit zumindest 99,9999999 %) zu gewinnen. Dieses hochgradig reine Silizium
kann nun auf verschiedene Arten verarbeitet werden, um monokristalline oder polykristalline
Zellen zu produzieren. Es ist nicht giftig, und stellt für die Umwelt keine Gefahr dar.
Die Siliziumsolarzellen sind die gebräuchlichsten Arten von Solarzellen. Ihre Effizienz ist aber
wegen verschiedener Faktoren begrenzt. Die Energie von Photonen nimmt bei höheren
Wellenlängen ab. Die höchste Wellenlänge, bei der die Photonenenergie noch immer groß genug
ist, um freie Elektronen zu produzieren ist 1,15 µm (gilt nur für Silizium). Eine Einstrahlung mit
höheren Wellenlängen verursacht nur ein Erhitzen der Solarzellen ohne jede Stromproduktion.
Jedes Photon kann die Produktion eines einzigen Elektron-Loch-Paars bewirken. Sogar bei
niedrigeren Wellenlängen produzieren Photone keine Elektron-Loch-Paare, aber sie erhöhen die
Temperatur der Solarzellen. Die höchste erzielte Effizienz einer Silizium Solarzelle liegt in einem
Forschungslabor bei rund 23 %, hingegen steigt dieser Prozentsatz für andere Halbleitermaterialien
auf bis zu 30 % an. Tatsächlich hängt die Effizienz vom Halbleitermaterial ab. Die Verluste
werden durch Metallkontakte auf der Oberseite einer Solarzelle verursacht und zusätzlich wird
ein Teil der Sonneneinstrahlung auf der Oberseite (Glas) zurückgeworfen. Kristalline Solarzellen
sind im Normalfall etwa 0,3 mm dicke Scheiben, die aus einem Siliziumblock mit einem
Durchmesser von 10 bis 15 cm herausgesägt werden. Sie produzieren ca. 35 mA Strom pro cm 2
Fläche (zusammen bis zu 2 A/Zelle) bei einer Spannung von 550 mV bei voller Beleuchtungsstärke.
Die Effizienz von Solarzellen im Labor übersteigt 20 % im Gegensatz zu 15 % bei
herkömmlich produzierten Solarzellen. Es gibt vielerlei Arten von Silizium Solarzellen:
Monokristalline, polykristalline (beide Arten s.o.) und amorphe Solarzellen. Zur Herstellung
amorpher Si-Solarzellen ist es jedoch notwendig, ein spezielles Herstellungsverfahren zu
entwickeln. Daher werden im Regelfall die Solarzellen nur in monokristalline, polykristalline und
in Dünnschicht Solarzellen gegliedert.
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Dünnschichtzellen
In den letzten Jahren hat die Entwicklung von Dünnschichtverfahren zur Produktion von
Solarzellen an Bedeutung gewonnen. Bei dieser Technologie wird eine dünne Schicht
photoaktiver Halbleiter auf ein Substrat (gewöhnlich Glas) aufgetragen. Die gebräuchlichsten
Materialien sind: Amorphes Silizium (a-Si), dünne multikristalline Siliziumschichten auf
kostengünstigem Trägermaterial, Kupfer-Indium Diselenid (CIS) und Cadmiumtellurid (CdTe).
Im Vergleich zur kristallinen Siliziumtechnologie weist dieses Verfahren durch Materialreduktion,
Energieverbrauch und Prozessautomatisierung ein enormes Kosteneinsparungspotential auf.
Amorphes Silizium unterscheidet sich vom kristallinen insofern als sich bei kristallinem Silizium
die Siliziumatome nicht im exakten Abstand voneinander befinden, wobei diese zufällige
Anordnung der Atomstruktur einen gewaltigen Einfluss auf die elektronischen Eigenschaften des
Materials hat. Der Herstellungsprozess besteht in der Abscheidung von verschiedenen
Oxidschichten, a-Si Schichten und einer metallischen Kontaktschicht auf kostengünstigem Glas.
Die Effizienz von amorphen Solarzellen liegt normalerweise zwischen 6 und 8 %. Die
Lebensdauer von amorphen Zellen ist niedriger als jene von kristallinen Zellen. Amorphe
Solarzellen haben eine Stromdichte von bis zu 15 mA/cm 2 und die Spannung der Zelle ohne
Anschlussleistung von 0,8 V stellt einen höheren Wert dar als jener von kristallinen Zellen für
diesen Parameter. Die Spektralempfindlichkeit hat im Wellenlängenbereich des blauen Lichts
Höchstwerte: Deshalb ist für amorphe Solarzellen eine fluoreszierende Lampe die ideale
Lichtquelle. Der größte Nachteil von amorphem Silizium ist seine geringe Effizienz (6-8 %), die
sich in den ersten 6-12 Monaten der Betriebszeit sogar noch verringert. Danach pendelt sich die
Effizienzrate auf einen stabilen Wert ein. Bezug nehmend auf die dünnen multikristallinen
Siliziumschichten, wird ein leitfähiges, keramisches Substrat das Silizium enthält mit einer
dünnen Schicht polykristallinem Silizium beschichtet. Bei der Herstellung müssen niedrige
Temperaturen herrschen, damit hochqualitative Halbleiter produziert werden, die ein großes
Kosteneinsparungspotential aufweisen. Cadmiumtellurid (CdTe) ist ein Dünnschichtmaterial, das
durch Abscheidung oder Sputtern hergestellt wird. Für die Photovoltaik ist Cadmiumtellurid in
Hinkunft ein viel versprechendes Grundlagematerial. Der Produktionsnachteil liegt darin, dass
Cadmium giftig ist, obwohl einige Hersteller hier eine versicherungstechnische Lösung insofern
unterstützen, als die Finanzierung der geschätzten, zukünftigen Wiedergewinnungs- und
Recyclingkosten ihrer Module nach Ablauf der Verwendungsdauer übernommen wird. Die
Effizienz von Solarzellen unter Laborbedingungen liegt bei bis zu 16 %, während handelsübliche
Zellen eine Effizienz von bis zu 8 % aufweisen.
Kupfer-Indium Diselenid (CulnSe2 oder CIS) ist ein Dünnschichtmaterial mit Effizienzraten von
ungefähr 13 % bei marktüblichen Modulen und bis zu etwa 17 % bei Modulen unter
Laborbedingungen. Dies ist ein viel versprechendes Material, obwohl es aufgrund von
produktionstechnischen Verfahren und geringem Vorkommen wenig genutzt wird. Tabelle 1.1.
fasst die Hauptmerkmale von handelsüblichen Solarzellen zusammen.
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Tabelle 1.1. Hauptmerkmale von handelsüblichen Solarzellen
Material Effizienz Nennleistung Degradation nach 22
Jahren Freibewitterung
Farbe
Monokristallines
15-22 % 14,8 % (Tedlar TM und EVA Dunkelblau
Si
Verkapselung)
Multikristallines
13-15% 6,4 % (Transparente Silizium- Blau
Si
Verkapselung)
Amorphes Si 8-15 % k.A. Rot-blau, schwarz
CdTe 6-9 % k.A. Dunkelgrün, schwarz
CIS 7,5-9,5 k.A. schwarz
a Source: Ewan D. Dunlop and David Halton. The Performance of Crystalline Silicon Photovoltaic Solar
Modules after 22 Years of Continuous Outdoor Exposure. Prog. Photovolt: Res. Appl., DOI: 10.1002/pip.627
(Quelle: “Die Leistungsfähigkeit von kristallinen Silizium Photovoltaik Solarmdodulen nach 22 Jahren
kontinuierlicher Freibewitterung”, Prog. Photovolt: Forschung und Anwendungen)
Heute bietet der PV Markt eine enorme Bandbreite an Energieleistungen bei PV Modulen. Man
kann PV Module mit ein paar Watt bis zu mehreren hundert Watt erstehen, wobei es eine große
Anzahl von Anbietern in der ganzen Welt gibt. Was kristalline Zellen betrifft, so besteht eine
charakteristische Standardanlage aus 36-72 Zellen mit 75-270 Wp. Manchmal können Solarzellen
unter Betriebsbedingungen abgeschattet sein und die Temperatur kann steigen, bis ein
Materialschaden eintritt. Dies nennt man den Hot Spot-Effekt, und tritt dieser ein, dann reduziert
sich die Nennleistung der Module dramatisch. Um Hot Spots zu vermeiden, müssen
Bypassdioden eingebaut werden. Eine Bypassdiode schützt im Regelfall 18-20 Solarzellen.
1.2.2.Verkabelung
Die Verkabelung einer PV Anlage dient dazu, den elektrischen Strom vom PV Generator zum
Wechselrichter und von dort zum Energieversorgungsunternehmen zu liefern. Das heißt, die
Verkabelung ist sowohl bei den DC Bauteilen als auch bei den AC Bauteilen notwendig.
Besonderes Augenmerk muss auf die DC Verkabelung gelegt werden, weil die Eigenschaften des
Gleichstroms bei einem Kurzschluss mehr Gefahrenpotential in sich bergen als jene des
Wechselstroms. Deshalb ist es ratsam, bei allen Drähten einen Isolierungsgrad der Kategorie II zu
verwenden, sodass alle Kabeln eine doppelte Beschichtung zum Schutz gegen Wettereinflüsse
haben. Darüber hinaus ist es wegen des elektrischen Stroms (meistens höher als in AC
Elementen), der im DC Teil fließt, empfehlenswert, einen passenden Kabelabschnitt zu
verwenden, um Produktionsverluste zu vermeiden. Somit muss man der Empfehlung folgen, dass
der Spannungsabfall in der Verkabelung nicht mehr als 1,5 % beträgt. Im Abschnitt 3 kommen
wir auf diesen Punkt zurück, um auf die passende Dimensionierung des Kabelquerschnitts in
einer PV Installation einzugehen.
Es ist auch ratsam, den positiven und den negativen Pol zu trennen und klar zu unterscheiden, um
ein korrektes Kabeldesign zu gewährleisten. In diesem Sinne muss sich die Farbe des positiven
Pols von jener des negativen unterscheiden, wobei dem positiven Pol meistens warme Farben
(rot) und dem negativen meistens kalte Farben (schwarz) zugeordnet werden. Im AC Bauteil soll
man verschiedene Farben zwischen Phasen und auch Neutralleiter verwenden.
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1.2.3. Anschlusskästen
Anschlusskästen sind die Bauteile, in denen die Stränge des PV Generators angeschlossen
werden. Die Anschlusskästen haben eine zweifache Aufgabe. Erstens stellen sie eine wetterfeste
Verbindung zwischen den Strängen dar, und zweitens enthalten sie verschiedene
Schutzvorrichtungen, die sehr empfehlenswert zum Schutz gegen Stromausfall und
Witterungsprobleme wie z. B. Kurzschluss durch Feuchtigkeit oder Degradation durch lang
anhaltende Sonneneinstrahlung sind. In Abbildung 1.6. sehen Sie die Funktionsweise der im PV
Generatoranschlusskasten befindlichen Bauteile.
1. Jeder Strang vom PV Generator muss getrennt zum Anschlusskasten geführt werden.
Positive Leitungen werden an einer Seite gebündelt und negative an einer anderen Seite.
Durch diese Maßnahme entsteht ein räumlicher Sicherheitsabstand zwischen negativem
und positivem Pol, durch den Kurzschlüsse vermieden und Wartungsarbeiten leicht
durchgeführt werden können.
2. Jeder Strang hat eine Sicherung, die die Leitung gegen Rückstrom schützt. Rückströme
können durch eine Störung in einem Strang entstehen und der Strom eines anderen
Strangs kann durch den fehlerhaften Strang fließen.
3. Überspannungsableiter (Varistoren) leiten mögliche Überspannungen ab, die im PV
Generator auftreten könnten (wie z. B. induzierte Spannungen in Kabelschleifen durch
Blitzschlag nahe der Installation).
4. Der DC Schalter ist sehr empfehlenswert, um den DC Strom vom Generator zum
Wechselrichter zu unterbrechen.
5. Alle Metallausführungen und Ausgangsleistungen von Varistoren müssen an die
Erdelektrode angeschlossen sein.
6. Die Ausgangsverkabelung muss zum Wechselrichter oder zu einem anderen
Anschlusskasten führen. Ganz offensichtlich ist der Leitungsquerschnitt hier höher als bei
den Strangkabeln.
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Abb. 1.6. Modernster DC Anschlusskasten. Alle Elemente sind übersichtlich angeordnet und frei zugänglich
(1) Positive und negative DC Eingangsleistung - Einzelleitungen
(2) Varistoren schützen gegen Überspannungen
(2) Strangsicherungen schützen gegen Überströme
(3) DC Schalter
(4) Ausgangsleistungen von Varistoren und Metallausführungen mit Erdungsanschluss
(5) Positive und negative DC Ausgangsleistung
1.3. AC Bauteil
Der/die Wechselrichter, AC Verkabelung, der DC Hauptschalter (und sowohl der
magnetothermische Schalter und der Fehlerstrom-Schutzschalter) zusammen mit den
Messgeräten sind die wichtigsten Elemente im AC Teil. Der Wechselrichter ist das maßgebliche
Element, weil der Messzähler meistens von der Elektrikfirma ausgewählt und eingebaut wird.
Eigentlich wandelt der Wechselrichter den Gleichstrom in Wechselstrom um, der dieselben
Merkmale wie der Strom im öffentlichen Netz hat. Deshalb ist/sind der/die Wechselrichter ganz
wesentliche Elemente bei PV Anlagen.
1.3.1. Wechselrichter
Netzgekoppelte Wechselrichter nennt man auch netzgebundene Wechselrichter. Dieses Gerät
(Abb. 1.2. und 1.3.) verbindet die PV Anlage mit dem Netz oder sowohl mit Netz als mit dem
Wechselstromverbraucher eines Gebäudes. Hauptsächlich wird der Wechselrichter zur
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Umwandlung des Solargleichstroms in Wechselstrom verwendet, der, wie oben schon ausgeführt,
dieselben Merkmale aufweist wie der Strom im öffentlichen Netz. Die Leistung dieser Geräte hat
sich in den letzten Jahren deutlich verbessert, was nur mehr geringe Leistungsverluste während
des Umwandlungsprozess nach sich zieht. Bei Freiflächenanlagen, die zu den netzgekoppelten
PV Anlagen gehören, wird der Wechselrichter direkt an das Netz angeschlossen, wie in Abb. 1.3.
beschrieben, sodass der gesamte produzierte Strom ins Versorgungsnetz eingespeist wird.
Abb. 1.7. Bild eines 100 kW Wechselrichters während eines Qualitätschecks
Netzgekoppelte PV Systeme mit Wechselrichtern bis zu 5 kW sind im Regelfall
Einphasensysteme. Sind es mehr als 5 kW, werden Dreiphasen-Wechselrichter (s. Abb. 1.7.)
verwendet. Will man aus dieser Strom-Spannungskennlinie des PV Generators das Maximum
herausholen, muss der Wechselrichter am MPP* betrieben werden. Dieser Punkt ändert sich
unaufhörlich in Abhängigkeit der Umweltbedingungen. Daher müssen die passenden
elektronischen Elemente im Wechselrichter immer den Punkt maximaler Leistung verfolgen und
den Gleichstromeingang maximieren.
Wechselrichter haben oft einen eingebauten Trafo, der die netzgekoppelte PV Anlage vom Netz
freischaltet. Trafolose Wechselrichter sind kleiner und leichter, aber nicht in allen Staaten ist der
Einbau derartiger Geräte gesetzlich erlaubt (in Spanien z. B. verbietet die Gesetzgebung den
Gebrauch von trafolosen Wechselrichtern, in Deutschland sind sie erlaubt).
*MPP = Punkt maximaler Leistung
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Der Umwandlungswirkungsgrad (η) ist das Verhältnis zwischen Ausgang von Wechselstrom und
Eingang von Gleichstrom. Dieser Parameter berücksichtigt die durch den Trafo entstandenen
Verluste – wenn dieser Bauteil in den Wechselrichter - ohmsche Elemente, Schalterteile etc.
eingebaut wird. Es ist zu beachten, dass der Umwandlungswirkungsgrad vom Eingang des
Gleichstroms abhängt: Das ist besonders bei niedriger Einstrahlung auf den PV Generator
bemerkenswert, was eine niedrigere Last am Wechselrichter bewirkt. Hersteller zeigen
gewöhnlich eine Kurve mit dem Umwandlungswirkungsgrad versus Wechselstromausgang:
Hochmoderne Wechselrichter erzielen vielleicht in dieser Kurve eine Spitze von 95 %. Um aber
gut fundierte, Effizienz-basierte Vergleiche von Wechselrichtern zu erzielen, hat man den Euro-
Wirkungsgrad (η Euro ) herangezogen, damit man eine vernünftige Berechnung der Effizienz unter
Berücksichtigung der klimatischen Gegebenheiten erstellen kann.
Der Euro-Wirkungsgrad ist ein Parameter gewichtet für das europäische Klima unter
Berücksichtigung verschiedener Lastbedingungen bezogen auf das Klima. Der Parameter η Euro
wird folgendermaßen dargestellt:
η Euro = 0,03 η 5% + 0,06 η 10% + 0,13 η 20% + 0,1 η 30% + 0,48 η 50% + 0,2 x η 100% (1.1)
Der tiefgestellte Index des Parameters η bezieht sich auf die Effizienz des Wechselrichters bei einer
Last, die durch einen Prozentanteil der AC Nennlast ausgedrückt wird (100 %), das η 100%
entspricht. Es muss betont werden, dass die verschiedenen Gewichtungen, die jedem η Wert bei
unterschiedlicher Last zugeordnet wurden, im Hinblick auf das zentraleuropäische Klima
ausgeführt worden sind. Modernste Wechselrichter können heute vielleicht schon einen η Euro Wert
von 92 – 96 % erzielen.
1.3.2 Energiemessgeräte
Der Energiezähler (Abb. 1.8.) ist das Element, das den von der PV Anlage produzierten
Wechselstrom misst. Dieses Gerät wird unmittelbar vor dem Anschlusspunkt an das Netz nach
dem Wechselrichter eingerichtet. Aus offensichtlichen Gründen, damit er weder vom Lieferanten
noch vom Eigentümer manipuliert werden kann, wird der Energiezähler vom Energieversorgungsunternehmen
installiert und gewartet.
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Abb. 1.8. Dreiphasen-Energiezähler mit einem Überwachungs- und Kommunikationssystem
Heutzutage haben fast alle installierten Messgeräte ein Überwachungssystem zur Aufzeichnung
der Zählerstände, die sowohl für den Anlageneigentümer als auch für
Stromversorgungsunternehmen zugänglich sind.
1.4. Metallausführungen und Erdungselektrode
Sowohl AC als auch DC Bauteile haben leitfähiges Metallmaterial, das für Menschen zugänglich
sein kann. Die Erdungselektrode ist eine Schutzvorrichtung, damit das leitfähige Metall keinen
elektrischen Schlag verursachen kann und keine Menschen zu Schaden kommen. Es kann
tatsächlich gefährlich werden, wenn ein DC oder AC Kabel einen Isolierungsfehler aufweist und
mit einem Metallteil in Kontakt kommt. Daher müssen derartige Risikosituationen vermieden
werden indem die Metallteile einer PV Anlage wie z. B. Wechselrichtergehäuse, Modulrahmen,
DC Anschlusskästen mit der Erdungselektrode verbunden sind, denn diese würde im Fall einer
schadhaften Isolierung die Rolle eines Ableiters übernehmen und folglich das Risiko eines
elektrischen Schlages ausschalten. Zusätzlich ist eine Anschlussklemme des
Überspannungsableiters an die Erdungselektrode angeschlossen: Durch das Element werden
Überströme abgeleitet, die durch diese Überspannungsableiter geführt werden.
Obwohl sie kein aktives Teil von netzgekoppelten PV Systemen darstellt, ist die an die
Metallteile angeschlossene Erdungselektrode der Schlüssel zur Lösung von Sicherheitsproblemen
in Bezug auf Isolierungsmängel, Überströme und Überspannungen. Nachdem PV Anlagen aus
Sicherheitsgründen oft ungeerdet sind, wobei viele Staaten dieses Vorgehen gesetzlich
unterstützen – ist keiner der beiden Pole (positiv oder negativ) an die Erdungselektrode
angeschlossen, und daher soll auf ein korrektes Design dieses Bauteiles Augenmerk gelegt
werden. Es ist höchst ratsam, dass der Widerstand der Erdungselektrode nicht mehr als 37 Ohm
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eträgt. Darüber hinaus muss die Verbindung zwischen allen Metallteilen und der
Erdungselektrode leicht ersichtlich und zugänglich sein, um die Systemsicherheit überprüfen zu
können (Abb. 1.8.). DC Sicherungen und Überspannungsableiter sind in DC Verteilerkästen
untergebracht – s. Unterabschnitt 1.2.3.; Wechselstromüberspannungsableiter sind auch an der
Eingangs- und Ausgangsseite des Wechselrichters angeschlossen.
Abb. 1.8. Anschlussstelle zwischen der Erdungselektrode und verschiedenen Metallteilen in einer PVAnlage
1.5. Einige elektrische Eigenschaften einer typischen 1 MWp netzgekoppelten PV Anlage
Nimmt man die Vielzahl der am Markt erhältlichen Geräte zum Bau einer PV Anlage innerhalb
des im Projekt „PVs in BLOOM“ angepeilten Leistungsbereiches (50 kWp – 2 MWp) und die
unterschiedlichen, technischen Lösungen für eine vorgegebene Spitzenleistung, so ist es
schwierig, dem Leser einige spezifische elektrische Eigenschaften eines solches Systems näher
zu bringen. Nichtsdestotrotz versuchen wir am Beispiel einer typischen PV Anlage mit rund
1 MWp Leistung einen Eindruck von einer derartigen Anlage mit Spannungs-, Strom- und
Leistungsvermögen zu vermitteln.
Eine weit verbreitete technische Lösung zur Errichtung großflächiger PV Anlagen (mit einer
Nennleistung von 1 MWp oder mehr) könnte in der Unterteilung in kleinere PV Subsysteme
bestehen. Eine hochmoderne, gangbare Methode könnte zehn 120 MWp Subsysteme enthalten.
Jeder PV Generator eines Subsystems wird an einen dreiphasigen 100 kW Wechselrichter
16

angeschlossen, während jedes Wechselrichterpaar an einen 400 kVA 380 V /20 kV 2
Transformator angeschlossen wird (5 Trafos werden insgesamt benötigt). Abbildung 1.9.
beschreibt das Elektroschema für eine 1,2 MWp PV Anlage. Hier können aber die zehn
Energiemessgeräte (eines pro Wechselrichter) auch durch ein einziges Messgerät, und zwar am
Hochspannungsausgang des Transformators, ersetzt werden. Wo der Energiezähler installiert
wird, entweder am Niederspannungseingang oder am Hochspannungsausgang des Trafos, hängt
eigentlich mehr mit der Rechtslage als mit technischen Einschränkungen zusammen.
5 X
=
~
=
~
245,7
kWh
345,2
kWh
400 kVA 380 /20 kV
Transformator
I D
R
G
Zwei 120 kWp
PV Generatoren
Zwei 100 kW
3 - phasige
Wechselrichter
Abb. 1.9. Elektroschema einer möglichen technischen Lösung für eine 1,2-MWp PV Anlage
In Tabelle 1.2. sind die wichtigsten elektrischen Merkmale eines PV Generators jedes einzelnen
der zehn möglichen Subsysteme unter Standardtestbedingungen erfasst.
Tabelle 1.2. Die wichtigsten elektrischen Merkmale eines PV Generators unter Standardtestbedingungen einer
typischen PV Anlage mit rund 1 MWp werden in diesem Abschnitt beschrieben. Die Werte für diese elektrischen
Eigenschaften sind unter Bedachtnahme modernster kristalliner Module und Wechselrichter gewählt worden - was
wiederum die Wahl der Module mit Serien- und Parallelschaltung beeinflusst, die zum Zeitpunkt der Erstellung
dieses Dokuments auf dem Markt erhältlich waren.
Nennleistung
(Wp)
Leerlaufspannung
(V)
Kurzschluss-
Strom (A)
Spannung am Punkt
maximaler Leistung (V)
120 000 790 205 631 190
Strom am Punkt
maximaler Leistung (A)
2 Die Zahl für die Hochspannungsseite des Trafos kann je nach dem nationalen Stromverteilungssystem variieren.
Die Nennleistung des Trafos ist ganz bwusst bis zur zweifachen Anschlussleistung des Wechselrichters
überdimensioniert.
17

KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 1
Im Abschnitt 1 wurden die wesentlichen Merkmale einer netzgekoppelten PV Anlage
ausführlich beschrieben, wobei hierfür eine passende Unterteilung vorgenommen worden
ist. Somit kann man sagen, dass jedes dieser Systeme aus etwa drei verschiedenen Teilen
besteht, von denen jedes beschrieben wurde. Weiters ging man auch auf die leitfähigen
Elemente näher ein.
Gleichstrom (DC) Bauteil: Es erstreckt sich vom PV Generator bis zum
Wechselrichtereingang, wobei hier der wichtigste Punkt der elektrische Strom ist, der als
Gleichstrom geliefert wird. PV Module, Tragstrukturen, Schutzvorrichtungen, Drähte,
Kabeln und DC Anschlusskästen sind in diesem DC Bauteil inkludiert. In diesem
Abschnitt wurde besonderes Augenmerk auf die Eigenschaften (Effizienz, Verkapselung,
Degradation etc.) und verschiedene Arten von PV Solarzellen und PV Modulen
(monokristalline, polykristalline oder Dünnschicht) gelegt.
Wechselstrom (AC) Bauteil: Es erstreckt sich vom Wechselrichter bis zum Anschluss an
das öffentliche Stromnetz. Hier wird der elektrische Strom als Wechselstrom geliefert.
Inkludiert sind Wechselrichter, Drähte, Kabeln, Schutzvorrichtungen und ein
Energiemessgerät, das den an das öffentliche Netz gelieferten Strom messen soll. Die
Effizienz des Wechselrichters wurde in diesem Abschnitt hervorgehoben und mit
Gleichungen zur Berechnung dieses Parameters ergänzt.
Metallausführungen und Erdungselektrode: Dieser Teil soll Menschen vor elektrischen
Schlägen schützen. Hier wurden Begriffe wie Überströme und Überspannungen bei PV
Anlagen beschrieben und jene Bauteile präsentiert, die derartige Fehlfunktionen
verhindern sollen.
Einige elektrische Eigenschaften einer typischen 1 MWp PV Anlage werden vorgestellt,
um dem Leser die Konzeption einer derartigen PV Anlage näher zu bringen.
2. Einschätzung der jährlichen Energiemenge, die von einem netzgekoppelten
PV System produziert wird
Obwohl die Kosten für eine typische Freiflächem PV Anlage in der Größe von 50 kWp bis 2
MWp (der Größenbereich, mit dem sich das Projekt „PVs in BLOOM” befasst) in den Jahren
2007 – 2009 um etwa 35 % drastisch gesunken sind, zwingt die benötigte Anfangsinvestition den
künftigen Eigentümer in vielen Fällen zur Aufnahme eines Kredits. Die künftige
Energieproduktion der Anlage ist die beste Garantie für den Eigentümer - und natürlich für die
Bank - um den Kredit zur Gänze auch wieder zurückzahlen zu können. Dieser Umstand könnte
helfen, Verständnis dafür zu wecken, wie wichtig eine realistische Einschätzung der jährlichen
Energieproduktion einer netzgekoppelten PV Anlage ist. In diesem Abschnitt wird die
Kalkulationsmethode des jährlichen Energieertrages einer netzgekoppelten PV Anlage
vorgestellt. Weiters werden nachstehend die bestehenden online Instrumente zur Evaluierung
Sonneneinstrahlung (der größte Unsicherheitsfaktor) ausführlich dargelegt.
19

2.1. Einschätzung der Sonneneinstrahlung des Geländes (verfügbare Datenquellen über
Einstrahlung: Boden-basierte Messungen und Satelliten-gestützte Daten).
Es ist bekannt, dass das Wissen um die Einstrahlung der erste Schritt zur Einschätzung der
jährlichen Produktion einer PV Anlage ist. Das heißt, dass es notwendig ist, über die jährliche
einfallende Sonneneinstrahlung auf den PV Generator Bescheid zu wissen. Zusätzlich müssen
hier sowohl die Modulneigung (β, oder Neigungswinkel, der zwischen 0º und 90º liegt) und die
Ausrichtung (α, oder Azimut, Osten = -90º, Süden = 0º, Westen = 90º) berücksichtigt werden,
weil sich die jährliche Einstrahlung auf einer Fläche mit einem beliebigen Neigungswinkel und
Azimutwinkel stark von der Einstrahlung auf eine horizontale Oberfläche (die am häufigsten
vorkommenden Einstrahlungsdaten in Solar-Datenbanken) unterscheiden kann. Es gibt einige
Methoden, um ersteren Parameter aus dem letzteren zu ermitteln, aber dies ist nicht Gegenstand
dieser Arbeit. Jedoch ist es nützlich zu wissen, dass im Falle eines zum Äquator gerichteten PV
Generators – also nach Süden - (α = 0º), oder nach Norden gerichtet (α = 180º) für nördliche
bzw. südliche Hemisphären - mit einem etwas niedrigerem Neigungswinkel als der lokale
Breitengrad (β opt ) des Standorts ist, die jährlich gesammelte globale Einstrahlung und folglich
auch die Stromerzeugung maximiert. Ab.2.1. zeigt die Merkmale von Neigungswinkel β und
Azimutwinkel α.
Abb. 2.1. Neigung und Ausrichtung eines PV Generators (Quelle: IDAE. 2002, Institut für Energie und
Energieeinsparung, “Errichtung von PV Anlagen” Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica, Pliego de
Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. IDAE, Madrid, p.53 )
Bevor wir mit der Kalkulation der Sonneneinstrahlung beginnen, ist es interessant, den
Unterschied zwischen Bestrahlung oder Einstrahlung (H) und Bestrahlungsstärke (G) zu erörtern.
Abb. 2.2. kann dabei hilfreich sein. Abb. 2.2.-A stellt eine Grafik einer gemessenen Bestrahlungsstärke
versus Zeit während eines sonnigen Tages dar. Wie abgebildet, besteht die Bestrahlungsstärke
aus Watteinheiten pro Quadratmeter (W/m 2 ), das heißt, die Bestrahlungsstärke ist die
einfallende Sonnenenergiedichte. Nachdem die Bestrahlungsstärke nichts anderes als
Sonnenlichtenergie pro Quadratmeter ist, muss der Momentanwert der Bestrahlungsstärke
hervorgehoben werden. Bei Abb. 2.2.-B ist die Fläche unter letzterer Bestrahlungsstärke-Kurve
und X-Achse in Rot gehalten: Diese Fläche ist die Einstrahlung, die während dieses Tages
aufgefangen wurde. Folglich hat die Einstrahlung Einheiten von W•s/ m 2 or kWh/m 2 : Das heißt,
gesammelte Energie pro Quadratmeter während eines bestimmten Zeitabschnitts. Wenn diese
20

estimmte Zeitperiode ein Tag oder ein Jahr ist, können die Begriffe „Tägliche
Sonneneinstrahlung“ oder „Jährliche Sonneneinstrahlung“ verwendet werden.
Zeit
(Senkrecht: irradiance = Bestrahlungsstärke (W/m²))
Zeit
Abb. 2.2. Diagramm A stellt die gemessene Bestrahlungsstärke während eines sonnigen Tages dar, und der rote Bereich von
Diagramm B ist gleich die gesammelte Einstrahlung während eines sonnigen Tages
Zieht man die statistischen Informationen des Einstrahlungsprofils des Standortes heran, so
werden bei der Auslegung von PV Modulen für die tägliche Einstrahlung (Hda(0) und Hma(0)
weithin jährliche oder monatliche Durchschnittswerte verwendet. Wie oben beschrieben, sind
diese Durchschnittswerte in den meisten Solardatenbanken nur für horizontale Oberflächen
verfügbar. Für Installationen in sonnigen europäischen Klimazonen mit einem optimalen
Neigungswinkel, ist die Gleichung 2.1. jedoch eine Faustregel, die allgemein die horizontale
Einstrahlung im Jahresdurchschnitt-H(0)- und die jährliche Durchschnittseinstrahlung, gesammelt
auf einer dem Äquator zugewandten Fläche, β opt – mit geneigter Oberfläche – H(0,β opt ):
2
1
2
1
H(
0,
)[ kWh·m ·year ] 1.
15H(
0 )[ kWh·m ·year ] (2.1)
opt
Das bedeutet offensichtlich, dass:
H
da
2
1
2
1
( 0,
)[ kWh·m ·day ]· 365 1.
15H
( 0 )[ kWh·m ·day ]· 365 (2.2)
opt
Das ist:
2
1
2
1
H ( 0,
)[ kWh·m ·day ] 1.
15H
( 0 )[ kWh·m ·day ] (2.3)
da
opt
da
da
Wenn auf Oberflächen gesammelte Einstrahlungen mit einem beliebigen Azimutwinkel α und
einem Neigungswinkel β bewertet werden sollen, -H(α,β)- können einige Diagramme in der
Literatur von großer Hilfe sein. Folglich soll die Abb. 2.3. den letzteren Wert aus H(0) ableiten
und dann kann dieser Wert kann für ähnliche Breitengrade wie jene von Spanien (z. B.
südeuropäische Länder) angewandt werden. Zum besseren Verständnis für den Einsatz dieses
Wertes wurde ein Beispiel dargestellt.
(Quelle: IDAE. 2002, „Errichtung einer PV Anlage. Technische Spezifikationen zum PVAnschluss ”)
21

Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas IDAE.
Madrid, p.55)
Abb. 2.3. Prozentuales Verhältnis zwischen der täglichen Einstrahlung im Jahresdurchschnitt auf eine beliebig
ausgerichtete Fläche und der maximale Wert dieses Parameters in Madrid (α = 0 ° and β =35 °)
Neigungswinkel
Azimutwinkel
Der konzentrische Kreisumfang stellt den Neigungswinkel dar, während die Radien die
Ausrichtung (Azimutwinkel) der Oberfläche in Abb. 2.3. angeben. Angenommen, zum Beispiel,
der Standort ist Jaén in Spanien ((37°N Breitengrad, 3ºW Längengrad), wo Hda(0) =
4,9 kWh·m -2 day -1 , Hda(0) ist im Zentrum des Kreises (blauer Punkt). Es stammt von der
Kennfarbe der Zahl Hda(0) =0,85·Hda(0°,35°). Folglich, Hda(0°,35°)=Hda(0) / 0,85= 5,8
kWh·m -2 year -1 (schwarzer Punkt). Nehmen wir nun eine Oberfläche mit = -30º y = 60º (roter
Punkt) an. Nach der Kennfarbe der Zahl, Hda(-30°,60º)=0,85·Hda(0°,35°)= 4,93 kWh·m -2 year -1 .
Die weiße Fläche im Zentrum deutet darauf hin, dass die gesammelte Einstrahlung hinsichtlich
geringer Abweichungen von der optimalen Ausrichtung und dem Neigungswinkel relativ wenig
Sensitivität zeigt.
Es gibt in der Literatur auch noch andere Diagramme für die die oben angeführte Thematik.
Abb.2.4. zeigt zum Beispiel die durchschnittliche, jährliche Einstrahlung (kWh·m -2·year -1 ) in
Berlin, gemäß Azimut und Neigungswinkel der betreffenden Oberfläche. Die relative Form der
Höhenlinien - nicht die spezifischen Werte der durchschnittlichen jährlichen Einstrahlung -
könnte für das zentraleuropäische Klima gelten.
22

Neigungswinkel in °
Osten
Abb. 2.4. Durchschnittliche, jährliche Einstrahlung (kWh·m -2·year -1 ) in Berlin, gemäß Azimut und Neigungswinkel,
(Quelle: DGS and Ecofys, 2005, Planning and Installing Photovoltaic Systems. A guide for installers, architects and
engineers. James & James, London, p. 13)
( „Planung und Installation eines PV Systems. Ein Leitfaden für Energieanlagenelektroniker, Architekten und
Ingenieure. James & James, London, S. 13”)
Süden
n
Westen
Eine zweiachsige Nachführung kann in Südeuropa einen Einstrahlungsgewinn von bis zu 40 %
erbringen, im Vergleich zu statischen Flächen mit optimaler Ausrichtung und Neigung (0,β opt ).
Diese Steigerung fällt in Mitteleuropa aufgrund der hohen Bewölkung auf ca. 30 %. Eine
einachsige Nachführung kann in Südeuropa je nach Trackingmethode Einstrahlungsgewinne von
25-33 % bringen, im Vergleich zu statischen Oberflächen mit optimaler Ausrichtung und
Neigung (0,β opt ), Dieser Zuwachs fällt in Mitteleuropa auf rund 20 %, auch aus den oben
angeführten Gründen.
Abgesehen von den oben angeführten Methoden, gibt es einige zweckdienliche Software-Tools,
die sich für die Evaluierung der Einstrahlung auf beliebig geneigte und ausgerichtete Oberflächen
eines spezifischen Geländes (je nach Breiten- und Längengrad) eignen. Der Großteil dieser
Software-Tools arbeitet mit Datenbanken aus zwei Quellen: Boden-basierte und Satelliten-
-gestützte Daten. Diese Anwendungen verfügen im Regelfall über eine ausgefeilte Technik, die
die Einstrahlung durch komplexe Interpolationsmethoden unter Berücksichtigung der Daten von
verschiedenen meteorologischen Stationen und/oder Satellitenobservationen im Umkreis des PV
Standortes bewerten können. In dieser Hinsicht ermöglichen Meteonorm, Sundy und Shell Solar
Path eine einfache Evaluierung der jährlichen Einstrahlung eines gegebenen Standortes. Es gibt
dafür auch online einige kostenlose Software Tools. In dieser Hinsicht unterstützt das EU Projekt
PVGIS (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/) durch eine hervorragende Web-Applikation (s. Abb.
2.5.) die Einschätzung der Sonneneinstrahlung für Standorte in Europa und Afrika. Die
Anwendungsmöglichkeiten - die für PV Projekte ausgelegt sind - ermöglichen es, eine Vielzahl
technischer Merkmale einer PV Anlage zu inkludieren, selbst wenn die Anlage über eine
Nachführung verfügt.
23

Abb. 2.5. Web Applikation zur Einschätzung der Einstrahlung inkludiert in PVGIS Website
(Quelle: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php).
Übersetzung des Textes in der Grafik:
Leistungsvermögen einer netzgekoppelten PV Anlage
PV Einschätzung Monatliche Einstrahlung Tägliche Einstrahlung
PV Technologie: Kristallines Silizium
Installierte PV Höchstleistung
Geschätzte Systemverluste
Feste Aufstellungsoptionen:
Aufstellungsposition
Neigung:
Neigungsoptimierung:
Azimut:
auch: Azimutoptimierung
Azimutwinkel von -180 – 180, Osten = -90, Süden = 0
Trackingoptionen:
Vertikale Achse Neigung Optimieren
Geneigte Achse Neigung Optimieren
2-achsiges Tracking
Ausgangsoptionen:
Diagramme zeigen Horizont zeigen
Webseite Textfile PDF
Die NASA Website (http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/) stellt weltweit Einstrahlungsdaten online
zur Verfügung.
2.2. Einschätzung der jährlichen Stromertrages einer netzgekoppelten PV Anlagen
Eine PV Anlage wird als 1 KWp System eingestuft, wenn der PV Generator 1 kW unter
Standardtestbedingungen produziert. Diese Bedingungen bestehen aus einer globalen
Strahlungsleistung von 1000 W . m - ² mit einer Spektralverteilung entsprechend dem Spektrum
AM 1,5G und einer Temperatur von 25° C für eine PV Modulzelle. Trotz dieser augenscheinlich
komplexen Definition, ist das PV- kWp-Bewertungssystem (oder das Vielfache) ein
24

zweckdienliches System, weil es mit der folgenden Gleichung eine klare und deutliche
Einschätzung des jährlichen Stromertrages einer netzgekoppelten PV Anlage (E PV ) ermöglicht:
E
PV
[ kWh·year
2
1 *
] H( , )[ kWh·m ·year ]·P [ kWp]·PR (2,4)
1
Wo P * = PV Generator Leistung unter Standardtestbedingungen und PR = Performance Ratio
Die Performance Ratio bezieht sich auf die Effizienz des Systems zusammen mit vielen anderen
unvermeidlichen Verlusten – Betriebstemperaturverluste, Netzwechselspannungsverluste,
Verdrahtungsverluste etc. beeinflussen den Strom bei PV Anlagen. Man nimmt an, dass PR
Werte für intelligent ausgelegte netzgekoppelte PV Anlagen im Bereich von 0,70 bis 0,80 liegen.
Diese Werte stimmen mit vielen verfügbaren Performanzdaten überein.
Hier ein Beispiel zum besseren Verständnis der Gleichung (2.4). Angenommen, eine 1 MWp
netzgekoppelte PV Anlage auf einem Gelände, in dem die durchschnittliche jährliche
Einstrahlung eines PV Generators 1900 kWh·m -2·Jahr -1 beträgt. Wenn ein Wert von 0,7 für die
Performance Ratio angenommen wird, dann:
E PV
( kWh·
year
1
) 1900kWhm
·
2
· year
1
· 1000kWp·0.7
1330000kWh·
year
1
Ein häufig verwendeter Parameter zur Bewertung der Solarstrommenge einer netzgekoppelten
PV Anlage ist der spezifische Energieertrag (Y f, in kWh·kWp -1·Jahr -1 ). Abb. 2.6. beschreibt
mehrere Mindest- und Maximalwerte für diesen Parameter in einzelnen Ländern. In Tabelle 2.1.
ersieht man etliche typische Werte für diesen Parameter, der an spezifischen Standorten in jenen
Ländern berechnet worden ist, die am Projekt „PVs in BLOOM“ teilnehmen (Italien, Spanien,
Griechenland, Polen, Österreich, Slowakei).
25

1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
600
Australien
Österreich
Kanada
Schweiz
Dänemark
Deutschland
Großbritannien
Italien
Japan
Niederlande
Norwegen
Portugal
Spanien
Schweden
Kalifornia (USA)
Griechenland
Frankreich
800
1 )
PV Ertrag (kWh·kWp - 1·Jahr
-
PV yield (kWh kWp -1 year -1 )
700
Abb. 2.6. Mindest- und Maximum PV-Stromerträge, die jährlich von einem 1-kWp System (kWh Jahr -1 ) in
verschiedenen Ländern mit optimal geneigten PV Modulen und einer Performance Ratio gleich 0,75 produziert
wurden. (Quelle: Europäische Kommission, Gemeinsame Forschungsstelle
http://re.jrc.cec.eu.int/pvgis/apps/pvest.php?lang=en&map=Europe; und Nationales Labor für Erneuerbare Energien.
http://www.nrel.gov/rredc/pvwatts/)
Tabelle 2.1. Typische Werte für diese Parameter, die für spezifische Standorte in Ländern berechnet worden sind, die
am Projekt „PVs in BLOOM“ teilnehmen. N.B.: PVGIS Software wurde verwendet. Angenommen wurden dem
Äquator zugewandte und optimal geneigte, statische Tragkonstruktionen mit einer Performance Ratio von 0,8.
Ort
Repräsentative Standorte in Italien
Breitengrad, Längengrad Optimaler
Neigungswinkel (º)
Padua (Italien) 45,410N, 11,877O 34° 1144
Belluno Italien) 46,140N, 12,218O 36º 1096
Berchidda (Italien) 40,785N, 9,166O 34° 1456
Lugo di Vicenza Italien) 45,746N, 11,530O 35º 1112
Mores (Italien) 41,474N, 1,564O 34º 1376
Sassari (Italien) 40,727N, 8,56O 34° 1456
Siliqua (Italien) 39,301N, 8,81O 34° 1472
Repräsentative Standorte in Griechenland
Afetes (Griechenland) 39,283N, 23,18O 30° 1328
Aiginio (Griechenland) 40,511N, 22,54O 31° 1280
Y f, (kWh·kWp -1·Jahr -1 )
26

Lefkonas (Griechenland) 41,099N, 23,50O 31° 1224
Milies (Griechenland) 39,328N, 23,15O 30° 1352
Sourpi (Griechenland) 39,103N, 22,90O 29°
1304
Repräsentative Standorte in Polen
Adamów (Polen) 50,595N, 23,15O 35°
Gmina Wisznice (Polen) 51,789N, 23,21O 36°
Urząd Miasta Lublin
(Polen)
Repräsentative Standorte in Österreich
51,248N, 22,57O 36°
Burgau (Österreich) 48,432N, 10,41O 36°
Fürstenfeld (Österreich) 47,095N, 15,98O 35°
Repräsentative Standorte in der Slowakei
Drahovce 48,518N, 17,80O 35°
Bacúch 48,859N, 19,81O 38°
Repräsentative Standorte in Spanien
Valencia 3,470N, -0,377O 35°
Jaén 37,766N, -3,790O 33°
Alcaudete 37,591, -4,087O 33°
Hornos 38,217N, -2,720O 32°
936
944
936
1000
1064
1040
1024
1400
1544
1560
1520
KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 2
Die Berechnung der Sonneneinstrahlung, die auf einer Oberfläche mit einer gegebenen
Ausrichtung (a) und einem Neigungswinkel (β) zur Berechnung der Energieproduktion
einer PV Anlage führt.
Einige grafische Verfahren zur Abwägung der Sonneneinstrahlung, die auf einer beliebig
ausgerichteten und geneigten Oberfläche gesammelt wird, wurden zur Verfügung gestellt.
Eine Gleichung, die Genauigkeit und Einfachheit vereint und zur Berechnung der
jährlichen Energieproduktion einer PV Anlage dient, ist vorgestellt worden.
E
PV
[ kWh·year
] H( , )[ kWh·m
·year
1 2
1
]·P
*
[ kWp]·PR
Wo P* = PV Generator Leistung unter Standardtestbedingungen und PR = Performance
Ratio (0,7-0,8)
27

3. Die Bemessung eines netzgekoppelten PV Systems
Dieser Abschnitt befasst sich mit grundsätzlichen Konzepten zur Bemessung einer
netzgekoppelten PV Anlage in einem degradierten Gebiet. Will man das Design einer
netzgekoppelten PV Anlage durch einen konsequenten und allumfassenden Lösungsansatz, der
jedwede Konfiguration beinhaltet, erklären, würde das den Rahmen dieser Arbeit sprengen und
auch die Verständlichkeit beeinflussen. Folglich sind alle nachstehend angeführten Konzepte
etwas vereinfacht dargestellt und nur die Bemessung von netzgekoppelten PV Anlagen mit
Flachplattenmodule mit Zentralwechselrichter sind ausführlich untersucht worden.
3.1. Auswahl der PV Module
Die verwendeten PV Module bestimmen die Bemessung der restlichen PV Elemente in einem
hohen Maß. Als ersten Schritt werden grob geschätzt 10 m 2 Fläche pro installiertem kWp als
notwendig eingestuft. Berücksichtigt man den derzeitigen Stand der Technik, werden je nach
Solarzellentechnologie in Tabelle 3.1. genauere Einschätzungen vorgenommen. Den Löwenanteil
auf dem PV Markt halten noch immer mono- und polykristalline Siliziumsolarzellen, aber viel
versprechende neue Technologien wie die CdTE basierte Technologie drängen immer stärker auf
den Markt.
1 kWp = 10 m 2 der benötigten Fläche (kristallines Silizium), wenn die PV Module in der
gleichen Ebene aufgestellt werden, wie die Fläche, auf der sie abgestützt sind, sei es Dach oder
Terrain.
Es ist erwähnenswert, dass die oben angeführte Überlegungen dann richtig sind, wenn die PV
Module in der gleichen Ebene wie die Fläche aufgestellt werden, auf die sie abgestützt sind, sei
es Dach oder Terrain. Aber das ist bei den meisten Freiflächen PV Anlagen nicht der Fall, denn
hierbei könnte sich die Einschätzung der benötigten Fläche zu einem veritablen Problem
ausweiten, was den lokalen Breitengrad, die Geländeneigung, den Modulneigungswinkel etc.
betrifft. Doch der Einfachheit halber wird bei den nachfolgenden Ausführungen eine horizontale
Geländeoberfläche, ein Neigungswinkel, der etwas niedriger ist als der Breitengrad und keine
Verschattung zwischen den PV Modulanreihen angenommen. Unter Bedachtnahme der neuesten
Technologien (s. oben), zeigt Tabelle 3.2. in Abhängigkeit der Solarzellentechnologie die
erforderliche Geländeoberfläche zur Errichtung einer netzgekoppelten 1 kWp PV Anlage.
Tabelle 3.1. Erforderliche Oberfläche für eine netzgekoppelte 1 kWp PV Anlage, wenn die PV Module in der Ebene
der Oberfläche aufgestellt werden, auf der sie abgestützt werden, sei es Dach oder Terrain. (Source: DGS y Ecofys,
2008. Planning and Installing Photovoltaic Systems. A guide for installers, architects and engineers. Second Edition,
James & James, London, p. 151) (Quelle: DGS y Ecofys, 2008. „Planung und Installation eines PV Systems. Ein
Leitfaden für Energieanlagenelektroniker, Architekten und Ingenieure,“ Zweite Ausgabe, James & James, London,
S. 151)
Technologie Oberfläche (m 2 )
Monokristallines Silizium 7-9
Polykristallines Silizium 8-11
Kupfer Indium Diselenid (CIS) 11-13
28

Cadmiumtellurid (CdTe) 14-18
Amorphes Silizium 16-20
1 kWp 20 m 2 der benötigten Oberfläche (kristallines Silizium), wenn die PV Module auf einer
horizontalen Geländeoberfläche errichtet werden, der Neigungswinkel etwas niedriger als der
Breitengrad ist und keine Verschattung zwischen den PV Modulreihen auftritt.
Tabelle 3.2. Benötigte Oberfläche für 1 kWp, wenn die PV Module auf einer horizontalen Geländeoberfläche aufgestellt
werden, der Neigungswinkel etwas niedriger ist als der Breitengrad und zwischen den PV Reihen keine Verschattung
auftritt. Bitte beachten: Die hier angeführten Werte sind etwas höher angesetzt, denn exaktere Berechnungen für jeden
spezifischen Breitengrad könnten zu kleineren Werten der benötigten Oberfläche führen.
Technologie Oberfläche (m 2 )
Monokristallines Silizium 20
Polykristallines Silizium 27
Kupfer Indium Diselenid (CIS) 32
Cadmiumtellurid (CdTe) 40
Hersteller von Wechselrichtern und PV Modulen liefern die charakteristischsten elektrischen
Parameter ihrer Produkte. Die wichtigsten werden in den Tabellen 3.3. und 3.4. gezeigt. Wie
nachstehend beschrieben, sind diese Parameter für das Systemdesign von höchster Wichtigkeit.
In den Datenblättern der Hersteller sind üblicherweise auch noch andere Merkmale wie Gewicht,
Dimensionierung etc.vermerkt.
Tabelle 3.3. Die wichtigsten elektrischen Parameter eines PV Moduls, das im Allgemeinen vom Hersteller geliefert wird
Parameter
Symbole (in
Symbol
deutsch)
Temperaturkoeffizient des Kurzschlussstroms (mA·ºC -1 ) I MOD,SC T K (I)
Temperaturkoeffizient der Leerlaufspannung (mV·ºC -1 ) V MOD,OC T K (U)
Strom am MPP unter Standardtestbedingungen (A) I MOD,M,STC I MOD,M,STC
Kurzschlussstrom unter Standardtestbedingungen (A) I MOD,SC,STC I scSTC
Parallel geschaltete Zellen N cp N cp
In Reihe geschaltete Zellen N cs N cs
Maximale Leistung unter Standardtestbedingungen (Wp) P MOD,M,STC P mpp
Nennbetriebs-Zellentemperatur (ºC) NOTC T NOCT
Spannung am MPP unter Standardtestbedingungen (V) V MOD,M,STC U mpp
Leerlaufspannung unter Standardtestbedingungen (V) V MOD,OC,STC U ocSTC
29

Tabelle 3.4. Die wichtigsten elektrischen Parameter eines Wechselrichters, der gewöhnlich
vom Hersteller angeboten wird
Parameter Symbol Symbole
Wirkungsgrad (adim) INV , M η eu
Leistungsfaktor (adim) cos cos
Netzfrequenz (Hz) f fr
Max. Eingangsstrom, Gleichstrom (A) I INV , M,DC I dcmax
Nennstrom ausgangsseitig, Wechselstrom (A) I INV , AC I ac
Niedrigste Spannung bei Wechselrichter MPP Tracking (V) V INV,m,MPP U mppmin
Höchste Spannung bei Wechselrichter MPP Tracking (V) V INV , M,MPP U mppmax
Nenneingangsleistung (W) P INV,DC P INV,DC
Nennausgangsleistung (W) P INV,AC P INV,AC
Max. Eingangsspannung (V) V INV , M U dcmax
Nennausgangsspannung (V) V INV , AC U ac
3.2. Die Bemessung der Nennleistung des PV Generators
Die Planung der Nennleistung eines PV Generators (Summe der max. Leistung unter
Standardtestbedingungen der verwendeten Module) könnte von zwei Kriterien abhängen. Es liegt
am Eigentümer, das restriktivste zu wählen:
Verfügbare Fläche: Das ist ganz besonders wichtig, und man beachte Tabelle 3.2.
Kosten der installierten netzgekoppelten PV Anlage. Heute kann eine Überschlagsrechnung
für die Anfangsinvestition eines PV Systems von etwa € 3000 bis € 6000 gehen.
Jedenfalls sind die Kosten für kristalline Siliziummodule von 2007-2009 stark gesunken,
und dieser Abwärtstrend wird sich kurzfristig fortsetzen.
Der PV Generator wird aus der Anordnung von Parallelverschaltungen zwischen in Reihen
geschalteten Modulen (Stränge) zusammengesetzt. Somit ist die Spannung des PV Generators
gleich der Spannung eines Stranges, während der Generatorstrom die Summe des Stromes aller
parallel verschalteten Stränge ist.
3.3. Die Bemessung der Nennleistung des Wechselrichters
Bevor Sie sich Orientierungshilfe in Bezug auf die Bemessung der Nennleistung eines
Wechselrichters holen, wird noch auf den möglichen Standort eingegangen. Allgemein muss der
30

Wechselrichter nahe der Wechselstromschutzvorrichtungen (Überspannungsableiter,
Fehlerstromschutzschalter etc.) und dem Energiemessgerät errichtet werden. Empfehlenswert ist
es auch, den Gleichstromanschlusskasten, wo die Stränge parallel verschaltet sind, so nahe wie
möglich am Wechselrichter zu platzieren, sodass Spannungsabfälle durch Kabel minimiert
werden. Obwohl viele Wechselrichter dem IP-Code 65 (Schutzart) entsprechen, ist für diese
Geräte ein wetterfester Schutz (Hütte) empfehlenswert. Selbstverständlich müssen alle
Herstellerempfehlungen hinsichtlich Temperatur und Feuchtigkeit strikt eingehalten werden. Wie
schon früher ausgeführt, sind für über 5 kW nur dreiphasige Wechselrichter erhältlich.
Ein hilfreicher Parameter zur Bemessung der Nenneingangsleistung (P INV,DC ) des Wechselrichters
ist der Bemessungsfaktor F S = P INV,DC / P GFV,M,STC , wo P GFV,M,STC die maximale Leistung des PV
Generators unter Standardtestbedingungen ist. Eine weit verbreitete Empfehlung von F S je nach
Breitengrad wird in Tabelle 3.5. gezeigt. Diese Werte werden vorgeschlagen, vorausgesetzt ein
dem Äquator zugewandter PV Generator mit einem dem Breitengrad nahen Neigungswinkel ist
geplant.
Tabelle 3.5. Empfohlene Werte für F s in Europa als eine Funktion des Breitengrades (Quelle: Jantsch M., Schmidt
H., Schmid J., 1992. Results on the concerted action on power conditioning and control. Proceedings of the XI
European PV Solar Energy Conference and Exhibition. Montreux, Switzerland, pp. 1589-1592)(“Ergebnisse des
gemeinsamen Vorgehens bezüglich Stromaufbereitung und Leistungssteuerung. Protokolle der XI. Konferenz und
Ausstellung der Europäischen PV Solarenergie“)
Zone
Nordeuropa (Breitengrad 55 - 70º) 0,65 – 0,8
Mitteleuropa (Breitengrad, 45 - 55º) 0,75 – 0,9
Südeuropa (Breitengrad 35 - 45º) 0,85 – 1,0
F s
Fs muss herab gesetzt werden. wenn die Breite zunimmt. Das kommt daher, weil die Standardtestbedingungen
kaum im Freien stattfinden und die PV Generator Ausgangsleistung als Ganzes
kaum P GFV,M,STC in Europa übersteigt. Durch das sonnige Klima in Europa wird netzgekoppelter PV
Solarstrom entsprechend der Einstrahlung produziert. Das bedeutet, dass die PV Generator
Ausgangsleistung nahe an P GFV,M,STC und manchmal darüber liegt. Dann wird 0,8·P GFV,M,STC
P INV,DC P GFV,M,STC (0,8 F s 1) empfohlen, sodass der Wechselrichter für eine lange Zeitdauer
nicht überlastet wird. Es ist augenscheinlich, dass niedrige Fs Werte für nördlichste Breiten die
Energieeffizienz erhöhen und dazu führen, einen leistungsschwächeren Wechselrichter für dieselbe
Nennleistung des PV Generators auszuwählen.
Ganz abgesehen von den oben angeführten Überlegungen, gibt es bei der Wahl von Fs eine große
Gestaltungsfreiheit. In der Praxis und vorausgesetzt Fs ist nicht zu niedrig, spielt Fs hinsichtlich
einer netzgekoppelten PV Anlage kaum eine Rolle. In dieser Hinsicht wurde bei Planern derartiger
Anlagen in sonnigen Gefilden ein recht starker Trend in Richtung Fs = 1 festgestellt.
31

3.4. Die Bemessung der Anzahl der PV Module
Im Prinzip kann die Anzahl der Module so dargestellt werden, wenn die Nennleistung eines PV
Generators P GFV,M,STC durch den Einsatz von Modulen mit einer Nennleistung von P MOD,M,STC
erreicht wird:
PGFV
, M , STC
N Int
(3.1)
PMOD , M , STC
Gleichung (3.1) ist ein erster Schritt zur erforderlichen Modulanzahl, da die Bemessung des PV
Generators die Festlegung der in Serie geschalteten Module oder Stränge (N ms ) erfordert, die
parallel geschaltet werden müssten (N mp ). Beide Werte hängen vom spezifischen PV Modul und
der Spannungsbereich wo das Wechselrichter MPP Tracking stattfindet ab. Zusätzlich muss
besonders auf die maximale Eingangsspannung des Wechselrichters geachtet werden. Wie
untenstehend gezeigt wird, ist N nicht immer gleich N mp · N ms . Genauer gesagt:
a) N ms muss genommen werden, sodass die Summe der Spannungen beim MPP aller Module
in einem Strang innerhalb des Spannungsbereiches liegt, in dem der Wechselrichter den
MPP in der V-I Kurve des PV Generators regelt. N ms muss bemessen werden, sodass die
Spannung am Wechselrichtereingang niemals die maximale Spannung übersteigt, der
dieses Gerät standhalten kann.
b) Einige Stränge müssen parallel verschaltet werden (N mp ), bis die Nennleistung des PV
Generators annähernd erzielt ist. N mp muss bemessen werden, sodass die derzeitige
Einspeisung am Wechselrichtereingang die Maximalwerte nicht übersteigt (I INV , M,DC ).
3.5. Die Bemessung der Anzahl der in Serie geschalteten Module
N ms muss innerhalb einer Mindest- und Maximalgrenze liegen. Die Berechnung dieser Grenzen
finden Sie untenstehend.
3.5.1. Maximale Anzahl der in Serie geschalteten Module
Durch niedrige Temperaturen tritt eine Erhöhung der Leerlaufspannung des PV Generators ein.
Die gefährlichste Situation kann an einem kalten Wintertag eintreten, wenn der Wechselrichter
ausfällt (zu. B. durch eine Netzstörung). Beim Wechselrichtereingang tritt eine hohe Spannung
ein, die das Gerät ernsthaft beschädigen könnte, wenn die Spannung die Maximalspannung, der
dieses Element standhalten kann, übersteigt (V INV , M ). Ungeachtet einer gewissen Vorsicht, gibt es
eine weit verbreitetes Annahme, dass die Zellentemperatur T c unter -10° sinken kann. In diesem
Fall wird die Höchstzahl der in Serie geschalteten Module, die an den Wechselrichter
angeschlossen werden können, wie folgt dargestellt:
V
INV , M
máx( N ms ) Int
(3.2)
VMOD,
OC(
T c 10ºC)
32

Die Datenblätter der PV Module liefern ihre Leerlaufspannung nicht bei T c = -10ºC, aber sie
zeigen gewöhnlich den Leerlaufspannungskoeffizienten V MOD,OC (normalerweise so
ausgedrückt: mV·ºC -1 ), sodass (V MOD,OC < 0):
VMOD
, OC(
T VMOD OC STC V
c 70ºC) , , 35º·
MOD,
OC
(3.3)
Wenn V MOD.OC in ºC -1 ausgedrückt wird, wird Gleichung (3.3) zu:
VMOD
, OC(
T 70ºC) VMOD , OC,
STC( 1
35º· VMOD
, OC )
c
(3.4)
Die folgende Näherungsrechnung könnte unter Umständen für mono- und polykristallines
Silizium verwendet werden:
V MOD V
, OC(
T 10ºC)
1,14·
MOD,
OC STC
(3.5)
c ,
3.5.2. Mindestanzahl der in Serie geschalteten Module
Hohe Temperaturen lassen sowohl die Leerlaufspannung und die MPP Spannung des PV
Generators sinken. Wenn der letztere Wert unter die niedrigste Spannung sinkt, bei der der
Wechselrichter den Punkt maximaler Leistung (MPP) ermittelt, (V INV,m,MPP ), kann dieses Gerät
nicht die maximale Leistung vom PV Generator erhalten und es könnte sogar abschalten. Es ist
eine weit verbreitete Annahme, dass die Zellentemperatur T c bis zu 70° C ansteigen kann. In
diesem Fall muss eine Mindestanzahl von in Serie geschalteten Modulen festgelegt werden, um
obige Situation zu vermeiden:
V
INV , m,
MPP
mín( N ms ) Int
1
(3.6)
VMOD,
M ( T c 70ºC)
Der Quotient V INV,m,MPP / V MOD,M(Tc= 70ºC muss um eine Einheit erhöht werden, um eine
Aufrundung zu einer Ganzzahl ohne Dezimalstellen zu gewährleisten.
Wie bereits erörtert, stellen die Datenblätter der PV Module ihre Spannung nicht am
MPP (T c ) = 70° C bereit, aber sie kann wie folgt berechnet werden
(man denke an V MOD,OC < 0):
V
MOD, M ( T 70ºC) VMOD , M,
STC 45º·
VMOD OC
(3.7)
c ,
33

Wenn V MOD,OC in ºC -1 ausgedrückt wird, wird Gleichung (3.7) zu:
V
70ºC) VMOD,
M , STC ( 1
45º· VMOD,
)
(3.8)
MOD, M ( T
OC
c
Die folgende Näherungsrechnung könnte unter Umständen für mono- und polykristallines
Silizium verwendet werden:
V MOD V
, M ( T 70ºC) 0,82·
MOD,
M STC
(3.8)
c ,
Abb. 3.1. soll helfen, die oben stehenden Überlegungen und Berechnungen zu klären. Wenn die
Mindest- und Maximalanzahl der in Serie geschalteten Module einmal bestimmt ist, muss eine
Zahl dazwischen ausgewählt werden.
3.6. Die Bemessung der Anzahl der parallel geschalteten Module
Wenn N ms einmal bestimmt ist, dann wird die Anzahl der parallel verschalteten Module so
berechnet:
N
N mp Int
(3.9)
N ms
Wie bereits erklärt, ist gewöhnlich N N ms · N mp . Weiters darf der Wechseleingangsstrom
niemals seine Maximalleistung übersteigen (I INV,M,DC ). Folglich muss die folgende Ungleichung
verifiziert werden:
N mpIMOD SC,
STC IINV
, M,
DC
, (3.10)
Stimmt die Ungleichung (3.10) nicht, sollte für N ms ein höherer Wert genommen werden, sodass
für N mp durch die Gleichung (3.9) ein niedrigerer Wert erzielt wird. Dieser neue, niedrigere N mp
Wert muss mit der Gleichung (3.10) übereinstimmen.
34

Spannungsfenser mit Wechselrichter-
MPP-Tracking des PV Generators
) T
( A
c = 70ºC
I
T c = 25ºC
T c = - 10ºC
Höchsteingangsspannung
am Wechselrichtereingang
V (V)
Wechselrichter - -
MPP Tracking des Wechselrichters
Absperrspannung
MPP Tracking des Wechselrichters
bei niedrigster Spannung
bei höchster Spannung
Abb. 3.1. Spannungs-Stromkurve eines PV Generators bei unterschiedlichen Zellentemperaturen (T c ) und identischer
Bestrahlungsstärke (G) zusammen mit charakteristischen Spannungen des Wechselrichters. N.B.: Der Einfluss zweiter Ordnung,
den die Zellentemperatur auf den Kurzschlussstrom ausübt, wurde in dieser Abbildung nicht berücksichtigt.
.
)
r e
c
t u
t r u
s
g
r t i n
o
p
( s
u
r k
s
o
l
w
t a
e
M
.
…
.
Sicherungen
…
…
Überspannungs- r
ableiter
DC Anschlusskasten
+
-
DC Haupt
Kabel
Überspannungsableiter
DC Hauptschalter
=
WR
Magnetothermischer
Schalter
Wechselrichterr
Gehäuse
~
L 1
N
Fehlerstrom-
Schutzschalter
Überspannungsableiter
Energiemessgerät
130,5
kWh
Netz
PV Generator
.
Erdungsschiene
PE
Abb. 3.2. Detaillierter Plan einer netzgekoppelten PV Anlage (es wurde ein einphasiger Wechselrichter
angenommen, obwohl dieser Abriss grundsätzlich auch für dreiphasige gilt)
35

3.7. Die Bemessung der Verkabelung
Abbildung 3.2. beschreibt einen detaillierten Plan einer netzgekoppelten PV Anlage. PV Module
sind in Strängen in Serie geschaltet, welche im DC Anschlusskasten durch Kabeln parallel
verschaltet sind, deren Länge davon abhängt, wie weit entfernt die Modulstränge von diesem
Anschlusskasten sind. Das Gleichstrom-Hauptkabel verbindet den DC Anschlusskasten zum DC
Hauptschalter, der sich am Wechselrichtereingang befindet. Der DC Kabelquerschnitt ist
offensichtlich größer als jener der Stränge, da dieser die Summe der Ströme führt, die von jedem
einzelnen Kabelstrang getragen werden. Ein magnetothermischer Schalter wird am Eingang des
Wechselrichters zusammen mit einem Fehlerstromschutzschalter platziert. Danach wird der
elektrische Strom durch das Energiemessgerät in das Netz eingespeist. Bezug nehmend auf
nähere technische Details, muss jedes am Projekt „PVs in BLOOM“ teilnehmende Land
sicherstellen, dass seine nationale Niederspannungsrichtlinie bei den netzgekoppelten PV
Anlagen beachtet wird.
Bei der Bemessung der Verkabelung mus man drei wesentliche Kriterien berücksichtigen: a) die
Stehspannung, b) die Strombelastbarkeit und c) die Eingrenzung des Spannungsabfalles durch
Kabeln unter Standardtestbedingungen zur Verlustminimierung. Ein Großteil der handelsüblichen
Kabeln widerstehen Spannungen bis zu 1000 V, ein Wert, der im Allgemeinen bei PV Systemen
nicht überschritten wird. Noch dazu sind viele Kabeln für den Außenbereich angelegt, sodass hier
für PV Anlagen keine Probleme zu erwarten sind. Somit sind für die Kabelbemessung
hauptsächlich Kriterien b) und c) maßgeblich, wobei der restriktivste Punkt den Kabelquerschnitt
bestimmt.
3.7.1. Strombelastbarkeit
Der Maximalstrom, der durch Kabeln fließen kann, hängt hauptsächlich vom Kabelquerschnitt
und von der Umgebungstemperatur, vom Layout und ob die Kabeln gebündelt sind oder nicht ab
Werte für den Maximalstrom versus Querschnitt können in Standard IEC 60512 Teil 3 abgefragt
werden, obwohl einige Länder ihre eigenen adaptierten Standards haben (in Spanien gilt der
AENOR EA 0038 Standard). Weiters schreibt IEC 60512 vor, dass PV Kabeln erdschlusssicher
und kurzschlusssicher sein müssen.
Gemäß IEC 60364-7-712 – bei Betriebstemperatur – muss jeder Kabelstrang den 1,25 fachen
Kurzschlussstrom unter Standardtestbedingungen (den gleichen Strom wie jenen eines
Einzelmodules) führen können, vorausgesetzt, wie bereits angemerkt, dass die Sicherungen
Rückströme vermeiden können. Sowohl für das Gleichstrom-Hauptkabel als auch für das
Wechselstrom-Kabel beim Wechselrichterausgang gilt dasselbe Stromleitprinzip.
3.7.2. Eingrenzung von Spannungsabfällen durch Kabeln unter Standardtestbedingungen
Jeder Projektpartner muss seine nationalen Richtlinien hinsichtlich der erlaubten oder
empfohlenen Spannungsabfälle durch Kabeln (betrifft sowohl DC als auch AC Teile) überprüfen.
Was Spanien angeht, wird für den DC Teil ein 1,5 %iger Spannungsabfall des PV Generators bei
MPP unter Standardtestbedingungen empfohlen, wobei im AC Teil dieser Wert für die
Wechselrichter Nennausgangsspannung gesetzlich nicht überschritten werden darf.
36

Die Berechnung des Mindest-Kabelquerschnitts eines Strangkabels (S m.string . in mm 2 ) im
Gleichstrom als eine Funktion eines in einem Strang erlaubten Spannungsabfalles (V string , als
eine Teilspannung des PV Generators – welche der des Stranges gleicht - am MPP unter
Standardtestbedingungen) wird von der folgenden Gleichung für einen Strang einer einfachen
Kabellänge abgeleitet L string (m):
S
m,
string
2· L · I
string MOD,
M , STC
V
· N · V
·
string ms MOD,
M , STC
(3.11)
Symbol steht für die Leitfähigkeit, was bei Kupfer 56 m· -1·mm -2 beträgt. N ms·V MOD.M.STC ist
die Spannung des PV Generators am MPP unter Standardtestbedingungen .
Hat das DC Hauptkabel eine einfache Kabellänge L main (m),wird dessen minimaler Querschnitt
(S m.main . in mm 2 ) als eine Funktion des in diesem Kabel erlaubten Spannungsabfalls (V main , als
eine Teilspannung des PV Generators am MPP unter Standardtestbedingungen) von der
folgenden Gleichung abgeleitet, die der Gleichung (3.11) sehr ähnelt:
S
m,
main
2· Lmain·
N
mp·
I
MOD,
M , STC
(3.12)
V
· N · V ·
main
ms
MOD,
M , STC
Berücksichtigt man den minimalen Kabelquerschnitt des AC Bauteiles (S m.AC . in mm 2 ) als eine
Funktion des in diesem Teil erlaubten Spannungsabfalls (V AC, als eine Teilspannung der
Wechselrichter Nennausgangsspannung),so kann die Gleichung so dargestellt werden:
S
m,
AC
2· LAC
· I
INV , AC
·cos
(isingle - phaseinverter)
(3.13)
V
· V ·
AC
INV , AC
S
m,
AC
3· LAC
· I
INV , AC
·cos
(three - phaseinverter)
(3.14)
V
· V ·
AC
INV , AC
Wo L AC (m) die einfache AC Kabellänge ist und I INV.AC
Nennausgangsstrom.
(A) der Wechselrichter
37

3.8. Bemessung einiger Schutzvorrichtungen (Sicherungen,
Überspannungsableiter, DC Hauptschalter etc.)
Ein wirklich umfassender Überblick über alle notwendigen und empfehlenswerten
Schutzmaßnahmen für netzgekoppelte PV Anlagen wird mit diesem Dokument nicht angestrebt.
Jeder Leser wird dringend ersucht, die relevanten Abschnitte der im eigenen Land geltenden
Niederspannungsrichtlinie zu lesen. Trotzdem findet man hier eine kurze Übersicht über die in
Abbildung 3.2. aufgelisteten, sehr empfehlenswerten Schutzvorrichtungen:
PV Anlagen werden mit eingebauten Bypassdioden hergestellt, um lokale Überhitzungen
(Hot Spots) zu verhindern, die die Module bei starker Verschattung, gesprungenen Zellen,
einer fehlerhafter V-1 Modulkurve etc. ernsthaft beschädigen können.
Obwohl Sperrdioden in der Vergangenheit häufig eingesetzt wurden, um Rückströme zu
verhindern, sind sie aufgrund ihrer Nachteile nahezu vollständig durch Sicherungen
ersetzt worden. Somit müssen Strangkabel gegen Rückströme mit in beiden Polen 1
eingefügten gR Sicherungen (Standard IEC 60269) geschützt werden. Diese Rückströme
können auftreten, wenn z. B. bei einem Strang ein Isolierungsfehler passiert, wobei die
Strangkabel stark in Mitleidenschaft gezogen werden könnten.
Die Unterputzverlegung ist die sicherste Verlegungsart ((beide Pole vom Boden isoliert).
Jedoch müssen alle Metallteile der Installation geerdet werden, das heißt alle
Modulrahmen, Stützkonstruktionen, DC Anschlusskasten und Metallgehäuse, in dem das
DC Hauptkabel und der Wechselrichter untergebracht sind.
Große Kabelschleifen findet man in PV Generatoren, die wiederum Überspannungen
durch einen Blitzschlag in der Nähe einer netzgekoppelten PV Anlage verursachen
können. Hier kann ein Überspannungsableiter zwischen positivem und negativem Pol
Abhilfe leisten. Diese Geräte müssen im DC Anschlusskasten montiert werden. Wenn die
Entfernung zwischen Kasten und Wechselrichter mehr als 10 Meter beträgt, müssen sie
auch im Wechselrichtereingang installiert werden, sofern sie nicht eigene Schutzvorichtungen
haben. Überspannungsableiter müssen auch am Wechselrichterausgang
verfügbar sein.
3.8.1. Die Bemessung der Sicherungen
Wie oben ausgeführt. sind gR Sicherungen im DC Anschlusskasten untergebracht und an jeden
Modulstrang in Serie geschaltet. Strangkabel sind durch Sicherungen gegen Rückströme
gesichert, die durch fehlerhafte Betriebsbedingungen verursacht werden. Ein häufig
vorkommendes und weit verbreitetes Merkmal zur Festlegung des Sicherungsnennstroms (I fuse ):
ist:
1 Höchst empfehlenswerte Schutzmaßnahme wenn drei oder mehr Stränge parallel geschaltetet sind
38

I
MOD, SC,
STC
I
fuse
2·
I
MOD,
SC,
STC
(3.15)
Somit kann angenommen werden, dass:
1 ,5· I I
(3.16)
MOD,
SC,
STC
fuse
Der Sicherungsnennstrom ist gemäß IEC 60269 standardisiert. Sicherungen müssen für den
Gleichstrom geeignet sein und der 1,1 fachen Leerlaufspannung des PV Generators unter
Standardtestbedingungen standhalten (N ms·V MOD.OC.STC ).
3.8.2. DC Anschlusskasten und Bemessung des DC Hauptschalters
Derzeit gibt es auf dem Markt einige wetterfeste (IP-54 Code) DC Anschlusskästen, sodass eine
beschränkte Anzahl von Strängen mit den entsprechenden Sicherungen leicht in Serie geschaltet
werden kann. Im Inneren dieser Anschlusskästen können Überspannungsableiter (s. Abb. 1.6. in
Abschnitt 1) angeschlossen werden.
Zwischen PV Generator und Wechselrichter nach IEC 60364-7-712 muss ein DC Hauptschalter
installiert werden. Dieser DC Hauptschalter muss wie folgt standhalten: a) der Leerlaufspannung
eines PV Generators bei einer Zellentemperatur von -10° C und b) dem 1,25 fachen
Kurzschlussstrom eines PV Generators unter Standardtestbedingungen (1,25·N mp·I MOD.SC.STC ).
3.9. Charakteristische Daten von installierten netzgekoppelten PV Anlagen
Hier werden zwei erfolgreiche Praxisbeispiele von installierten netzgekoppelten PV Anlagen
beschreiben, um eine Vorstellung von Spannung, Strom, Auslastung, Stromernte etc. von
zeitgemäßen Systeme zu bekommen. Einige dieser Merkmale werden hier auch angerissen.
Wenn man die verschiedenen Einstrahlungsstärken in ganz Europa beiseite lässt, ist es doch
empfehlenswert, immer wieder darauf hinzuweisen, dass es durch die große Zahl von Herstellern
von PV Elementen sehr schwer ist, für viele der oben angeführten Parameter einen
„repräsentativen“ Wert zu finden.
3.9.1. Eine 101,2 kWp netzgekoppelte PV Anlage in Herreruela de Oropesa (Provinz
Toledo, Spanien)
Diese PV Anlage steht in Herreruela de Oropeas (Provinz Toledo, Spanien) auf einem
ertragsarmen Stück Land, wie in Abb. 3.3. beschrieben. Der Breitengrad ist 39º 53‟N, der
Längengrad 5º 14‟ und die Höhe 355 m. Die lokalen meteorologischen Bedingungen werden
durch eine horizontale Tageseinstrahlung von 4,6 kWh·m -2 im Jahresdurchschnitt zusammen mit
einer Tagestemperatur von 14° C im Jahresdurchschnitt charakterisiert.
39

Die netzgekoppelte Freiflächen PV Anlage wurde mittels vier ADES TM Zweiachsen-
Nachführeinrichtungen mit jeweils 25,3 kWp Bemessung aufgestellt. sodass sich das gesamte PV
Feld auf 101,2 kWp beläuft. Letzteres besteht aus 440 Suntech TM WXS230S monokristallinen
Modulen mit jeweils 230 Wp Bemessung. Die DC-AC Umwandlung geschieht mit einem
Xantrex TM GT100E Dreiphasen - 100 kW Zentralwechselrichter. Die netzgekoppelte PV Anlage
wurde Anfang 2008 in Betrieb genommen und hat seit damals eine durchschnittliche, jährliche
-1
Stromernte von 2030 kWh·kWp
-1·Jahr erbracht. Tabelle 3.6. zeigt einige charakteristische
elektrische Systemparameter.
Tabelle 3.6. Wesentliche elektrische Eigenschaften
netzgekoppelten PV Anlage in Herreruela de Oropesa
Nennleistung In Serie Parallel Leerlaufgeschaltete
geschaltete spannung
(Wp)
Module Module (V)
unter Standardtestbedingungen des PV Generators der
Kurzschlussstrom
(A)
Spannung bei MPP
(Punkt maximaler
Leistung (V)
101 200 11 40 611 226 475 212
Strom bei MPP
(Punkt
maximaler
Leistung) (A)
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1. Qrtl. 2. Qrtl. 3. Qrtl. 4. Qrtl.
Ost
West
Nord
3.9.2. Eine 9,2 MWp netzgekoppelte PV Anlage in Jaén (Provinz Jaén, Spanien)
Die 9,2 MWp Solarfarm „Olive tree fields‟ („Olivenbaumfelder“) befindet sich auf einem 16 ha
großen Grundstück in Jaén (Provinz Jaén, Spanien, Breitengrad 38‟ N, Längengrad 3º W, Höhe
520 m). Dieses Grundstück hat eine beinahe schattenfreie Silhouette mit vernachlässigbaren
Erhebungen über dem Horizont. Weiters gibt es in der Nähe dieser Fläche ein Hochspannungs-
Transformatorenzentrum (20 kV / 132 kV), was einen einfachen Zugang zum Netz ermöglicht.
Die lokalen meteorologischen Bedingungen zeichnen sich durch eine horizontale
Tageseinstrahlung von 4,9 kWh·m 2 im Jahresdurchschnitt zusammen mit einer Tagestemperatur
von 16º C im Jahresdurchsschnitt aus. Die Hälfte dieser Fläche war eine Mülldeponie und die
andere Hälfte eine ertragsarme Olivenbaumplantage (s. Abb. 3.4). Der Grundstücksbesitzer war
weder mit dem degradierten Zustand eines Teils dieses Grundstücks noch mit der schlechten
Ertragslage durch die Olivenölproduktion richtig glücklich. Folglich hat er sich über die Anfrage
der künftigen Besitzer der netzgekoppelten PV Anlage gefreut, ob er sein Land zur Errichtung
eines Solarparks verpachten will. Die Olivenbäume wurden entfernt und der Boden, auch jener
der Müllhalde, musste vorher dementsprechend aufbereitet werden.
40

Abb. 3.3. Netzgekoppelte PV Anlage in Herreruela de Oropesa (Provinz Toledo, Spanien). Links im Bild eine
zweiachsige Nachführung einer angrenzenden netzgekoppelten PV Anlage
Hochspannungs-Transformatorenzentrum (20 kV / 132 kV)
Frühere Müllhalde
Frühere ertragsarme Olivenbaumplantage
Abb. 3.4. Luftaufnahme des Grundstückes vor der Errichtung der Solarfarm „Olivenbaumfelder“
In der Solarfarm „Olivenbaumfelder“ sind ausschließlich 220 Wp monokristalline Silizium (m-
Si) Module Isofotón TM IS-220 verwendet worden. Durch halbstationäre (teilbewegliche)
Stützkonstruktionen kann der von 15° - 35° reichende Neigungswinkel je nach Jahreszeit
geändert werden. Das Anlagendesign umfasst 72 Subanlagen mit jeweils 121,4 kWp
41

Nennleistung, zusammen mit vier weiteren Anlagen mit jeweils 105,6 kWp, was insgesamt 76
Subanlagen ergibt. Die 121,4 kWp and 105,6 kWp PV Felder werden durch ConTM Sun 100-
kVA und den dreiphasigen Zentralwechselrichter IngeConTM Sun 90 kVA an das Netz
gekoppelt. Diese netzgekoppelte PV Anlage wurde im August 2008 in Betrieb genommen, wobei
der Stromertrag seit damals bei durchschnittlich etwas mehr als 1600 kWh kWp 1·Jahr -1 liegt.
Abbildung 3.5. zeigt eine Teilansicht der Solarfarm.
Abb. 3.5. Teilansicht der 9,2-MWp netzgekoppelten PV Anlage in Jaén (Solarfarm „Olivenbaumfelder“)
Tabelle 3.9. Layout des PV Feldes gemäß jeder einzelner Subanlage. Ihre elektrischen Merkmale
unter Standardtestbedingungen werden in Tabelle 3.10. gezeigt.
Tabelle 3.9. Elektrisches Layout der beiden bestehenden Subanlagen des PV Feldes
Subanlage 121,4-kWp PV Feld Anzahl der 105,6-kWp PV Feld
Anzahl der parallel geschalteten Module 46 40
Anzahl der in Serie geschalteten Module 12 12
Tabelle 3.10. Elektrische Merkmale unter Standardtestbedingungen beider bestehenden Subanlagen des
PV Feldes
Parameter Subanlage 121.4-kWp PV Feld Anzahl der 105.6-kWp PV Feld
Leerlaufspannung (V) 691 691
Kurzschlussstrom (A) 234 204
553 553
219 191
121 400 105 600
42

KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 3
Erforderliche Oberfläche für netzgekoppelte 1 kWp PV Anlagen, wenn die Module auf
einer horizontalen Terrainoberfläche, einem Neigungswinkel, der etwas niedriger ist als
der Breitengrad, aufgestellt werden und wenn keine Selbstverschattung zwischen den PV
Modulreihen auftritt. Bitte beachten: Die hier aufgelisteten Zahlen sind etwas
überdimensioniert. Genauere Zahlenangaben für jeden spezifischen Breitengrad können
zu kleineren Werten der benötigten Oberfläche führen.
Technologie Oberfläche (m 2 )
Monokristallines Silizium 20
Polykristallines Silizium 27
Kupfer Indium Diselenid (CIS) 32
Cadmiumtellurid (CdTe) 40
Die Bemessung der Nennleistung eines PV Generators hängt im Wesentlichen von zwei
Kriterien ab. Es liegt am Eigentümer, das restriktivste zu wählen: Die verfügbare Fläche
und die Kosten der installierten PV Anlage (sollte es attraktive finanzielle Anreize geben,
muss eine detailliertere wirtschaftliche Analyse durchgeführt werden).
Die Bemessung des Wechselrichters bedeutet, die Verhältniszahl zwischen
Wechselrichter-Nennleistung und PV Generator-Nennleistung zu finden.
Ein PV Generator besteht aus parallel verschalteten Modulsträngen. Die Anzahl der
parallel verschalteten Stränge und die Anzahl der Module in einem Strang wird von der
Nennleistung des Wechselrichters gesteuert, damit die letztere Vorrichtung während des
Normalbetriebes des PV Generators nicht beschädigt wird.
Zwei wesentliche Kriterien sind für die Bemessung der Verkabelung maßgeblich: Die
Widerstandsspannung und die Strombelastbarkeit. Es ist sehr anzuraten, den
Spannungsabfall durch Verkabelung unter Standardtestbedingungen im PV Generator zu
beschränken, damit Verluste minimiert werden. Dies gilt auch für Kabelverluste im AC
Teil. Es erübrigt sich zu sagen, dass sowohl DC wie auch AC Bauteile mit den nationalen
Richtlinien zur elektrischen Sicherheit übereinstimmen müssen.
Es wird dringend empfohlen, die nationale Niederspannungsrichtlinie zu studieren, die
sich mit den Schutzvorrichtungen bei PV Installationen auseinandersetzt. Einige wurden
auch in diesem Abschnitt behandelt.
Wenn man die verschiedenen Einstrahlungsstärken in ganz Europa beiseite lässt, ist es
doch empfehlenswert, immer wieder darauf hinzuweisen, dass es durch die Vielzahl an
Herstellern von PV Elementen sehr schwer ist. für viele der oben angeführten Parameter
einen „repräsentativen“ Wert zu nennen.
43

APPENDIX VON ABSCHNITT 3: TERMINOLOGIE
(* = deutsche Entsprechung)
I MOD.SC = Kurzschlussstrom Temperaturkoeffizient eines PV Moduls (mA·ºC -1 )
V MOD.OC = Leerlaufspannung Temperaturkoeffizient eines PV Moduls (mV·ºC -1 )
V AC (adim) = Spannungsabfall als Teilspannung der Wechselrichter Nennausgangsspannung
V string (adim) = Spannungsabfall in einem Strang als Teilspannung der Spannung eines PV
Generators bei MPP unter Standardtestbedingungen
V main (adim) = Spannungsabfall in einem DC Hauptkabel als Teilspannung der Spannung eines
PV Generators bei MPP unter Standardtestbedingungen
INV . M (adim) = Maximaler Wirkungsgrad des Wechselrichters
(m· -1·mm -2 ) = Leitfähigkeit
cos (adim) = Wechselrichter Leistungsfaktor
f (Hz) = Netzfrequenz
F s (adim) = Bemessungsfaktor
G (Wm -2 ) = Einfallende Sonneneinstrahlung
G STC (Wm -2 ) = Einfallende Bestrahlungsstärke bei Standardtestbedingungen (1000 Wm 2 )
G da (kWh·m -2 day -1 ) =
Oberfläche
Tägliche Einstrahlung im Jahresdurchschnitt auf horizontaler
G da ( (kWh·m -2 day -1 ) = Tägliche Einstrahlung im Jahresdurchschnitt auf PV Generator auf
einer Ebene
I fuse (A) = Sicherungsnennstrom
I INV . AC (A) = Wechselrichter – Nennausgangsstrom
I INV . M.DC (A) = Wechselrichter DC- Eingangsnennstrom
I MOD.M.STC (A) = PV Modulstrom bei MPP unter Standardtestbedingungen
I MOD.SC.STC (A) = PV Modul Kurzschlussstrom unter Standardtestbedingungen
L AC (m) = AC Kabel einfache Länge
L main (m) = DC Hauptkabel einfache Länge
L string (m) = Strangkabel einfache Länge
N (adim) = Gesamtmodulanzahl des PV Generators
N cs (adim) = In Serie geschaltete Zellen in einem Modul
N cp (adim) = Parallel geschaltete Zellen in einem Modul
44

N mp (adim) = Parallel geschaltete Anzahl der Stränge
N ms (adim) = In Serie geschaltete PV Module in einem Strang
NOCT (ºC) = Nennbetrieb Zellentemperaturen (ºC)
P GFV.M.STC (Wp) = Maximalleistung eines PV Generators unter Standardtestbedingungen oder
Nennleistung eines PV Generators
P INV.AC (W) = Wechselrichter Ausgangsnennleistung
P INV.DC (W) = Wechselrichter Eingangsnennleistung
P MOD.M.STC (Wp) = Maximum Maximalleistung eines PV Moduls unter Standardtestbedingungen
oder Nennleistung eines PV Moduls
PR (adim.) = Performance Ratio
S m.AC (mm 2 ) = Minimaler Kabelquerschnitt eines AC Kabels als eine Funktion des erlaubten
Spannungsabfalls
S m.main. (mm 2 ) = Minimaler Kabelquerschnitt eines DC Kabels (S m.string . in mm 2 ) als eine Funktion
des erlaubten Spannungsabfalls
S m.rstring (mm 2 ) = Minimaler Kabelquerschnitt eines Strangkabels als eine Funktion des erlaubten
Spannungsabfalls
T a (ºC) = Umgebungstemperatur
T c (ºC) = Zellentemperatur
V INV . AC (V) = Wechselrichter-Ausgangsnennspannung
V INV . M (V) = Wechselrichter-Eingangsmaximalspannung
V INV.m.MPP (V) = Niedrigste Spannung bei Wechselrichter MPP Tracking des PV Generators
V INV . M.MPP (V) = Höchste Spannung bei Wechselrichter MPP Tracking des PV Generators
V MOD.M.STC (V) = PV Modulspannung am MPP unter Standardtestbedingungen
V MOD.OC.STC (V) = PV Modul Kurzschlussstrom unter Standardtestbedingungen
45

4. Anpassung von netzgekoppelten Freiflächen PV Anlagen an spezifisches
Gelände
Wenn man bedenkt, wie viele verschiedene netzgekoppelte Freiflächen PV Anlagen es derzeit
gibt und wie viele Eigenarten ein marginales Gebiet aufweisen kann, dann könnte es recht
nützlich sein, einen Leitfaden zur Bewertung der am besten geeigneten PV Anlage für ein
spezifisches Terrain zur Hand zu haben. So könnte eine multivariable Tabelle hierfür erstellt
werden. Der folgende Text stammt aus Strategic Vision Document - „Dokument für Strategische
Visionen“.
Felsiges, sandiges oder einsinkendes Gelände eignet sich für keine PV Anlage. Es steht eindeutig
fest, dass Terrain mit einem bestehenden Risiko, sei es geologisch. hydrologisch oder seismisch,
nicht in Erwägung gezogen werden soll. Berücksichtigt man Neigung und Gefälle von hochgelegenem
Land - über 5 % - so behindern diese Faktoren die Errichtung von netzgekoppelten PV
Anlagen mit Nachführungstechnologien. Unter bestimmten Einschränkungen ist hoch gelegenes
Land jedoch eine neutrale Größe im Falle von statischen und semistatischen Modulen. Terrains
mit unebener Fläche müssen vermieden werden, denn dadurch werden bauliche Maßnahmen
stark behindert. Weiters können sich auch Bedienung und Wartung als schwierig erweisen.
Feuchte oder mit Wasser gesättigte Böden sind für PV Anlagen kein Problem, aber ebene
Oberflächen sind augenscheinlich bestmögliche Variante.
Es ist wohl leicht verständlich, dass Flächen mit einem hohen Einstrahlungsprofil zu einer
substantiellen Produktion von Solarstrom führt. Terrains mit einer horizontalen Einstrahlung
unter 900 kWh/m 2 im Jahresdurchschnitt sollten nicht in Erwägung gezogen werden. Wenn eine
Konzentrator Photovoltaik Technologie errichtet werden soll, ist zumindest eine normale direkte
Sonneneinstrahlung von 1800 kWh/m 2 pro Jahr notwendig. Natürlich sollten keine starken
Verschattungen auftreten, jedoch sind Energieverluste durch geringes Verschatten bei
Morgendämmerung und Sonnenuntergang vernachlässigbare Größen. In diesem Fall wäre das
Gelände geeignet.
Die Leistungsfähigkeit von Solarzellen profitiert von der erzwungenen Konvektion durch den
Wind. Im Falle von statischen oder semistatischen netzgekoppelten PV Anlagen begünstigen
windige Gebiete (höchste Windgeschwindigkeit ca. 30-40 km/h) die Produktion von Solarstrom.
Hingegen sind Gebiete mit starkem Wind (häufige Windspitzen über 60 km/h) nicht für PV
Anlagen mit Nachführtechnologie geeignet. In diesen Zonen wird das Nachführsystem
bestenfalls ihren Betrieb häufig zur Verstauposition ändern und der Energieertrag wird negative
Auswirkungen haben. Im schlimmsten Fall können einige dieser Systeme schwer beschädigt
werden.
In der Vergangenheit wurde der negative Effekt von Staub auf netzgekoppelte Freiflächen PV
Anlagen unterschätzt. Kürzliche Studien haben bewiesen, dass Energieverluste von 15-20 %
aufgrund von Staub und Schmutz auftreten können. Folglich sollte man keine Randgebiete mit
Staubeinwirkung wählen. Darüber hinaus muss man auf die benachbarten Flächen der
Randgebiete besonderes Augenmerk legen, auf denen PV Systeme errichtet werden sollen. Zum
Beispiel sind bebaubare Gebiete in trockenen Klimazonen nicht zu empfehlen.
Wenn das Klima in den Randgebieten keine zu hohe Bewölkung aufweist - dies würde die
jährlich, horizontale Durchschnittseinstrahlung beeinflussen - könnte der Regen helfen, die PV
46

Module zu reinigen. Daher sind moderate monatliche Durchschnittsregenwerte (5-7 cm) für jede
PV Anlagen Typologie von Vorteil.
Ein einfacher Zugang zum Netzanschluss ist sehr empfehlenswert.
Aus zwei Gründen ist eine leichte Straßenzufahrt zu den marginalen Gebieten anzuraten. Erstens
ist der Transport aller notwendigen Materialien zur Errichtung der Anlage viel unkomplizierter
und kostengünstiger. Das gilt auch für die Bedienung und Wartung für die gesamte Lebensdauer
der PV Anlage.
Kommunikationsmittel – verfügbarer Internetzugang, GPRS etc. werden immer wichtiger.
Stromfirmen, die letztlich den erzeugten Strom kaufen, zwingen die Eigentümer von großen und
relativ isolierten netzgekoppelten PV Anlagen in Randgebieten zur Installation eines
Fernzugriffes zu den Energiemessgeräten.
KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 4
Es gibt eine große Vielfalt von möglichen netzgekoppelten Freiflächen PV Systemen und
zahlreiche Eigenheiten zeichnen ein Randgebiet aus. Dies wiederum macht die Anpassung
des ersteren an das letztere unter Zuhilfenahme von multivariablen Tabellen zu einer
mühseligen Angelegenheit.
Der Abschnitt soll Anleitungen zur Bewertung von netzgekoppelten Freiflächen PV
System- Typologien bieten, die für ein spezifisches Randgebiet am besten geeignet sind.
5. Wirtschaftliche Einschätzung von netzgekoppelten PV Systemen
Netzgekoppelte Freiflächen PV Systeme gelten in Industrieländern als die bevorzugteste PV
Technologie. Dies lässt sich vornehmlich auf staatliche Unterstützungsprogramme, politische
Strategien dieser Länder und einen ständigen Kostenrückgang für PV Anlagen zurückführen.
Diese Vorgehensweisen werden mit finanziellen Anreizen umgesetzt, die weitgehend
Investitions-basiert (Förderung für Anfangsinvestition, zinsgünstige Kredite, Anreize für
Einkommensteuer etc.) und Produktions-basiert (Einspeisetarife, Einspeisevergütung-
Nettomessung etc.) vonstatten gehen.
Zuerst werden hier einige verfügbare Unterstützungsmaßnahmen für netzgekoppelte PV Anlagen
ins Auge gefasst und es folgt ein kurzer Überblick über PV Richtpreise in jedem einzelnen
Projektpartnerland. Ferner wurden einige Wirtschaftlichkeitskennzahlen von
Investitionsvorhaben für netzgekoppelte PV Anlagen überprüft. Genauer gesagt, wurde der
interne Zinsfuß (IRR – Internal Rate of Return), der einige konkrete und aussagekräftige
Informationen für den Investor dieses PV Systems liefert, unter die Lupe genommen. Die
Beurteilung des internen Zinsfußes muss durch summarische Methoden erfolgen. Deshalb
werden hier einige einfach zu bedienende Tabellen zur Einschätzung des internen Zinsfußes
empfohlen.
Schließlich wurde in diesem Abschnitt mit Hilfe des Wirtschaftlichkeitsindexes IRR eine
Wirtschaftlichkeitsanalyse von netzgekoppelten PV Anlagen durchgeführt. Diese Analyse enthält
47

einige Zahlen für den IRR, die Klarheit in die Entscheidung von künftigen PV Besitzern bringen
können. Der Einfachheit halber werden hier nur die Förderung der Anfangsinvestition,
zinsgünstige Kredite für die gesamten verbliebenen Erstkosten nach der Anfangsinvestitionsförderung,
die zu gleichen Teilen in jährlichen Raten zurückgezahlt werden, Einspeisetarife und
die jährliche Steigerungsrate des PV Strompreises für drei spezifische Fälle (Fall A, B und C von
jetzt an) für mögliche Investitionen für PV-Anlagen berücksichtigt. In diesen Fällen sind die
steuerlichen Auswirkungen nicht in Betracht gezogen worden. Nachdem die steuerliche Seite
nicht in die Überlegungen einbezogen worden ist, könnte dies zu unrealistischen Ergebnissen
führen. Eine kurze Analyse der steuerlichen Auswirkungen in diesen drei Fällen (A, B und C)
wurde jedoch zum besseren Verständnis durchgeführt. Schließlich werden einige IRR Werte für
einige netzgekoppelte PV Anlagen mit der gleichen Anfangsinvestition und unterschiedlichen
finanziellen Anreizen (zinsgünstige Darlehen, Erstkostenförderung, Einspeisetarife) dargelegt.
5.1 Repräsentative Kostenangaben für netzgekoppelte PV Anlagen in einigen Ländern
Tabelle 5.1. zeigt einige Richtpreise für PV Systeme in einigen Ländern aus dem Jahr 2008. Man
muss aber bedenken, dass die Preise für am Boden installierte netzgekoppelte PV Anlagen - wie
jene, um die es im Projekt „PVs in BLOOM” geht, von 2007-2009 um etwa 35 % dramatisch
gesunken sind. Um die 3-6 Euro/Wp könnten als realistischere Größe für die Kosten von
netzgekoppelten PV Anlagen in den Projektpartnerländern angenommen werden.
(Source: IEA, Trends in photovoltaic applications survey report of selected IEA countries between 1992 and
2008,Report IEA-PVPS T1-18:2009).
Tabelle 5.1. (Quelle: IEA, Trends im Untersuchungsbericht für PV Technologien zwischen 1992 und 2008 in
ausgewählten IEA Ländern. Bericht IEA-PVPS T1-18:2009) “Richtpreise für netzgekoppelte PV Anlagen pro Wp in
unterschiedlichen Ländern aus dem Jahr 2008”)
Land Netzgekoppelt (EUR oder USD pro W)
10 kW
EUR USD EUR USD
AUS 5,1 – 7,3 7,5 – 10,8 3,9 – 5,6 5,8 – 8,3
AUT 4,8 – 5,8 7,1 – 8,5 4,8 – 5,5 7,1 – 8,1
CAN 3,8 – 4,4 5,6 – 6,5 3,8 – 5,1 5,6 – 7,5
CHE 6,0 – 6,4 8,8 – 9,4 5,2 – 5,4 7,6 – 7,9
DEU 3.9 – 4.5 5.7 – 6.6 3.7 5.4
DNK 4,7 – 11,4 6,9 – 16,7 6,7 – 13,3 9,8 – 19,6
ESP 7 – 7,5 10,3 – 11,0 5,7 – 6 8,4 – 8,8
FRA 7 – 8,3 10,3 – 12,2 5,1 – 6 7,5 – 8,8
GBR 4,2 – 12,6 6,2 – 18,5 5,0 – 9,9 7,3 – 14,5
ISR 4,1 – 5,1 6,0 – 7,5
ITA 5,5 – 6,5 8,1 – 9,6 4,2 – 5,5 6,2 – 8,1
JPN 4,7 6,9 3,5 5,2
KOR 4,1 – 5,7 6,1 – 8,4 5,7 8,4
MEX 8,4 12,4 5,8 8,5
MYS 4,9 7,2 4,9 7,2
NOR 10,8 – 14,4 15,9 – 21,2
PRT 5 – 6 7,4 – 8,8 4,2 6,2
SWE 9,9 14,5 6,9 102
48

TUR 4,5 6,6 4 5,9
USA 4,8 – 6,1 7 – 9 4,4 6,5
Anmerkungen: Mehrwertsteuer und Umsatzsteuer nicht inkludiert. Höhere Preise für
netzgekoppelte PV Anlagen werden oft mit Dach-integrierten Schiefertafeln oder Ziegeln assoziiert,
oder mit einer in das Gebäude integrierten Einzelanfertigung oder mit einzelnnen Projekten; die
Zahlen können sich auch auf ein einzelnes Projekt beziehen.
5.2. Bestehende Unterstützungsmaßnahmen für netzgekoppelte PV Anlagen in jedem
Projektpartnerland
Einige finanzielle Anreize für netzgekoppelte PV Anlagen sind z. B. in Industrieländern eine
Förderung pro kWp installierter Leistung oder eine Zahlung pro produzierter und verkaufter
kWh. Anders ausgedrückt, fallen dieses finanziellen Anreize weitestgehend in Investitionsfokussierte
(Buydown-Subvention = begünstigte Tilgungsleistung, zinsbegünstigte Darlehen,
Einkommenssteueranreiz etc.) und Produktions-basierte Vergünstigungen (erhöhte
Einspeisetarife, Nettomessung etc.) Untenstehend sind einige finanzielle Anreize für
netzgekoppelte PV Anlagen detaillierter aufgelistet:
Einspeisetarife: Eine explizite monetäre Vergütung wird für die Produktion von PV
Strom (im Regelfall vom Stromversorgungsunternehmen) pro kWh gezahlt, wobei dieser
Preis etwas höher liegt als der Stromtarif, den der Kunde zahlt.
Kapitalsubvention: Direkte finanzielle Förderungen zur Unterstützung der im Voraus zu
zahlenden Summe, entweder für spezifische Vorrichtungen oder für die Gesamtsumme
der errichteten PV Anlage.
PV spezifische Ökostrommodelle: Kunden können basierend auf dem Ökostrom vom
Stromversorgungsunternehmen, gewöhnlich zu einem Spitzenpreis, Ökostrom kaufen.
Einkommenssteueranrechnung: Alle Ausgaben für PV Installationen können von
steuerpflichtigen Einkommen abgezogen werden.
Kommerzbank-Aktivitäten (Niedrigzinskredite): Beinhaltet Aktivitäten wie begünstigte
Laufzeiten für Kredite für Häuser mit PV Anlagen und begünstigte Ökokredite für die
Installation von PV Systemen.
Nettomessung: In der Praxis bekommt der PV Eigentümer den Verkaufspreis für alle
Stromüberschüsse, die ins Netz eingespeist werden, die durch einen bidirektionalen (in
beide Richtungen) Energiezähler aufgezeichnet und über den Abrechnungszeitraum
abgerechnet werden.
Netto Fakturierung: Der elektrische Strom, der aus dem Netz genommen wird und jener,
der ins Netz eingespeist wird, wird jeweils gesondert getrackt; der Strom, der ins Netz
eingespeist wird, wird zu einem vorgegebenem Preis berechnet.
49

Im Allgemeinen gelten die beiden letzten monetären Anreize nicht für netzgekoppelte PV
Anlagen, weil der gesamte von diesen Anlagen generierte Strom in das Netz eingespeist und
verkauft wird. Einige verfügbare Unterstützungsmaßnahmen für netzgekoppelte PV Anlagen in
jedem einzelnen „PVs in BLOOM” Projektpartnerland werden untenstehend kurz diskutiert.
Österreich
Die Ökostromverordnung 2009 setzte folgende neue Tarife für 2009 (nur für PV Systeme, die
durch das Ökostromgesetz gedeckt sind) in Kraft:
Anlagengröße < 5 kW: 0,4598 €/kWh
Anlagengröße 5 bis 10 kW: 0,3998 €/kWh
Anlagengröße > 10 kW: 0,2998 €/kWh
Für Installationen, die unter dem Einspeisetarifverordnung gefördert werden, werden für die
ersten zehn Jahre 100 % des spezifischen Tarifs bezahlt. Danach wird der Tarif im 11. Jahr auf
75 % gekürzt und im 12. Jahr auf 50 %. Nach diesem Zeitraum wird nur der Bruttoverkaufspreis
für elektrischen Strom bezahlt. Einige Bundesländer haben zusätzliche Investitionsförderprogramme
aufgelegt.
Griechenland
In Griechenland wurde im Jänner 2009 ein neues Einspeisetarifsystem eingeführt. Die Tarife
bleiben bis August 2010 unverändert und werden für 20 Jahre garantiert. Wird jedoch ein
Netzanschlussabkommen vor diesem Zeitpunkt unterzeichnet, so gelten die unveränderten Tarife,
wenn das PV System innerhalb der nächsten 18 Monate fertiggestellt wird.
Bereits eingereichte Ansuchen für Genehmigungen (> 3 GW) mussten bis Ende 2009 zugestellt
sein. Die Vorgehensweise bei neuen Ansuchen ist noch nicht bekannt.
Einspeisetarife [€/kWh]:
Inbetriebnahme Festlandnetz Autonomes Inselnetz
> 100 kWp ≤ 100 kWp > 100 kWp ≤ 100 kWp
Februar 2009: 0,40 0,45 0,45 0,50
August 2009: 0,40 0,45 0,45 0,50
Februar 2010: 0,40 0,45 0,45 0,50
August 2010: 0,392 0,441 0,441 0,49
Von diesem Zeitpunkt an beträgt die Degression (Rückgang) der Tarife für neue Anlagen 5 % pro
Halbjahr. Zu den neuen Einspeisetarifen gibt es für einen Großteil der Systeme noch eine
40 %ige Subvention (förderwürdige Mindestinvestition: € 100.000).
50

Neu ist seit 4. Juni 2009: Für Aufdach-PV Systeme bis zu 10 kWp (sowohl für Hausbewohner als
auch für kleine Firmen) gibt es 0,55 €/kWh. Die jährliche Degression von 5 % ist für
Neueinsteiger ab 2012 vorgesehen. Dies gilt natürlich nicht für netzgekoppelte PV Anlagen.
Bezüglich Veränderungen der PV Gesetzgebung, basiert die Preisbildung für die PV Produktion
von elektrischem Strom auf den Daten in Tabelle 5.2.
Tabelle 5.2. Einspeisetarife (€/MWh) in Griechenland gemäß des Datums der
Inbetriebnahme der netzgekoppelten PV Anlage
JAHR MONAT NETZGEKOP-
PELT
(> 100 kW)
NETZGEKOP-
PELT
( 100kW Vorjahr mittlerer
Preis des Systems
X 1,3 X 1,4 X 1,4
Italien
Einspeisetarife werden 20 Jahre von der GSE (Gestore Servizi Elettrici – Netzregulierungsbehörde
GSE) garantiert. Gemäß Artikel 6, Absatz 2 des Erlasses vom 19. Februar 2009, sind
Tarife für 2009-2010 um 2 % gesenkt worden.
2009 Tarife:
Nennleistung Installation am Boden Teilintegriert Gebäude integriert
1 – 3 kWp 0,392 €/kWh 0,431 €/kWh 0,480 €/kWh
3 – 20 kWp 0,372 €/kWh 0,412 €/kWh 0,451 €/kWh
> 20 kWp 0,353 €/kWh 0,392 €/kWh 0,431 €/kWh
2010 Tarife:
Nennleistung Installation am Boden Teilintegriert Gebäude integriert
1 – 3 kWp 0,384 €/kWh 0,422 €/kWh 0,470 €/kWh
51

3 – 20 kWp 0,365 €/kWh 0,403 €/kWh 0,442 €/kWh
> 20 kWp 0,346 €/kWh 0,384 €/kWh 0,422 €/kWh
Mit Blickpunkt auf Freiflächenanlagen, gibt es den von „PVs in BLOOM” angepeilten Bonus
von 5 % des Tarifwertes für 2010 bereits in bestimmten Fällen (Boni können nicht aufeinander
aufgerechnet werden):
Wenn bei Freiflächenanlagen 70 % des Stromes direkt vom Hersteller oder vom
Hersteller kontrollierten Gesellschaften verwendet werden
Für Anlagen, die im Besitz von staatlichen Schulen oder Gesundheitseinrichtungen sind
Für Anlagen, die im Besitz von lokalen Verwaltungsbehörden mit weniger als 5000
Einwohner sind
Senkung der Mehrwertsteuer von 20 % auf 10 %
Die Bonusbeträge werden mit gewissen öffentlichen Zuschüssen und Beiträgen
(Kapitalzuschüsse bis zu 30 % der Investitionskosten) und zinsgünstigen Darlehen von
0,50 %, gemäß des Fonds des Kyoto Protokolls (Artikel 1, Paragraph 1111, 2007
Finanzrecht) kombiniert. Die Reduktion der Mehrwertsteuer kann nicht mit
Steuerabzügen verknüpft werden.
Die Regierung hat für 2011 mögliche Tarifsenkungen um bis zu max. 20 % angekündigt. Ein
derartiger Prozentsatz wird zur Zeit vom italienischen Wirtschaftsministerium und von
Interessensgruppen der nationalen PV Industrie diskutiert, und es sieht so aus, als ob die
Beteiligten einen Kompromiss insofern finden als in Anlehnung an das deutsche Modell eine
stufenweise Senkung des Tarifes um 6 % alle vier Monate ins Auge gefasst werden soll.
Deshalb könnten netzgekoppelte Freiflächen PV Anlagen, die ab April 2011 in Betrieb gehen,
eine Tarifsenkung von rund 6,5 % bis 8,1 % erfahren, jene zwischen April und August zwischen
10 % und 12,8 % und jene zwischen August und Dezember 2011 zwischen 15 % und 17,6 %.
Für netzgekoppelte Freiflächen PV Anlagen ist auch ein 5 %iger Bonus für Installationen in
marginalen Gebieten in Diskussion (der Vorschlag des Erlasses erwähnt aufgelassene
Steinbrüche, relevante Flächen für Deponien etc.)
Ab 2012 sollten weitere 6 % oder 8 % pro Jahr gekürzt werden. Innovative Anlagen könnten
jedoch von einer niedrigeren Kürzung profitieren (um die 2 % pro Jahr).
Was so genannte „innovative Anlagen” angeht (die Kategorie „integrierte photovoltaische
Systeme mit innovativen Merkmalen‟), so sind diese eine erst kürzlich vorgestellte Novität und
werden von Anreizprämien (in drei Leistungsstufen) profitieren, die höher sind als andere
Kategorien. Die Tarife für „innovative Anlagen” könnten 2012 und 2013 um 2 % pro Jahr (statt
6 %) zurückgeschraubt werden. Mit 1. Januar 2011 wird die GSE einen Leitfaden über die
verpflichtenden Merkmale einer „innovativen Anlage” auflegen.
Es ist auch eine Erhöhung der Gesamtleistung in Diskussion, für die Anreize verfügbar sind: Die
Obergrenze wird wahrscheinlich von 2000 MW im Jahr 2015 und 3000 MW in 2016 um weitere
52

150 MW für zusätzliche Installationen mit Konzentratortechnologie erhöht werden. Die zu
erreichende nationale Leistung wird mit 8000 MW bis 2020 angesetzt.
Eine weitere vorgesehene Änderung ist die Einteilung der PV Kraftwerke in fünf Klassen:
zwischen 1 und 3 kW, zwischen 3 und 20 kW, zwischen 20 und 200 kW, zwischen 200 und 1000
kW und über 1000 kW.
Nachdem die Anregung der Hersteller hinsichtlich Vereinfachung der unterschiedlichen
Installationstypen begrüßt wird (Weglassen der Kategorie der teilintegrierten Anlagen), sieht der
Entwurf des Ministererlasses nur mehr zwei Typen vor: „Photovoltaische Systeme, die in
Gebäude integriert sind” und „Andere photovoltaische Installationen”.
Polen
Zur Zeit gibt es in Polen keine Einspeisetarife. Unter Berücksichtigung des Energiegesetzes
(Verordnung des Ministers für Wirtschaft U/Gbl. Vom 15. Dezember 2000 Nr 122. Pos. 1336;
http://www.ure.gov.pl/portal.php?serwis= pl&dzial= 195&id=882& search=25421) verpflichtet
sich die Regierung, sämtlichen Ökostrom ohne Mengeneinschränkung zu kaufen. Um diese
Energie verkaufen zu können, bekommt der Hersteller ein „Grünes Zertifikat“, das an der Börse
verkauft wird. Der Durchschnittspreis eines grünen Zertifikats ist 0,26 Zloty/kWh (0,07
€cent/kWh 1 ).
Dank der Projektaktivitäten „PVs in BLOOM“ in der Region Lublin, wurden Subventionen für
Personen ins Leben gerufen, die in erneuerbare Energien investieren möchten.
Für Kommunalverwaltungen ist für jede Investition ein Subventionsbetrag von 3 Millionen Zloty
vorgesehen.
Spanien
Die derzeit geltenden finanziellen Anreize für netzgekoppelte PV Anlagen (königliches Dekret
1578/2008) werden nachstehend kurz erörtert:
Installationstypen:
1.1. Systeme in oder auf Gebäuden mit höchstens 20 kW Leistung
1.2. Systeme in oder auf Gebäuden mit mehr als 20 kW Leistung
2. Systeme auf Freiflächen
Systeme, die auf dem Boden installiert sind und mehr als 10 MW haben und Aufdachsysteme mit
mehr als 2 MW Leistung, erhalten keine Einspeisetarife.
Obergrenze für jeden Installationstyp (pro Jahr aber vierteljährlich ausreichend)
1 Umrechnungskurs: 1 € = 3,88 Zloty
53

1.1. 26,7 MW
1.2. 240,3 MW
2. 133 MW, mit zusätzlichen 100 MW der installierten Leistung im Jahre 2009 und 60 MW
im Jahr 2010.
Tarife (25 Jahre bezahlt):
1.1. 34 Eurocent/kWh
1.2. 32 Eurocent/kWh
2. 32 Eurocent/kWh
Veränderungen der Obergrenze und Tarifpreise:
Wenn zumindest 75 % einer bestimmten vierteljährlichen Obergrenze ausgeschöpft sind, sinkt
der Tarif für den jeweiligen Installationstyp um höchstens 2,5 %, während gleichzeitig der Betrag
der verfügbaren, installierbaren Leistung um denselben Betrag angehoben wird.
Wenn weniger als 50 % einer Obergrenze ausgeschöpft werden, erhöht sich der Tarif
dementsprechend, während die Obergrenze um denselben Betrag sinkt (ohne Berücksichtigung
der zusätzlichen Leistung). Wenn die Obergrenze zwischen 50 und 75 % ausgeschöpft ist,
bleiben Tarif und installierbare Leistung gleich. Anpassungen für installierbare Leistungen
erfolgen jährlich und Tarifanpassungen vierteljährlich.
Slowakei
Die Einspeisetarife werden von der Regulierungsbehörde alljährlich festgelegt. Der neue
Einspeisetarif für 2009 beträgt 13,2 SKK/kWh (0,434 €/kWh²) und wird für 12 Jahre garantiert.
Zusätzlich erhalten PV Systeme, wie auch alle anderen erneuerbaren Energie Technologien,
Investitionsförderungen im Rahmen des EU Strukturfonds.
1 Umrechnungskurs: 1 € = 30,396 SKK
54

5.3. Überblick über den sinnvollsten und verständlichsten Rentabilitätsindex:
Die Interne Zinsfuß Methode, IZM (IRR)
5.3.1. Einführung
Streng wirtschaftlich gesehen, ist der Erwerb einer netzgekoppelten PV Anlage eine Ausgabe an
Kapitalressourcen zu einer bestimmten Zeit, in der Erwartung eines finanziellen Nutzens in Form
von Solarstromerträgen, während der gesamten Lebensdauer der Anlage. Der Betreiber wird
bezahlt bzw. zahlt für Strom, den er ins Netz einspeist bzw. entnimmt.
Wie bereits in anderen Abschnitten des Dokuments ausgeführt, gibt es für die Förderung von
netzgekoppelten PV Anlagen in Industrieländern zahlreiche Mechanismen. Der Einfachheit
halber werden in einem ersten Schritt bezüglich möglicher Investitionen für netzgekoppelte PV
Anlagen nur die Erstkostenförderung, zinsgünstige Kreditrückzahlungen in gleich großen
jährlichen Raten für die gesamten verbliebenen Erstkosten nach der Förderung, Einspeisetarife
und die jährlichen Zuwachsraten des Strompreises für drei spezifische Fälle (Fälle A, B, C von
nun an) berücksichtigt, wobei auf die steuerlichen Auswirkungen nicht eingegangen wird.
5.3.2 Überblick über vier Rentabilitätskennzahlen
Die einfache Amortisationszeit eines Investitionsprojekts ist die erforderliche Anzahl der Jahre
für den Mittelzufluss zur Angleichung des Mittelabflusses des Projekts. Obwohl leicht
verständlich, berechnet diese Rentabilitätskennzahl nicht den Zeitpunkt über die Laufzeit des
Projekts mit ein, wann die Ein- und Abflüsse stattfinden. Daher ist diese Methode ziemlich
unrealistisch (z. B. ein Einkommen von € 3000 im Jahre 2009 ist mehr wert als dasselbe
Einkommen in 2019). Somit sollte man eher mit der abgezinsten Rückzahlungszeit rechnen, was
die erforderliche Anzahl von Jahren für den gegenwärtigen Wert der Zuflüsse bedeutet, um den
gegenwärtigen Wert der Abflüsse (der gegenwärtige Wert heißt, einen jährlichen Abzinssatz zu
nehmen und den jährlichen Inflationswert zu berücksichtigen) auszugleichen. Offensichtlich heißt
Rentabilität, dass die abgezinste Rückzahlungszeit die Lebensdauer des Systems nicht übersteigen
soll. Obwohl die Methode leicht verständlich und klar und eindeutig ist, berücksichtigt dieser
Parameter nicht die Barflüsse, die nach der abgezinsten Rückzahlungszeit produziert werden.
Daher könnten hier gute finanzielle Möglichkeiten für künftige PV Investoren 1 verborgen
bleiben.
1
Perez R, Burtis L, Hoff T, Swanson S, Herig C. Quantifying residential PV economics in the US-payback vs cash
flow determination of fair energy value. Solar Energy 2004;77:363-366. (“Bewertung der Wirtschaftlichkeit von PV-
Anlagen in den USA bei der Festlegung des fairen Energiewertes - Amortisationsrechnung vs Cash Flow“)
55

Der Nettobarwart (NPV, in Euro) eines Investitionsprojekts ist die Summe der derzeitigen Werte
aller Barzuflüsse (PW[CIF(N)] in Euro, wo N die Lebensdauer des PV Systems (in Jahren) und
Abflüsse bezogen auf die Investition 2 ist. Daher gleicht der Parameter NPV dem aktuellen Wert
der Barzuflüsse aus dem System minus den PV Kosten während der Servicedauer aus der Sicht
des Betreibers (LCC USP) . Somit:
NPV )
CIF(
N
LCC
USP
PW (5.1)
Augenscheinlich sollte eine netzgekoppelte Freiflächen PV Anlage positiv bewertet werden,
wenn NPV > 0. Doch dieser Parameter unterscheidet nicht zwischen zwei Projekten mit dem
gleich NPV, aber unterschiedlichen Anfangsinvestitionen und Dauer.
Der interne Zinsfuß (IRR) eines Investitionsprojekts gleicht dem aktuellen Zinssatz, zu dem die
Anfangsinvestition für das Projekt während der Lebensdauer geliehen werden sollte, um dieselbe
Rentabilität zu erzielen 3 . Auch der interne Zinsfuß (IRR) eines Investitionsprojekts ist der Wert
des Zinssatzes, der zu NPV = 0 führt. Das heißt:
CIF(
N)
LCC 0
NPV PW
USP
(5.2)
Aus wirtschaftlicher Sicht sollte ein PV System dann bejaht werden, wenn der interne Zinsfuß
eine Rentabilitätsschwelle übersteigt, die vom künftigen Besitzer fixiert wird. Somit ist dieser
Parameter für den Investor sehr wichtig, weil er eine nützliche Einschätzung der Rendite bietet.
Der eigentliche interne Zinsfuß (IRR a ) wird vom IRR durch IRR a = (IRR-g)/(1+g)abgeleitet,
wobei g die jährliche Inflationsrate ist.
Der Wert des internen Zinsfußes (IRR) für ein bestimmtes PV System kann mittels beider
Parameter LCC USP and PW[CIF(N)] berechnet werden. Wenn die PV Kosten über die gesamte
Lebensdauer aus der Sicht des Betreibers und der aktuelle Wert der Geldzuflüsse aus dem System
gleich wie der Wert d sind, dann ist die Lösung gefunden (IRR = d).
2 Lasnier F, Ang T. Photovoltaic engineering handbook. Great Yarmouth: Adam Hilger; 1990. p. 371-399.
(„Handbuch für PV Technologien“)
3 Chabot B. From cost to prices: economic analysis of photovoltaic energy and services. Progress in Photovoltaics:
Research and Applications 1998;6:55-68. („Von Kosten zu Preisen: Wirtschaftliche Analyse von PV Energie und
Dienstleistungen. Fortschritt in der Photovoltaik: Forschung und Anwendungen“)
56

5.4. Einfach zu bedienende Tabellen zur Einschätzung des internen Zinsfußes (IRR)
Leider muss die Gleichung (5.2) mittels summarischer Methoden gelöst werden. Das ist der
Grund, warum einige leicht zu bedienende Tabellen zur Einschätzung des Wertes des
internen Zinsfußes in diesem Unterkapitel (s. Abschnittsanhang) zu finden sind. Tatsächlich
gleicht der interne Zinsfuß dem Wert des Abzinsfaktors d, der die Gleichung (5.2)
verifiziert. Werte des internen Zinsfußes IRR > 0 sind aus wirtschaftlicher Sicht plausible
Lösungen, vorausgesetzt, eine vom Investor festgelegte, gewisse Rentabilitätshürde wird
erreicht.
Tabellen werden zu den nachfolgenden angeführten Maßnahmen verwendet:
1. Auswahl der Tabellen für die Berechnung des LCC USP. je nach Art des Darlehens –
wenn überhaupt, dann wird es mittels der Kreditzinsen (i l ) und der Kreditlaufzeit
(N l )- zur Teilfinanzierung der Anfangsinvestition bestimmt. Für die spezifischen
Werte der Anfangsinvestition (PV IN ) und dem ursprünglichen Buydown
(zinsgünstiges Darlehen) oder Subvention (PV IS ), man suche eine Gruppe von
Werten LCC USP für verschiedene Werte des Abzinssatzes d. Man wähle einen Wert
von d, sodass aus dem Wert von d ein Wert des LCC USP folgt.
2. Auswahl der Tabellen für die Berechnung von PW[CIF(N)], je nach Erhöhung des
Energiepreises ( pu ). Für die spezifischen Werte von E PV und p u . finde eine Gruppe
von Werten PW[CIF(N)] für verschiedene Werte des Abzinssatzes d. Wähle auch
den gleichen Wert von d, der in Schritt 1 gewählt wurde. Wähle den entsprechenden
Wert von PW[CIF(N)].
3. Man subtrahiere PW[CIF(N)] minus LCCUSP
4. Je nach Resultat von Schritt 3 können drei Fälle auftreten:
4.1. Ist das Resultat von Schritt drei null, dann IRR = d.
4.2. Ist das Resultat von Schritt drei negativ, hat der gesuchte Abzinssatz d einen
niedrigeren Wert als jener in Schritt 1. Deshalb zurück zu Schritt 1 und man wähle den
nächst niedrigeren Wert von d in dieser Kolonne. Iterationen werden solange fortgeführt,
bis die in Schritt 3 erzielte Differenz positiv wird. Dann hat man die Lösung: Der
Wert des IRR liegt innerhalb der Werte von d der letzten beiden Iterationen. Die in
Schritt 3 erhaltene Differenz könnte unter Umständen von den in den Tabellen
berücksichtigten, niedrigsten Wert von d = 0·01 nicht positiv werden. In diesem Fall
sollte das netzgekoppelte PV-Projekt zurückgezogen werden aufgrund des IRR

5.4.1. Einige Beispiele
Es liegt außerhalb der Möglichkeiten dieses Dokuments, eine Anleitung zur Berechnung
des IRR zu geben, aber in Literatur 4,5 finden Sie dazu die notwendigen Informationen.
Nichtsdestotrotz könnten einige Rentabilitätskennzahlen in drei spezifischen Fällen
Licht ins Dunkel der Entscheidung eines künftigen Eigentümers einer netzgekoppelten
PV Anlage bringen. Somit gibt es einige Faktoren in der Berechnung des IRR, die wie
könnte es anders sein, sich vor allem auf die Kosten, auf finanzielle Anreize,
Stromerträge und die jährlichen Erhöhungen des PV Solarstrompreises beziehen.
Schließlich werden in Tabelle 5.3. Werte des IRR für einige netzgekoppelte PV Anlagen
mit den gleichen Anfangsinvestitionen und unterschiedlichen finanziellen Anreizen
(zinsgünstiger Kredit, Erstkostenförderung und Einspeisetarife). Die Zahlen für die
vorhin erwähnten drei Fälle, die sich auf Kosten, finanzielle Anreize und Stromausbeute
beziehen, sind im Allgemeinen pro kWp normiert. Einige für jeden einzelnen Fall
geltende Werte sind untenstehend angeführt, zusammen mit der entsprechenden Zahl
des IRR.
Fall A:
Der normierte jährliche PV Stromertrag ([E PV ] kWp ) wird mit
1400 kWh kWp -1 year -1 angenommen.
Die normierte Erstkosteninvestition bei den netzgekoppelte PV Anlagen
([PV IN ] kWp ) wird mit 6000 kWp -1 angenommen.
Der entsprechende Preis pro kWh für PV-erzeugten Strom, der an das Netz
verkauft wird (p u ), wird in verschiedenen Ländern gesetzlich festgelegt. Er wird
mit 0,30 kWh -1 angenommen.
Die jährliche Erhöhung des PV Strompreises ( pu ) wird mit 2 % angenommen.
Die normierte Erstkostenförderung ([PV IS ] kWp ) wird mit 17 % von [PV IN ] kWp
angenommen, deshalb die Annahme, dass [PV IS ] kWp 1000 €·kWp -1 ist. Es ist
erwähnenswert, dass in einigen Ländern enorme Kapitalsubventionen von 10 bis
50 % 6,7 gewährt werden.
Folglich muss die restliche Summe [PV IN ] kWp –[PV IS ] kWp vom Eigentümer
bezahlt werden. Es wird angenommen. dass diese Summe zu jährlichen
4 Talavera DL, Nofuentes G, Aguilera J, Fuentes M. Tables for the estimation of the internal rate of
return of photovoltaic grid-connected systems. Renewable & Sustainable Energy Reviews 2007; 11:447-
466. (“Tabellen zur Einschätzung des internen Zinsfußes für netzgekoppelte PV Anlagen. Erneuerbare &
Nachhaltige Energien Reviews”)
5
Nofuentes G, Aguilera J. and Muñoz FJ. Tools for the Profitability Analysis of Grid-Connected
Photovoltaics. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 2002;10:555-570. („Instrumente für
netzgekoppelte PV Anlagen. Fortschritt in PV: Forschung und Anwendungen”)
6 Martinot E. Renewable: Global status report. REN21 Renewable Energy Policy Network by The
Worldwatch Institute, 2005. Available („Erneuerbare Energien: Globaler Statusbericht. REN21
Strategienetzwerk Erneuerbare Energien, Worldwatch Institute, 2005. Verfügbar”)
Auf : http://www.martinot.info/RE2005_Global_Status_Report.pdf (accessed November 2006).
7 Martinot E. Renewable: Global status report, Update: REN21 Renewable Energy Policy Network, 2006.
Available at: http://www.ren21/globalstatusreport/download/RE_GSR_2006_Update.pdf (accessed
September 2007).
(„Globaler Statusbericht, Update: REN21 Strategienetzwerk Erneuerbare Energien, 2006, Verfügbar”).
58

Kreditzinsen i l = 5% geliehen wird, während die Kreditlaufzeit N l gleich 10 Jahren
angenommen wird.
Anwendung der Tabellen, die im Anhang für dieses Beispiel verfügbar sind:
1. – Von Tabelle 2, Spalte 4 (6000 € kWp -1 ) und Reihen, wo [PV IS ] kWp = 1000
€·kWp -1 berücksichtigt werden. Nehmen wir einen Wert von d = 0·09, sodass
[LCC USP ] kWp = 4745 €·kWp -1 .
2. - Von Tabelle 5, Spalte 5 und Reihen, wo p u = 0·3 €·kWh -1 berücksichtigt
werden. Es resultiert aus der Reihe entsprechend dem gleichen Wert von d =
0·09, damit PW[CIF(N)]] kWp = 4956 €·kWp -1 .
- 1
3. Man subtrahiere PWCIF(
N )
LCC 211 €·kWp
4. Seit PW CIF(
N)
LCC
USP
USP
> 0. hat der Parameter IRR einen höheren Wert.
Deshalb gehen wir zurück zu Schritt 1 und versuchen wir es mit d = 0·11.
1. – Von Tabelle 2, Spalte 4 und Reihen, wo [PV IS ] kWp = 1000 €·kWp -1 wieder
berücksichtigt werden. Wählen wir einen Wert von d = 0·11, sodas [LCC USP ] kWp
= 4319 €·kWp -1 .
3. - Von Tabelle 5, Spalte 5 und Reihen, wo wieder p u = 0·3 €·kWh -1 berücksichtigt
werden. Es resultiert aus der Reihe entsprechend dem gleichen Wert von d =
0·11, sodass PW[CIF(N)]] kWp = 4185 €·kWp -1 .
3. Man subtrahiere:
- 1
PWCIF(
N ) LCC 134
€·kWp
USP
4. Nachdem die in Schritt 3 erzielte Differenz negativ wird, haben wir die Lösung:
Der Wert des IRR liegt zwischen 9-11 %.
IRR liegt im Fall A innerhalb von sehr attraktiven 9-11 %. Nehmen wir für IRR einen
Wert von 9 % an (= im ungünstigsten Fall).
Fall B:
[E PV ] kWp wird mit 1200 kWh kWp -1 Jahr -1 angenommen.
[PV IN ] kWp wird mit 5000 € kWp -1 angenommen.
Der entsprechende Preis pro kWh für PV-erzeugten Strom, der vom/an den
Eigentümer bezahlt/gezahlt wird (p u ), wird mit 0,20 € kWh -1 angenommen.
pu wird mit 2% angenommen.
[PV IS ] kWp wird mit 1500 € kWp -1 angenommen.
Folglich muss die restliche Summe [PV IN ] kWp –[PV IS ] kWp vom Eigentümer bezahlt
werden. Es wird angenommen, dass diese Summe zu jährlichen Kreditzinsen i l =
59

5% geliehen wird, während die Kreditlaufzeit N l gleich 20 Jahren angenommen
wird.
Die Tabellen 3 und 5 im Anhang sollten für die Berechnung von LCC USP und PW[CIF(N)]
verwendet werden. Wenn der für den Fall A beschriebene Vorgang daraus resultiert, dann
ist der Wert für den IRR attraktive 5 - 7%. Nehmen wir einen IRR Wert = 5% ( = im
ungünstigsten Fall).
Fall C:
[E PV ] kWp wird mit 1000 kWh kWp -1 Jahr -1 angenommen.
[PV IN ] kWp wird mit 4000 € kWp -1 angenommen.
Der entsprechende Preis pro kWh für PV-erzeugten Strom, der vom/an den
Eigentümer bezahlt/gezahlt wird (p u ), wird mit 0,20 € kWh -1 angenommen.
pu wird mit 1% angenommen.
[PV IS ] kWp wird mit 25% von [PV IN ] kWp angenommnen, deshalb [PV IS ] kWp wird mit
1000 € kWp -1 [7.9] angenommen.
Folglich muss die restliche Summe [PV IN ] kWp –[PV IS ] kWp vom Eigentümer bezahlt
werden. Es wird angenommen, dass diese Summe zu jährlichen Kreditzinsen i l =
5% geliehen wird und die Kreditlaufzeit N l gleich 20 Jahren ist.
Die Tabellen 3 und 4 im Anhang sollten für die Berechnung von LCC USP und PW[CIF(N)]
verwendet werden. IRR gleicht im Fall C ansprechenden 3 - 5%. Nehmen wir einen IRR
Wert = 3 % (im ungünstigsten Fall).
Die Analyse von anderen Fällen könnte zum besseren Verständnis beitragen. Tabelle 5.3.
zeigt IRR Werte für netzgekoppelte PV Anlagen mit der gleichen Erstkosteninvestition und
unterschiedlichen Unterstützungsmaßnahmen.
Tabelle 5.3. IRR für netzgekoppelte PV Anlagen mit der gleichen Erstkosteninvestition
und unterschiedlichen finanziellen Anreizen.
[E PV ] kWp
[PV IN ] kWp
p u
(kWh kWp -1 Jahr -1 ) (€ kWp -1 ) (€ kWh -1 )
0.2
1200
4000
pu
(%)
2
[PV IS ] kWp
(€ kWp -1 )
1000
Zinsgünstige
Kredite
N l (Jahre)
i l (%)
IRR
(%)
Nicht verfügbar 5-7
N l =10 i l =5 7-9
Nicht verfügbar N l =10 i l =5 3-5
1400
0.3 Nicht verfügbar Nicht verfügbar 5-7
0.2 Nicht verfügbar Nicht verfügbar 5-7
60

5.5. Kurzer Überblick über die steuerlichen Auswirkungen
Wie schon früher angemerkt, wurden bei den oben besprochenen Fällen die steuerlichen
Auswirkungen außer Acht gelassen. Es werden aber in Kürze einige grundlegende
steuerliche Einflüsse besprochen, damit über diese Belange nicht der Mantel des
Schweigens gehüllt wird. Wie auch immer, die allgemeinen Annahmen, die nun folgen,
sind zwar schlüssig, doch es gibt je nach Land große Unterschiede bei der Besteuerung.
Aufgrund der großen nationalen Unterschiede wurden Steuerbefreiungen beiseite
gelassen.
Im Allgemeinen sehen die meisten Steuergesetze vor, dass jeder Eigentümer einer
netzgekoppelten Freiflächen PV Anlage einen jährlichen Betrag für Einkünfte aus dem
Vorjahr abführen muss. Dieser Betrag hängt vom gesetzlich definierten Steuerkoeffizienten,
den Einkünften aus den Investitionen, den jährlichen Betriebs- und
Wartungskosten, der Art der Kreditrückzahlung, den Anlagenabschreibungen etc. ab.
Aufgrund der vielen unterschiedlichen Steuersysteme in den Partnerländern, ist es
schwierig, diesen Punkt auf einen Nenner zu bringen. Wie auch immer, wir haben
unterschiedliche Steuerkoeffizientenwerte – von 0 % bis 40 % in Betracht gezogen 8 . In
diesem Unterabschnitt wurde der IRR durch einen Steuerkoeffizienten für die drei
diskutierten Fälle analysiert. Zur Einschätzung der Steuer wurde der Koeffizient für den
Geldzufluss aus der netzgekoppelten PV Anlage angewendet, nachdem die Anlagenabschreibung,
die Zinszahlungen des Kredits und die Betriebs- und Wartungskosten der
netzgekoppelten PV Anlage abgezogen worden sind. Die Anlagenabschreibung wurde
direkt über die gesamte Lebensdauer der netzgekoppelten PV Anlage (25 Jahre)
berücksichtigt und aus der Besteuerung heraus genommen. Die Ergebnisse dieser
Analyse in den Basisvarianten mit den Szenarien A, B und C werden in Abbildung 5.1.
präsentiert. In dieser Grafik wird der interne Zinsfuß versus prozentualem Koeffizient
dargestellt. Der IRR erfährt einen beständigen und beinahe linearen Rückgang, während
der Steuerkoeffizient zunimmt. Genauer gesagt, wenn der letztere bis zu 40 % ansteigt,
nimmt der erstere nur um 2,7 % im Fall A, 1,4 % im Fall B und 0,8 % im Fall C ab.
8 Kaldellis JK, Vlachou DS, Korbakis G. Techno-economic evaluation of small hydro power plants in
Greece: a complete sensitivity analysis. Energy Policy 2005;33:1969-1985. („Technisch-wirtschaftliche
Evaluation von Kleinwasserkraftwerken in Griechenland: Eine vollständige Sensivitätsanalyse”)
61

Steuerkoeffizientwert
Abb. 5.1. IRR (%) als eine Funktion der prozentualen Steuerkoeffizienten für die Fälle A (oberste
Linie), B (Mittellinie) and C (unterste Linie)
62

KURZE ZUSAMMENFASSUNG VON ABSCHNITT 5
Ein kontinuierlicher Abwärtstrend der PV Kosten zusammen mit einer großen
Vielfalt an Unterstützungsmaßnahmen haben netzgekoppelte PV Anlagen zu einer
profitablen Investition gemacht, unter Bedachtnahme auf einige wirtschaftliche
Rahmenbedingungen.
Preise für Freiflächenanlagen – so wie jene, mit denen sich das Projekt „PVs in
BLOOM“ beschäftigt – sind in den Jahren 2007- 2009 um etwa 33 % dramatisch
gesenkt worden. Etwa 3-6 Euro/Wp könnte unter Umständen als realistische
Spannweite für die Kosten von netzgekoppelten PV Anlagen in den am Projekt
teilnehmenden Ländern angenommen werden.
In Europa sind in den letzten Jahren verschiedene Finanzierungsformen für
netzgekoppelte PV Anlagen festgelegt und umgesetzt worden, wobei in Europa die
Einspeisetarife, Kapitalsubventionen und zinsgünstige Kredite zu den populärsten
Maßnahmen zählen.
Der interne Zinsfuß (IRR) stellt für PV Investoren einige konkrete, nützliche
Informationen bereit.
Dieses Kapitel präsentiert einige leicht handhabbare Tabellen zur Einschätzung des
IRR, sodass keine mühsamen Berechnungen angestellt werden müssen.
Diese Analyse zeigt einige Werte des IRR auf, die Licht ins Dunkel der
Entscheidung eines künftigen Eigentümers einer netzgekoppelten PV Anlage
bringen kann. Aufgrund unterschiedlicher Szenarien zeigt untenstehende Tabelle
einige Zahlenwerte.
[E PV ] kWp
[PV IN ] kWp
p u
(kWh kWp -1 Jahr -1 ) (€ kWp -1 ) (€ kWh -1 )
1000
pu
(%)
[PV IS ] kWp
(€ kWp -1 )
Zinsgünstige
Darlehen
N l (Jahre)
i l (%)
IRR
(%)
1 1000 N l =20 i l =5 3-5
4000
0.2
1000
Nicht verfügbar 5-7
N l =10 i l =5 7-9
1200
Nicht verfügbar N l =10 i l =5 3-5
0.3 2 Nicht verfügbar Nicht verfügbar 5-7
1400
1400
5000 0.2 1500 N l =20 i l =5 5-7
0.2 Nicht verfügbar Nicht verfügbar 5-7
6000 0.3 1000 N l =10 i l =5 9-11
Die Analyse zeigt hinsichtlich Besteuerung, dass der IRR einen beständigen und
beinahe linearen Abwärtstrend erfährt, während der Steuerkoeffizient von 0 % auf
bis zu 40 % ansteigt.
63

ANHANG VON ABSCHNITT 5. TABELLEN ZUR EINSCHÄTZUNG DES IRR
Table 1. Kosten für die gesamte Nutzungsdauer des Systems pro kWp aus der Sicht des Betreibers [LCC USP ] kWp. als
eine Funktion der Erstkosteninvestition für die netzgekoppelte PV Anlage pro kWp ([PV IN ] kWp ), der nominale
Abzinssatz d und die Anfangsinvestitionssubvention pro kWp ([PV IS ] kWp ). Keine Kredite verfügbar.
[PV IS ] kWp (€/kWp)
[PV IN ] kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 8000
0 0,01 3661 4881 6101 7321 8542 9762
0,03 3522 4697 5871 7045 8219 9393
0,05 3423 4564 5705 6846 7987 9128
0,07 3350 4466 5583 6699 7816 8932
0,09 3295 4393 5491 6589 7688 8786
0,11 3253 4337 5421 6505 7590 8674
0,13 3220 4293 5366 6440 7513 8586
0,15 3194 4259 5323 6388 7452 8517
0,17 3173 4231 5288 6346 7404 8461
0,19 3156 4208 5260 6312 7364 8416
0,21 3142 4189 5236 6283 7330 8378
0,23 3130 4173 5216 6259 7303 8346
0,25 3120 4159 5199 6239 7279 8319
0,27 3111 4148 5185 6222 7259 8296
1000 0,01 1440 2661 3881 5101 6321 7542
0,03 2522 3697 4871 6045 7219 8393
0,05 2423 3564 4705 5846 6987 8128
0,07 2350 3466 4583 5699 6816 7932
0,09 2295 3393 4491 5589 6688 7786
0,11 2253 3337 4421 5505 6590 8517
0,13 2220 3293 4366 5440 6513 7586
0,15 2194 3259 4323 5388 6452 7517
0,17 2173 3231 4288 5346 6404 7461
0,19 2156 3208 4260 5312 6364 7416
0,21 2142 3189 4236 5283 6330 7378
0,23 2130 3173 4216 5259 6303 7346
0,25 2120 3159 4199 5239 6279 7319
0,27 2111 3148 4185 5222 6259 7296
1500 0,01 2161 3381 4601 5821 7042 8262
0,03 2022 3197 4371 5545 6719 7893
0,05 1923 3064 4205 5346 6487 7628
0,07 1850 2966 4083 5199 6316 7432
0,09 1795 2893 3991 5089 6188 7286
0,11 1753 2837 3921 5005 6090 7174
0,13 1720 2793 3866 4940 6013 7086
0,15 1694 2759 3823 4888 5952 7017
0,17 1673 2731 3788 4846 5904 6961
0,19 1656 2708 3760 4812 5864 6916
0,21 1642 2689 3736 4783 5830 6878
0,23 1630 2673 3716 4759 5803 6846
0,25 1620 2659 3699 4739 5779 6819
0,27 1611 2648 3685 4722 5759 6796
2000 0,01 1661 2881 4101 5321 6542 7762
0,03 1522 2697 3871 5045 6219 7393
0,05 1423 2564 3705 4846 5987 7128
0,07 1350 2466 3583 4699 5816 6932
0,09 1295 2393 3491 4589 5688 6786
0,11 1253 2337 3421 4505 5590 6674
0,13 1220 2293 3366 4440 5513 6586
0,15 1194 2259 3323 4388 5452 6517
0,17 1173 2231 3288 4346 5404 6461
0,19 1156 2208 3260 4312 5364 6416
0,21 1142 2189 3236 4283 5330 6378
0,23 1130 2173 3216 4259 5303 6346
0,25 1120 2159 3199 4239 5279 6319
0,27 1111 2148 3185 4222 5259 10034
2500 0,01 1161 2381 3601 4821 6042 7262
0,03 1022 2197 3371 4545 5719 6893
0,05 923 2064 3205 4346 5487 6628
0,07 850 1966 3083 4199 5316 6432
0,09 795 1893 2991 4089 5188 6286
0,11 753 1837 2921 4005 5090 6174
0,13 720 1793 2866 3940 5013 6086
0,15 694 1759 2823 3888 4952 6017
)
(Bitte umblättern)
(continuación Tabla 1)
64

[PV IS ] kWp (€/kWp)
[PV IN ] kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 8000
2500 0,17 673 1731 2788 3846 4904 5961
0,19 656 1708 2760 3812 4864 5916
0,21 642 1689 2736 3783 4830 5878
0,23 630 1673 2716 3759 4803 5846
0,25 620 1659 2699 3739 4779 5819
0,27 611 1648 2685 3722 4759 5796
3000 0,01 661 1881 3101 4321 5542 6762
0,03 522 1697 2871 4045 5219 6393
0,05 423 1564 2705 3846 4987 6128
0,07 350 1466 2583 3699 4816 5932
0,09 295 1393 2491 3589 4688 5786
0,11 253 1337 2421 3505 4590 5674
0,13 220 1293 2366 3440 4513 5586
0,15 194 1259 2323 3388 4452 5517
0,17 173 1231 2288 3346 4404 5461
0,19 156 1208 2260 3312 4364 5416
0,21 142 1189 2236 3283 4330 5378
0,23 130 1173 2216 3259 4303 5346
0,25 120 1159 2199 3239 4279 5319
0,27 111 1148 2185 3222 4259 5296
3500 0,01 1381 2601 3821 5042 6262
0,03 1197 2371 3545 4719 5893
0,05 1064 2205 3346 4487 5628
0,07 966 2083 3199 4316 5432
0,09 893 1991 3089 4188 5286
0,11 837 1921 3005 4090 5174
0,13 793 1866 2940 4013 5086
0,15 759 1823 2888 3952 5017
0,17 731 1788 2846 3904 4961
0,19 708 1760 2812 3864 4916
0,21 689 1736 2783 3830 4878
0,23 673 1716 2759 3803 4846
0,25 659 1699 2739 3779 4819
0,27 648 1685 2722 3759 4796
4000 0,01 881 2101 3321 4542 5762
0,03 697 1871 3045 4219 5393
0,05 564 1705 2846 3987 5128
0,07 466 1583 2699 3816 4932
0,09 393 1491 2589 3688 4786
0,11 337 1421 2505 3590 4674
0,13 293 1366 2440 3513 4586
0,15 259 1323 2388 3452 4517
0,17 231 1288 2346 3404 4461
0,19 208 1260 2312 3364 4416
0,21 189 1236 2283 3330 4378
0,23 173 1216 2259 3303 4346
0,25 159 1199 2239 3279 4319
0,27 148 1185 2222 3259 4296
4500 0,01 1601 2821 4042 5262
0,03 1371 2545 3719 4893
0,05 1205 2346 3487 4628
0,07 1083 2199 3316 4432
0,09 991 2089 3188 4286
0,11 921 2005 3090 4174
0,13 866 1940 3013 4086
0,15 823 1888 2952 4017
0,17 788 1846 2904 3961
0,19 760 1812 2864 3916
0,21 736 1783 2830 3878
0,23 716 1759 2803 3846
0,25 699 1739 2779 3819
0,27 685 1722 2759 3796
65

Tabelle 2. Kosten für die gesamte Nutzungsdauer des Systems pro kWp aus der Sicht des Betreibers [LCC USP ] kWp als
eine Funktion der Erstkosteninvestition für die netzgekoppelte PV Anlage pro kWp ([PV IN ] kWp ), der nominale
Abzinssatz d und die Anfangsinvestitionssubvention pro kWp ([PV IS ] kWp ), Kreditlaufzeit N l = 10 years, i l = 5%.
[PV IS ] kWp (€/kWp)
[PV IN ] kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 8000
0 0,01 4340 5787 7234 8681 10128 11574
0,03 3836 5115 6394 7673 8952 10231
0,05 3423 4564 5705 6846 7987 9128
0,07 3078 4104 5131 6157 7183 8209
0,09 2788 3717 4647 5576 6505 7435
0,11 2541 3388 4234 5081 5928 6775
0,13 2328 3104 3880 4656 5432 6208
0,15 2144 2858 3573 4288 5002 5717
0,17 1983 2644 3305 3966 4627 5288
0,19 1842 2455 3069 3683 4297 4911
0,21 1717 2289 2861 3433 4006 4578
0,23 1606 2141 2676 3212 3747 4282
0,25 1507 2009 2511 3013 3516 4018
0,27 1418 1891 2363 2836 3309 3781
1000 0,01 3114 4561 6007 7454 8901 10348
0,03 2732 4011 5289 6568 7847 9126
0,05 2423 3564 4705 5846 6987 8128
0,07 2169 3195 4221 5247 6273 7299
0,09 1957 2886 3816 4745 5674 6604
0,11 1778 2625 3472 4319 5166 5717
0,13 1625 2401 3177 3953 4729 5505
0,15 1494 2208 2923 3638 4352 5067
0,17 1380 2041 2702 3363 4023 4684
0,19 1280 1894 2507 3121 3735 4349
0,21 1192 1764 2336 2908 3481 4053
0,23 1114 1649 2184 2720 3255 3790
0,25 1044 1547 2049 2551 3053 3556
0,27 982 1455 1928 2400 2873 3345
1500 0,01 2501 3947 5394 6841 8288 9735
0,03 2179 3458 4737 6016 7295 8574
0,05 1923 3064 4205 5346 6487 7628
0,07 1714 2740 3766 4792 5818 6845
0,09 1541 2471 3400 4329 5259 6188
0,11 1397 2244 3090 3937 4784 5631
0,13 1274 2050 2826 3602 4378 5154
0,15 1169 1883 2598 3313 4027 4742
0,17 1078 1739 2400 3061 3722 4383
0,19 999 1613 2226 2840 3454 4068
0,21 929 1501 2074 2646 3218 3790
0,23 868 1403 1938 2473 3009 3544
0,25 813 1315 1818 2320 2822 3324
0,27 764 1237 1710 2182 2655 3128
2000 0,01 1887 3334 4781 6228 7675 9121
0,03 1627 2906 4185 5464 6742 8021
0,05 1423 2564 3705 4846 5987 7128
0,07 1259 2285 3311 4338 5364 6390
0,09 1126 2055 2984 3914 4843 5773
0,11 1015 1862 2709 3556 4403 5250
0,13 923 1699 2475 3251 4027 4803
0,15 844 1558 2273 2988 3702 4417
0,17 776 1437 2098 2759 3420 4081
0,19 718 1332 1945 2559 3173 3787
0,21 667 1239 1811 2383 2956 3528
0,23 622 1157 1692 2227 2763 3298
0,25 582 1084 1586 2089 2591 3093
0,27 547 1019 1492 1964 2437 6884
2500 0,01 1274 2721 4168 5614 7061 8508
0,03 1075 2354 3632 4911 6190 7469
0,05 923 2064 3205 4346 5487 6628
0,07 804 1831 2857 3883 4909 5935
0,09 710 1640 2569 3498 4428 5357
0,11 634 1481 2328 3175 4022 4868
0,13 571 1347 2123 2899 3675 4451
0,15 519 1233 1948 2663 3377 4092
(Bitte umblättern)
66

[PV IS ] kWp (€/kWp)
[PV IN ] kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 8000
2500 0,17 475 1136 1797 2458 3119 3780
0,19 437 1051 1665 2278 2892 3506
0,21 404 976 1549 2121 2693 3265
0,23 376 911 1446 1981 2517 3052
0,25 351 853 1355 1857 2360 2862
0,27 329 801 1274 1747 2219 2692
3000 0,01 661 2108 3554 5001 6448 7895
0,03 522 1801 3080 4359 5638 6917
0,05 423 1564 2705 3846 4987 6128
0,07 350 1376 2402 3428 4454 5480
0,09 295 1224 2153 3083 4012 4941
0,11 253 1100 1946 2793 3640 4487
0,13 220 996 1772 2548 3324 4100
0,15 194 909 1623 2338 3052 3767
0,17 173 834 1495 2156 2817 3478
0,19 156 770 1384 1997 2611 3225
0,21 142 714 1286 1858 2431 3003
0,23 130 665 1200 1735 2271 2806
0,25 120 622 1124 1626 2129 2631
0,27 111 583 1056 1529 2001 2474
3500 0,01 1494 2941 4388 5835 7281
0,03 1249 2528 3807 5085 6364
0,05 1064 2205 3346 4487 5628
0,07 921 1947 2973 3999 5025
0,09 808 1738 2667 3596 4526
0,11 718 1565 2412 3259 4106
0,13 645 1421 2197 2973 3749
0,15 584 1298 2013 2727 3442
0,17 532 1193 1854 2515 3176
0,19 489 1103 1716 2330 2944
0,21 451 1024 1596 2168 2740
0,23 419 954 1489 2025 2560
0,25 391 893 1395 1897 2400
0,27 366 838 1311 1784 2256
4000 0,01 881 2328 3775 5221 6668
0,03 697 1975 3254 4533 5812
0,05 564 1705 2846 3987 5128
0,07 466 1492 2518 3545 4571
0,09 393 1322 2252 3181 4110
0,11 337 1184 2031 2878 3724
0,13 293 1069 1845 2621 3397
0,15 259 973 1688 2402 3117
0,17 231 892 1553 2214 2875
0,19 208 822 1436 2049 2663
0,21 189 761 1333 1906 2478
0,23 173 708 1243 1779 2314
0,25 159 662 1164 1666 2168
0,27 148 620 1093 1566 2038
4500 0,01 1714 3161 4608 6055
0,03 1423 2702 3981 5260
0,05 1205 2346 3487 4628
0,07 1037 2064 3090 4116
0,09 907 1836 2765 3695
0,11 802 1649 2496 3343
0,13 718 1494 2270 3046
0,15 648 1363 2077 2792
0,17 590 1251 1912 2573
0,19 541 1155 1768 2382
0,21 499 1071 1643 2215
0,23 462 997 1533 2068
0,25 430 933 1435 1937
0,27 403 875 1348 1821
67

Tabelle 3. Kosten für die gesamte Nutzungsdauer des Systems pro kWp aus der Sicht des Betreibers [LCC USP ] kWp, als
eine Funktion der Erstkosteninvestition für die netzgekoppelte PV Anlage pro kWp ([PV IN ] kWp ), der nominale
Abzinssatz d und die Anfangsinvestitionssubvention pro kWp ([PV IS ] kWp ), Kreditlaufzeit N l = 20 Jahre, i l = 5%.
[PV IS ] kWp (€/kWp)
[PV IN ] kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 8000
0 0,01 5005 6673 8341 10010 11678 13346
0,03 4104 5472 6840 8208 9576 10944
0,05 3423 4564 5705 6846 7987 9128
0,07 2900 3867 4833 5800 6766 7733
0,09 2492 3323 4154 4984 5815 6646
0,11 2170 2893 3616 4339 5063 5786
0,13 1911 2548 3185 3822 4459 5096
0,15 1701 2268 2835 3401 3968 4535
0,17 1528 2037 2546 3055 3565 4074
0,19 1384 1845 2306 2768 3229 3690
0,21 1263 1684 2104 2525 2946 3367
0,23 1160 1546 1933 2319 2706 3092
0,25 1071 1428 1786 2143 2500 2857
0,27 995 1327 1658 1990 2322 2653
1000 0,01 3557 5225 6893 8561 10230 11898
0,03 2910 4278 5646 7014 8382 9750
0,05 2423 3564 4705 5846 6987 8128
0,07 2050 3016 3983 4950 5916 6883
0,09 1760 2590 3421 4252 5083 5913
0,11 1531 2254 2977 3700 4424 4535
0,13 1347 1984 2621 3258 3895 4532
0,15 1198 1765 2332 2899 3466 4033
0,17 1076 1585 2095 2604 3113 3622
0,19 974 1436 1897 2358 2819 3281
0,21 889 1310 1731 2152 2572 2993
0,23 816 1203 1589 1976 2363 2749
0,25 754 1111 1468 1825 2183 2540
0,27 700 1032 1364 1695 2027 2358
1500 0,01 2833 4501 6169 7837 9506 11174
0,03 2313 3681 5049 6417 7785 9153
0,05 1923 3064 4205 5346 6487 7628
0,07 1625 2591 3558 4525 5491 6458
0,09 1393 2224 3055 3886 4716 5547
0,11 1211 1934 2658 3381 4104 4827
0,13 1065 1702 2339 2976 3613 4250
0,15 947 1514 2081 2648 3215 3782
0,17 850 1360 1869 2378 2887 3397
0,19 770 1231 1692 2154 2615 3076
0,21 702 1123 1544 1965 2386 2807
0,23 645 1031 1418 1804 2191 2577
0,25 595 953 1310 1667 2024 2381
0,27 553 885 1216 1548 1879 2211
2000 0,01 2109 3777 5445 7113 8782 10450
0,03 1716 3084 4452 5820 7188 8556
0,05 1423 2564 3705 4846 5987 7128
0,07 1200 2166 3133 4100 5066 6033
0,09 1027 1858 2689 3519 4350 5181
0,11 892 1615 2338 3061 3785 4508
0,13 784 1421 2058 2695 3332 3969
0,15 696 1263 1830 2397 2964 3531
0,17 625 1134 1643 2152 2662 3171
0,19 565 1026 1488 1949 2410 2871
0,21 515 936 1357 1778 2199 2620
0,23 473 860 1246 1633 2019 2406
0,25 437 794 1151 1508 1865 2222
0,27 406 737 1069 1400 1732 5555
2500 0,01 1385 3053 4721 6389 8058 9726
0,03 1119 2487 3855 5223 6591 7959
0,05 923 2064 3205 4346 5487 6628
0,07 775 1741 2708 3675 4641 5608
0,09 661 1492 2322 3153 3984 4815
0,11 572 1295 2019 2742 3465 4188
0,13 502 1139 1776 2413 3050 3687
0,15 445 1012 1579 2146 2713 3280
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68

[PV IS ] kWp (€/kWp)
[PV IN ] kWp (€/kWp)
d 3000 4000 5000 6000 7000 8000
2500 0,17 399 908 1417 1927 2436 2945
0,19 361 822 1283 1744 2206 2667
0,21 328 749 1170 1591 2012 2433
0,23 301 688 1074 1461 1848 2234
0,25 278 635 992 1350 1707 2064
0,27 258 590 921 1253 1585 1916
3000 0,01 661 2329 3997 5665 7334 9002
0,03 522 1890 3258 4626 5994 7362
0,05 423 1564 2705 3846 4987 6128
0,07 350 1316 2283 3249 4216 5183
0,09 295 1125 1956 2787 3618 4448
0,11 253 976 1699 2422 3146 3869
0,13 220 857 1494 2131 2768 3405
0,15 194 761 1328 1895 2462 3028
0,17 173 682 1191 1701 2210 2719
0,19 156 617 1078 1540 2001 2462
0,21 142 563 983 1404 1825 2246
0,23 130 516 903 1289 1676 2062
0,25 120 477 834 1191 1548 1905
0,27 111 442 774 1106 1437 1769
3500 0,01 1605 3273 4941 6610 8278
0,03 1293 2661 4029 5397 6765
0,05 1064 2205 3346 4487 5628
0,07 891 1858 2824 3791 4758
0,09 759 1590 2421 3251 4082
0,11 656 1380 2103 2826 3549
0,13 575 1212 1849 2486 3123
0,15 510 1077 1644 2210 2777
0,17 456 966 1475 1984 2493
0,19 412 874 1335 1796 2257
0,21 376 797 1217 1638 2059
0,23 345 731 1118 1504 1891
0,25 318 675 1032 1389 1747
0,27 295 627 958 1290 1622
4000 0,01 881 2549 4217 5886 7554
0,03 697 2064 3432 4800 6168
0,05 564 1705 2846 3987 5128
0,07 466 1433 2399 3366 4333
0,09 393 1224 2054 2885 3716
0,11 337 1060 1783 2507 3230
0,13 293 930 1567 2204 2841
0,15 259 825 1392 1959 2526
0,17 231 740 1249 1758 2268
0,19 208 669 1130 1592 2053
0,21 189 610 1031 1451 1872
0,23 173 559 946 1333 1719
0,25 159 517 874 1231 1588
0,27 148 479 811 1143 1474
4500 0,01 1825 3493 5162 6830
0,03 1468 2835 4203 5571
0,05 1205 2346 3487 4628
0,07 1008 1974 2941 3908
0,09 857 1688 2519 3350
0,11 741 1464 2187 2910
0,13 648 1285 1922 2559
0,15 574 1141 1708 2275
0,17 514 1023 1533 2042
0,19 464 926 1387 1848
0,21 423 844 1265 1686
0,23 388 774 1161 1548
0,25 358 715 1072 1429
0,27 332 664 995 1327
69

Tabelle 4. Derzeitiger Wert des Geldzuflusses pro kWp einer netzgekoppelten PV Anlage ([PW[CIF(N)]] kWp ) als eine Funktion des jährlichen Ertrages pro kWp des Systems ([E PV ] kWp )· der
Abzinssatz d und der einheitliche Preis pro kWh (p u ) vom/an den Betreiber zu bezahlen/zu zahlen pu = 0·01).
[E PV ] kWp (kWh/(kWp , year)) 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400
p u (€/kWh) d
0,1 0,01 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000
0,03 1174 1566 1957 2348 2740 3131 3522 3914 4305 4697
0,05 941 1255 1569 1883 2196 2510 2824 3138 3451 3765
0,07 771 1028 1286 1543 1800 2057 2314 2571 2828 3085
0,09 645 860 1075 1290 1505 1720 1935 2149 2364 2579
0,11 549 732 915 1098 1281 1463 1646 1829 2012 2195
0,13 474 633 791 949 1107 1265 1423 1582 1740 1898
0,15 416 555 693 832 971 1109 1248 1387 1525 1664
0,17 369 492 615 738 861 984 1107 1231 1354 1477
0,19 331 441 552 662 773 883 993 1104 1214 1324
0,21 300 400 499 599 699 799 899 999 1099 1199
0,23 273 365 456 547 638 729 820 912 1003 1094
0,25 251 335 419 503 586 670 754 838 921 1005
0,27 232 310 387 465 542 620 697 774 852 929
0,2 0,01 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000
0,03 2348 3131 3914 4697 5479 6262 7045 7828 8610 9393
0,05 1883 2510 3138 3765 4393 5020 5648 6275 6903 7530
0,07 1543 2057 2571 3085 3600 4114 4628 5142 5657 6171
0,09 1290 1720 2149 2579 3009 3439 3869 4299 4729 5159
0,11 1098 1463 1829 2195 2561 2927 3293 3659 4024 4390
0,13 949 1265 1582 1898 2214 2531 2847 3163 3480 3796
0,15 832 1109 1387 1664 1941 2219 2496 2773 3051 3328
0,17 738 984 1231 1477 1723 1969 2215 2461 2707 2953
0,19 662 883 1104 1324 1545 1766 1987 2207 2428 2649
0,21 599 799 999 1199 1399 1598 1798 1998 2198 2398
0,23 547 729 912 1094 1276 1458 1641 1823 2005 2188
0,25 503 670 838 1005 1173 1340 1508 1675 1843 2010
0,27 465 620 774 929 1084 1239 1394 1549 1704 1859
0,3 0,01 4500 6000 7500 9000 10500 12000 13500 15000 16500 18000
0,03 3522 4697 5871 7045 8219 9393 10567 11741 12915 14090
0,05 2824 3765 4706 5648 6589 7530 8471 9413 10354 11295
0,07 2314 3085 3857 4628 5399 6171 6942 7714 8485 9256
0,09 1935 2579 3224 3869 4514 5159 5804 6448 7093 7738
0,11 1646 2195 2744 3293 3842 4390 4939 5488 6037 6586
0,13 1423 1898 2372 2847 3321 3796 4270 4745 5219 5694
0,15 1248 1664 2080 2496 2912 3328 3744 4160 4576 4992
0,17 1107 1477 1846 2215 2584 2953 3322 3692 4061 4430
0,19 993 1324 1655 1987 2318 2649 2980 3311 3642 3973
0,21 899 1199 1498 1798 2098 2398 2697 2997 3297 3596
0,23 820 1094 1367 1641 1914 2188 2461 2735 3008 3281
0,25 754 1005 1256 1508 1759 2010 2261 2513 2764 3015
0,27 697 929 1162 1394 1626 1859 2091 2323 2555 2788
70

(Bitte umblättern)
[E PV ] kWp (kWh/(kWp , Jahr)) 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400
p u (€/kWh) d
(continuación 0,4 Tabla 0,013)
6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000 24000
0,03 4697 6262 7828 9393 10959 12524 14090 15655 17221 18786
0,05 3765 5020 6275 7530 8785 10040 11295 12550 13805 15060
0,07 3085 4114 5142 6171 7199 8228 9256 10285 11313 12342
0,09 2579 3439 4299 5159 6019 6878 7738 8598 9458 10318
0,11 2195 2927 3659 4390 5122 5854 6586 7317 8049 8781
0,13 1898 2531 3163 3796 4429 5061 5694 6327 6959 7592
0,15 1664 2219 2773 3328 3883 4437 4992 5547 6101 6656
0,17 1477 1969 2461 2953 3446 3938 4430 4922 5414 5907
0,19 1324 1766 2207 2649 3090 3532 3973 4415 4856 5297
0,21 1199 1598 1998 2398 2797 3197 3596 3996 4395 4795
0,23 1094 1458 1823 2188 2552 2917 3281 3646 4011 4375
0,25 1005 1340 1675 2010 2345 2680 3015 3350 3685 4020
0,27 929 1239 1549 1859 2168 2478 2788 3098 3407 3717
0,5 0,01 7500 10000 12500 15000 17500 20000 22500 25000 27500 30000
0,03 5871 7828 9784 11741 13698 15655 17612 19569 21526 23483
0,05 4706 6275 7844 9413 10981 12550 14119 15688 17256 18825
0,07 3857 5142 6428 7714 8999 10285 11570 12856 14141 15427
0,09 3224 4299 5374 6448 7523 8598 9673 10747 11822 12897
0,11 2744 3659 4573 5488 6403 7317 8232 9147 10061 10976
0,13 2372 3163 3954 4745 5536 6327 7117 7908 8699 9490
0,15 2080 2773 3467 4160 4853 5547 6240 6933 7627 8320
0,17 1846 2461 3076 3692 4307 4922 5537 6153 6768 7383
0,19 1655 2207 2759 3311 3863 4415 4966 5518 6070 6622
0,21 1498 1998 2497 2997 3496 3996 4495 4995 5494 5994
0,23 1367 1823 2279 2735 3190 3646 4102 4558 5013 5469
0,25 1256 1675 2094 2513 2932 3350 3769 4188 4607 5026
0,27 1162 1549 1936 2323 2710 3098 3485 3872 4259 4646
0,6 0,01 9000 12000 15000 18000 21000 24000 27000 30000 33000 36000
0,03 7045 9393 11741 14090 16438 18786 21134 23483 25831 28179
0,05 5648 7530 9413 11295 13178 15060 16943 18825 20708 22590
0,07 4628 6171 7714 9256 10799 12342 13884 15427 16970 18512
0,09 3869 5159 6448 7738 9028 10318 11607 12897 14187 15476
0,11 3293 4390 5488 6586 7683 8781 9878 10976 12073 13171
0,13 2847 3796 4745 5694 6643 7592 8541 9490 10439 11388
0,15 2496 3328 4160 4992 5824 6656 7488 8320 9152 9984
0,17 2215 2953 3692 4430 5168 5907 6645 7383 8122 8860
0,19 1987 2649 3311 3973 4635 5297 5960 6622 7284 7946
0,21 1798 2398 2997 3596 4196 4795 5394 5994 6593 7193
0,23 1641 2188 2735 3281 3828 4375 4922 5469 6016 6563
0,25 1508 2010 2513 3015 3518 4020 4523 5026 5528 6031
0,27 1394 1859 2323 2788 3252 3717 4182 4646 5111 5576
71

Tabelle 5. Derzeitiger Wert des Geldzuflusses pro kWp einer netzgekoppelten PV Anlage ([PW[CIF(N)]] kWp ) als eine Funktion des jährlichen Ertrages pro kWp des Systems ([E PV ] kWp )· der
Abzinssatz d und der einheitliche Preis pro kWh (p u ) vom/an den Betreiber zu bezahlen/zu zahlen sind (jährliche Erhöhung des Energiepreises pu = 0,02).
[E PV ] kWp (kWh/(kWp , year)) 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400
p u (€/kWh) d
0,1 0,01 1709 2279 2849 3419 3988 4558 5128 5698 6267 6837
0,03 1325 1766 2208 2649 3091 3532 3974 4415 4857 5298
0,05 1052 1402 1753 2103 2454 2804 3155 3506 3856 4207
0,07 854 1139 1423 1708 1993 2277 2562 2847 3131 3416
0,09 708 944 1180 1416 1652 1888 2124 2360 2596 2832
0,11 598 797 996 1196 1395 1594 1794 1993 2192 2392
0,13 513 684 856 1027 1198 1369 1540 1711 1882 2053
0,15 447 596 746 895 1044 1193 1342 1491 1640 1789
0,17 395 526 658 790 921 1053 1184 1316 1448 1579
0,19 352 470 587 705 822 940 1057 1175 1292 1409
0,21 318 423 529 635 741 847 953 1059 1165 1270
0,23 289 385 481 577 674 770 866 962 1059 1155
0,25 264 353 441 529 617 705 793 881 970 1058
0,27 244 325 406 488 569 650 731 813 894 975
0,2 0,01 3419 4558 5698 6837 7977 9116 10256 11395 12535 13674
0,03 2649 3532 4415 5298 6181 7065 7948 8831 9714 10597
0,05 2103 2804 3506 4207 4908 5609 6310 7011 7712 8413
0,07 1708 2277 2847 3416 3985 4555 5124 5693 6263 6832
0,09 1416 1888 2360 2832 3304 3776 4248 4720 5192 5664
0,11 1196 1594 1993 2392 2790 3189 3587 3986 4384 4783
0,13 1027 1369 1711 2053 2396 2738 3080 3422 3765 4107
0,15 895 1193 1491 1789 2087 2386 2684 2982 3280 3578
0,17 790 1053 1316 1579 1842 2106 2369 2632 2895 3158
0,19 705 940 1175 1409 1644 1879 2114 2349 2584 2819
0,21 635 847 1059 1270 1482 1694 1906 2117 2329 2541
0,23 577 770 962 1155 1347 1540 1732 1925 2117 2310
0,25 529 705 881 1058 1234 1410 1587 1763 1939 2116
0,27 488 650 813 975 1138 1300 1463 1625 1788 1950
0,3 0,01 5128 6837 8546 10256 11965 13674 15383 17093 18802 20511
0,03 3974 5298 6623 7948 9272 10597 11921 13246 14571 15895
0,05 3155 4207 5258 6310 7362 8413 9465 10517 11568 12620
0,07 2562 3416 4270 5124 5978 6832 7686 8540 9394 10248
0,09 2124 2832 3540 4248 4956 5664 6372 7079 7787 8495
0,11 1794 2392 2989 3587 4185 4783 5381 5979 6577 7175
0,13 1540 2053 2567 3080 3594 4107 4620 5134 5647 6160
0,15 1342 1789 2237 2684 3131 3578 4026 4473 4920 5368
0,17 1184 1579 1974 2369 2764 3158 3553 3948 4343 4737
0,19 1057 1409 1762 2114 2467 2819 3171 3524 3876 4228
0,21 953 1270 1588 1906 2223 2541 2858 3176 3494 3811
0,23 866 1155 1444 1732 2021 2310 2599 2887 3176 3465
0,25 793 1058 1322 1587 1851 2116 2380 2644 2909 3173
0,27 731 975 1219 1463 1706 1950 2194 2438 2682 2925
72

(Bitte umblättern)
[E PV ] kWp (kWh/(kWp , Jahr)) 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400
p u (€/kWh) d
0,4 0,01 6837 9116 11395 13674 15953 18232 20511 22790 25069 27348
0,03 5298 7065 8831 10597 12363 14129 15895 17661 19427 21194
0,05 4207 5609 7011 8413 9816 11218 12620 14022 15424 16827
0,07 3416 4555 5693 6832 7971 9109 10248 11387 12525 13664
0,09 2832 3776 4720 5664 6607 7551 8495 9439 10383 11327
0,11 2392 3189 3986 4783 5580 6377 7175 7972 8769 9566
0,13 2053 2738 3422 4107 4791 5476 6160 6845 7529 8214
0,15 1789 2386 2982 3578 4175 4771 5368 5964 6561 7157
0,17 1579 2106 2632 3158 3685 4211 4737 5264 5790 6317
0,19 1409 1879 2349 2819 3289 3759 4228 4698 5168 5638
0,21 1270 1694 2117 2541 2964 3388 3811 4235 4658 5082
0,23 1155 1540 1925 2310 2695 3080 3465 3850 4235 4620
0,25 1058 1410 1763 2116 2468 2821 3173 3526 3878 4231
0,27 975 1300 1625 1950 2275 2600 2925 3250 3575 3900
0,5 0,01 8546 11395 14244 17093 19942 22790 25639 28488 31337 34185
0,03 6623 8831 11038 13246 15454 17661 19869 22077 24284 26492
0,05 5258 7011 8764 10517 12269 14022 15775 17528 19281 21033
0,07 4270 5693 7117 8540 9963 11387 12810 14233 15657 17080
0,09 3540 4720 5900 7079 8259 9439 10619 11799 12979 14159
0,11 2989 3986 4982 5979 6975 7972 8968 9965 10961 11958
0,13 2567 3422 4278 5134 5989 6845 7701 8556 9412 10267
0,15 2237 2982 3728 4473 5219 5964 6710 7455 8201 8946
0,17 1974 2632 3290 3948 4606 5264 5922 6580 7238 7896
0,19 1762 2349 2936 3524 4111 4698 5286 5873 6460 7047
0,21 1588 2117 2647 3176 3705 4235 4764 5293 5823 6352
0,23 1444 1925 2406 2887 3368 3850 4331 4812 5293 5775
0,25 1322 1763 2204 2644 3085 3526 3967 4407 4848 5289
0,27 1219 1625 2031 2438 2844 3250 3657 4063 4469 4876
0,6 0,01 10256 13674 17093 20511 23930 27348 30767 34185 37604 41023
0,03 7948 10597 13246 15895 18544 21194 23843 26492 29141 31790
0,05 6310 8413 10517 12620 14723 16827 18930 21033 23137 25240
0,07 5124 6832 8540 10248 11956 13664 15372 17080 18788 20496
0,09 4248 5664 7079 8495 9911 11327 12743 14159 15575 16991
0,11 3587 4783 5979 7175 8370 9566 10762 11958 13153 14349
0,13 3080 4107 5134 6160 7187 8214 9241 10267 11294 12321
0,15 2684 3578 4473 5368 6262 7157 8052 8946 9841 10735
0,17 2369 3158 3948 4737 5527 6317 7106 7896 8685 9475
0,19 2114 2819 3524 4228 4933 5638 6343 7047 7752 8457
0,21 1906 2541 3176 3811 4446 5082 5717 6352 6987 7622
0,23 1732 2310 2887 3465 4042 4620 5197 5775 6352 6929
0,25 1587 2116 2644 3173 3702 4231 4760 5289 5818 6347
0,27 1463 1950 2438 2925 3413 3900 4388 4876 5363 5851
73

ANHANG II ZU ABSCHNITT 5: TERMINOLOGIE
[E PV ] kWp Normierter (pro kWp) jährlicher PV Stromertrag (kWh·kWp -1·yr -1 )
[LCC USP ] kWp
Normierter (pro kWp) Lebensdauerkosten der netzgekoppelten PV Anlagen aus Sicht des
Betreibers (€·kWp -1 )
[PV IS ] kWp Normierter (pro kWp) Anfangs-Buydown* oder Subvention (€·kWp -1 )
[PV IN ] kWp Normierter (pro kWp) Anfangsinvestition auf netzgekoppelte PV Anlagen (€·kWp -1 )
[PW[CIF(N)]] kWp Normierter (pro kWp) gegenwärtiger Wert der Geldzuflüsse aus einer netzgekoppelten PV
Anlage über die Nutzungssdauer (€·kWp -1 )
d
E PV
i l
g
IRR
Nominaler Abzinssatz
Jährlicher PV Stromertrag (kWh).
Jährliche Kreditzinsen
Jährliche Inflationsrate
Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)
LCC USP Gesamtnutzungskosten von netzgekoppelte PV Anlagen aus der Sicht des Betreibers (€).
N
N l
Nutzungsdauer (Jahre)
Laufzeit des Kredits (Jahre)
NPV Netto Kapitalwert (€)
p u Einheitlicher PV-Strompreis vom/an den Betreiber zu zahlen/zu bezahlen sind (€·kWh -1 )
PV IS Anfangs-Buydown oder Subvention (€)
PV IN Anfangsinvestition auf netzgekoppelte PV Anlage (€)
PW[CIF(N)]
pu
Gegenwärtiger Wert des Geldzuflusses von einer netzgekoppelten PV Anlage über die
gesamte Nutzungsdauer (€)
Jährliche Steigerungsraten des Energiepreises konsumiert/gekauft vom /ans Netz
*Ein Buydown ist ein spezielles Tilgungsverfahren
ANHANG: ÜBERPRÜFUNG UND VERGLEICH DER WICHTIGSTEN TECHNISCHEN
UND VERTRAGLICHEN PUNKTE BEI DER ÜBERPRÜFUNG EINES
KOSTENVORANSCHLAGES VON EINEM EPC ANBIETER
Dieser Anhang dient zur Verifizierung durch eine Gegenprobe, ob der EPC Anbieter (Technik,
Ausführung, Konstruktion) ein gutes Angebot unterbreitet hat. Dieser Punkt gehört zu den
heißen Eisen der gesamten PV Technologien. Es soll sichergestellt werden, dass eine möglichst
geringe Fertigungszeit, eine lange Lebensdauer und Zuverlässigkeit der Schlüssel dazu sind, um
Missverständnisse und spätere Rechtsstreitereien zu vermeiden.
Einige Beispiele dieser Gegenproben finden Sie untenstehend:
Ist der EPC Partnerbetrieb als Anbieter erfahren und kompetent? Inkompetente EPC
Partnerbetriebe von netzgekoppelten PV Anlagen kommen ziemlich häufig vor, leider!

Kann eine Mindestproduktion pro kWp garantiert werden? Ist diese Produktion eindeutig
mit einem leicht messbaren Parameter verbunden (z. B. Messung der Einstrahlung von
einem externen und unabhängigen Fachmann)? Man soll Produktionsgewährleistungen in
Bezug auf Leistungskennzahlen vermeiden. Diese sind schwierig und nicht leicht zu
verstehen. Auch Messungen wie z. B. die Performance Ratio sind kompliziert.
Sind bei diesem Angebot Schutzvorrichtungen richtig dimensioniert und geplant?
Sicherungen, Spannungsableiter, gute Erdung der Metallteile etc. werden manchmal
einfach weggelassen oder falsch bemessen.
Sind Bedienungs- und Wartungsverträge (O & M – Operation and Maintenance werden
im Regelfall von einem EPC Partnerbetrieb angeboten) klar, eindeutig und exakt?
Ist im Vertrag eine zuverlässige Versicherung inkludiert (min. 100 %
Versicherungsdeckung gegen Diebstahl, Naturkatastrophen, Vandalismus etc.)?
Ist der EPC Partnerbetrieb bereit, die netzgekoppelte PV Anlage einem Qualitätscheck
unterziehen zu lassen (sorgfältige visuelle Begutachtung, Messung der tatsächlichen
Höchstleistung des PV Generators, Messung des Widerstands der Erdelektrode, Infrarot
Bildanalyse etc. durch externe Organe (Universität, anerkannte und unabhängige
Laboratorien etc.) nach Errichtung der Anlage?
Entsprechen die PV Module dem IEC 60215 Standard?
Sind die Module unablösbar mit ihrer Seriennummer gekennzeichnet?
Ist (sind) der/die Wechselrichter TÜV zertifiziert?
Ist der Modulhersteller kreditwürdig? (Künftigen PV Eigentümern wird gewöhnlich kein
Kredit gewährt, wenn neu auf den Markt kommende Technologien im Anbot des EPC
Partnerbetriebes verwendet werden wie z. B. Dünnfilm, Konzentrator PV Technologien.)
DANKSAGUNG
Die Autoren danken den folgenden Personen für ihre wertvolle Unterstützung bei der Erstellung
dieses Dokumentes:
D. Bedin und E. Holland (Handelskammer der Region Venetien)
G. Dovigi (Italienisch-slowakische Handelskammer)
J. Olchowik, K. Cyeslak und M. Sordyl (Institut für Physik der Technischen Universität Lublin)
G. Agrigiannis (Entwicklungsfirma der Gemeinde Milies)