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2.2 Neigung und Ausrichtung der Anlage

Sowohl die Neigung als auch die Südausrichtung der Solarzellen nehmen Einfluss auf die empfangene Sonnenenergie.

Bedingt durch die Oberflächenreflektion wird eine nach Süden ausgerichtete PV-Anlage je nach Neigungswinkel der Module eine unterschiedlich hohe Energieausbeute erwirtschaften. Daher sollten die Sonnenstrahlen möglichst senkrecht auf die Flächen der Solarzellen auftreffen. Aufgrund des sehr hohen technischen Aufwands für eine automatische Winkelverstellung ist dies bei Aufdachanlagen nicht wirtschaftlich umsetzbar.

Zur besseren Veranschaulichung geeigneter Neigungswinkel wird ein Sonnenstanddiagramms herangezogen. Die nachfolgende Abbildung zeigt den Jahresverlauf der Sonnenbahn für das Bundesland Bayern.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Jahresverlauf der Sonnenbahn für das Bundesland Bayern

Quelle: (ISFH, 2011)

Unter Berücksichtigung der Tatsache, dass in der Sommerjahreshälfte ein Vielfaches an Sonnenenergie anfällt, ergibt sich im Jahresmittel ein optimaler Neigungswinkel von 20 bis 40 Grad für den wirtschaftlichen Betrieb einer Photovoltaikanlage (ISFH, 2011).

Ferner ist die Abweichung von der geographischen Südausrichtung für den Ertrag der Sonnenenergie mitverantwortlich. In Abbildung 2 wird die Minderung der Strahlungsenergie in Abhängigkeit von Neigung und Ausrichtung der PV-Module aufgezeigt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Einstrahlung in Abhängigkeit von Neigung und Einstrahlung

Quelle: (Solar-GmbH, 2011)

Bestätigend ist in diesem Zusammenhang auch der 100 Prozent Bereich der Abbildung, der wie zuvor beschrieben, bei exakter Ausrichtung nach Süden einen Neigungswinkel von ca. 25 bis 35 Grad darstellt.

Alle Ausrichtungskombinationen die innerhalb der 95 Prozent Markierungen liegen gelten noch als wirtschaftlich akzeptable Bedingungen für die Installation einer PV-Anlage (Solar-GmbH, 2011).

2.3 Prognose der Jahres-Strahlungsenergie für den Anlagenstandort

In Bezug auf den Anlagenstandort kann für die jährliche Ertragsabschätzung von folgenden Werten ausgegangen werden:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Prognose des jährlichen Energieertrags

Quelle: eigene Darstellung

2.4 Auswahlkriterien der PV-Komponenten

Sonnenstrahlen sind verantwortlich für den photoelektrischen Effekt in einer Solarzelle. Diese Strahlen bestehen aus vielen einzelnen Teilchen (Photonen), die Energie transportieren. Die verschiedenen Photonen der Sonnenstrahlung haben unterschiedliche Intensitätsgrade wie beispielsweise UV- oder Infrarotstrahlung. Der größte Teil des von der Sonne als Strahlung kommenden Energiestroms wird im sichtbaren Bereich transportiert.

Solarzellen bestehen aus Halbleitermaterialien (meist Silizium), die mit Hilfe von Elektronen das Sonnenlicht absorbieren. Hierbei wird die Energie der Photonen auf die Elektronen des Absorbers übertragen. In der Solarzelle bewegen sich diese, bedingt durch die Halbleitereigenschaft der Zelle, in eine Vorzugsrichtung und erzeugen so in einem geschlossenen Kreislauf elektrische Energie in Form von Gleichstrom. Dieser wird über sogenannte Wechselrichter aufbereitet, so dass er in das umliegende Stromnetz eingespeist werden kann (Europa-Verlag, 2004, S. 182ff.).

Der genaue funktionelle Aufbau der verschiedenen Typen und Anlagen würde an dieser Stelle den Rahmen der Projektarbeit überschreiten.

Solarzellen lassen sich aufgrund ihrer verschiedenen Ausgangsmaterialien in drei Gruppen einteilen:

- Kristallines Silizium
- monokristalline Zellen
- polykristalline Zellen
- Dünnschichtzellen (amorphes Silizium)
- Farbstoffzellen

Farbstoffzellen kommen für den Gebrauch in einer Photovoltaikanlage nicht in Frage, da sich diese noch in der Erprobungsphase befinden. Monokristalline und polykristalline Zellen unterscheiden sich in ihrer Leistungsfähigkeit nur unwesentlich (Röhrl, 2011).

Welcher Typ, monokristallin oder dünnschicht, für das Projekt am besten geeignet ist, hängt unter anderem von der Größe der Module und deren Leistungsfähigkeit ab.

Als Wirkungsgrad wird das Verhältnis aus empfangener Strahlungsenergie (=100 %) und erzeugter elektrischer Energie bezeichnet (Europa-Verlag, 2004, S. 183). Dabei geben die Hersteller die Nennleistung der Module bei exakt definierten Testbedingungen mit einer Einstrahlung von 1000 W/m² an.

Demnach lautet die Formel für den Wirkungsgrad:

Formel 1: Modulwirkungsgrad

Auf weitere Komponenten wie Wechselrichter, Netzanschlusskomponenten, Daten-Logger, Verkabelung, Montagesysteme soll in dieser Arbeit nicht weiter eingegangen werden. Darüber hinaus ist diesen Gegebenheiten auch nur ein geringfügiger Teil für den wirtschaftlichen Erfolg einer PV-Anlage zuzuschreiben.

Ein Fachbetrieb für Photovoltaikanlagen ist stets darauf bedacht, die am besten geeigneten Zusatzkomponenten für eine Anlage anzubieten und zu verbauen (Röhrl, 2011).

3. Einnahmen und Ausgaben für die Photovoltaikanlage

3.1 Einholen einschlägiger Angebote

Als eine weitere Zielsetzung wurde seitens der Unternehmensleitung eine möglichst hohe Anlagenleistung unter bestmöglicher Ausnutzung der Dachfläche geäußert.

In der Praxis werden PV-Anlagen komplett angeboten, was alle Komponenten von der Stromerzeugung (Solarmodule) bis zum Einspeise-Punkt in das Versorgungsnetz des jeweiligen Netzanbieters einbezieht. Für die Angebotserstellung dienten folgende Daten als Grundlage:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2: Angebotsgrundlagen

Quelle: eigene Darstellung

Das kostengünstigste Angebot konnte der Fachbetrieb Fa. Reitinger unterbreiten. Das entsprechende Angebot mit Unterlagen über die Solarmodule ist im Anhang (Abbildungen 11 und 12) ersichtlich.

Zunächst sollen die beiden Solarzellen-Typen nach ihrer Leistungsfähigkeit (Wirkungsgrad) pro Flächeneinheit bewertet werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 3: Berechnung der Modulwirkungsgrade

Quelle: eigene Darstellung

Der maximal erreichbare Grad der Leistungsausnutzung pro Flächeneinheit kann mit den monokristallinen Modulen erreicht werden. Bei der gegebenen Dachfläche von 300 m² wird eine Anlagenleistung von 39,96 kWp erzielt. Die vorhandene Dachfläche müsste im Vergleich mit Dünnschichtmodulen um gut 20 % größer ausfallen, um eine identische Anlagenleistung zu erreichen. Somit ergibt sich:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 4: Anschaffungs- und Herstellkosten der PV-Anlage

Quelle: eigene Darstellung

3.2 Ausgaben für den laufenden Betrieb

Für den laufenden Betrieb ist ein ausreichender Versicherungsschutz unbedingt anzuraten. Hierfür gibt es speziell abgestimmte PV-Versicherungen, die z.B. auch für einen evtl. Anlagenausfall aufkommen. Die jährlichen Kosten belaufen sich auf ca. 14 € pro installiertem Kilowatt-Peak (Babl, 2011).

Ein geeichter Stromzähler wird vom Netzbetreiber vorgeschrieben. Die jährliche Miete beträgt pro Einspeisestelle 25 € (Eifert, 2011).

Der Modulhersteller gewährt auf seine Produkte eine Leistungsgarantie von 80 % der Nennleistung über 25 Jahre. Somit sind hier nur Kosten für Wartung und Reinigung der Anlage von ca. 30 €/kWp anzusetzen. Für die elektronischen Wechselrichter hingegen wird im Durchschnitt nur eine fünfjährige Garantie gewährt. Hier soll mit einer jährlichen Belastung von pauschal 150 € kalkuliert werden (Reitinger, 2010).

Eine Aufstellung der jährlichen Betriebskosten wird in der nächsten Tabelle wiedergegeben.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 5: jährliche Betriebskosten der PV-Anlage

Quelle: eigene Darstellung

3.3 Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz

Im Interesse des Umwelt- und Klimaschutzes versucht die Bundesregierung durch die Verabschiedung des Erneuerbare-Energien-Gesetztes (EEG) eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen. Der Beitrag der erneuerbaren Energien zur Energieversorgung in Deutschland ist in den letzten Jahren beständig gewachsen. Im Jahr 2009 lag der Anteil bereits bei 16 % (BMWI, 2011).

Nach Vorgaben des EEG ermittelt die Bundesnetzagentur jährlich die Vergütungs- und Degressionssätze für das Folgejahr. Grundlage hierfür sind die Angaben der Betreiber von PV-Anlagen für ihre neu installierte Anlage. Das EEG enthält mehrere Schwellwerte für eine höhere bzw. geringere Degression. Um die Degressionssätze für 2011 zu ermitteln, war die bis zum 31.12.2010 installierte Gesamtleistung von PV-Anlagen ausschlaggebend.

Zum Vergleich: Im Jahr 2009 wurden in der BRD Anlagen mit einer Gesamtleistung von etwa 3.800 Megawatt neu errichtet, im Jahr 2010 summierten sich die Neuinstallationen auf über 5.250 MW (BNA, 2011).

Durch eine Novellierung des EEG zum 1. Januar 2009 können die Betreiber von PV-Anlagen nun erstmals den erzeugten Strom auch selbst verbrauchen und erhalten dafür ebenfalls eine gestufte Vergütung.

Es folgt ein Auszug aus den momentan gültigen Vergütungssätzen, die gesetzlich für eine Laufzeit von 20 Jahren (Inbetriebnahme 2011) festgeschrieben werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 6: Vergütungssätze solarer Strahlungsenergie, Stand 20.01.2011

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an die Publikation der Bundesnetzagentur

3.4 Einnahmen durch die Energieerzeugung

In Hinblick auf den großen Energieverbrauch des produzierenden Unternehmens soll in einer Vergleichsrechnung der Unterschied zwischen den Modellen Eigenverbrauch und Netzeinspeisung dargestellt werden (siehe dazu im Anhang die Gegenüberstellung von Eigenverbrauch und Netzeinspeisung).

Der Eigenverbrauch des erzeugten Stroms durch die Photovoltaikanlage muss zeitlich unmittelbar erfolgen. Hierfür wird von einem Eigenverbrauchsanteil von 83,56 Prozent ausgegangen, der sich aus folgenden Teilen zusammensetzt: 100 % Eigenverbrauch für fünf Werktage, 80 % für Samstagsarbeit, 30 % für Sonntage (Heizung, Klimageräte, Öfen) sowie einer durchschnittlichen Anzahl von 15 Feiertagen pro Jahr in Bayern.

Zur Ermittlung der tatsächlichen Vergütungssätze ist für jedes Nutzungsmodell die installierte Anlagengröße ausschlaggebend. Bis zur Anlagenleistung von 30 kWp ist mit der Vergütungstabelle für Anlagen bis 30 kWp zu rechnen, der verbleibende Anlagenteil mit 9,96 kWp hingegen mit dem Vergütungssatz für Anlagen größer als 30 bis 100 kWp.

Für das Nutzungsmodell Eigenverbrauch ist seitens der Gesetzgebung eine zusätzliche Vergütungsstufung in Bezug auf Anlagengröße und Verbrauchsmenge vorgesehen. Dabei ist der Eigenverbrauchsanteil bis 30 % vom Solarstrom-Jahresertrag zu errechnen, die Differenz aus diesem Anteil und dem Jahresertrag ergibt den Anteil für über 30 % Eigenverbrauch. Die nachfolgende Grafik soll den Sachverhalt verdeutlichen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Energieaufteilung für das Modell Eigenverbrauch

Quelle: eigene Darstellung

Eine Berücksichtigung von evtl. Strompreiserhöhungen oder Modul-Leistungsminderungen soll in dieser Arbeit nicht vorgenommen werden, da sich diese beiden Faktoren in der Berechnung gegenseitig ergänzen: Die Tendenz zu steigenden Strompreisen führt zu einem Vorteil in der Eigenverbrauchsrechnung, die Tendenz zu sinkender Leistungsfähigkeit der Solarmodule erbringt einen Nachteil in der selbigen Rechnung.

Durch Einspeisung des gesamten Solarstrom-Jahresertrags ist mit einer Vergütung von 11.003,75 € zu rechnen. Demgegenüber steht eine Jahresvergütung durch Eigenverbrauch und teilweiser Netzeinspeisung von 6607,68 €. Jedoch ist auch die Minderung des Eigenstromverbrauchs hinzuzufügen. Die Strombezugskosten^[1] für ein mittelständisches Unternehmen dieser Branche sind mit 15,5 Cent je Kilowattstunde anzusetzen, was eine zusätzliche Einsparung von 5.020,37 € bedeutet. In der Summe ergibt sich für das Modell des Strom-Eigenverbrauchs ein jährlicher Kostenvorteil von 624,31 €.

Die Zahlen im Überblick:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 7: jährliche Einnahmen durch die Stromerzeugung

Quelle: eigene Berechnung

[...]

^[1] Ansatz aus dem unternehmerischen Rechnungswesen.