Universität Duisburg-Essen, Fakultät für ... · erzeugten Energie. Aufgrund dessen werden vor allem bei kleinen Verbrauchereinheiten die PV-Systeme als netzgekoppelte Anlagen,

Projektarbeit – Aiko Schinke

1

Universität Duisburg-Essen,

Fakultät für Ingenieurwissenschaften

Fachgebiet Elektrische Anlagen und Netze

Projektarbeit

Thema:

Entwicklung eines Tools zur Bestimmung des relativen

Eigenverbrauchs eines PV-Systems

Name, Vorname:

Matrikel-Nr.:

E-Mail-Adresse:

Datum:

Schinke, Aiko

2282261

[email protected]

15.01.2015


I

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis ......................................................................................................................... II

Tabellenverzeichnis .............................................................................................................................. II

1 Aufgabenstellung und Hintergünde der Arbeit ......................................................................... 1

2 Theoretische Grundlagen ............................................................................................................ 3

2.1 Solares Strahlungsangebot ................................................................................................. 3

2.2 Sonnenstand und -verlauf ................................................................................................... 3

2.3 Standardlastprofil .................................................................................................................. 5

2.4 Verluste im PV-System ........................................................................................................ 6

2.4.1 Teilverschattungen ....................................................................................................... 6

2.4.2 Verschmutzung ............................................................................................................. 6

2.4.3 Mismatch (Fehlanpassungen) .................................................................................... 6

2.4.4 DC-Leitungsverluste ..................................................................................................... 7

2.4.5 MPP-Anpassung ........................................................................................................... 7

2.4.6 Wechselrichter ............................................................................................................... 7

2.4.7 Solar-Module ................................................................................................................. 7

2.4.8 AC-Leitungverluste ....................................................................................................... 7

3 Informationsbedarf ........................................................................................................................ 8

3.1 Solares Strahlungsangebot ................................................................................................. 8

3.2 Verschattende Objekte und Verschattungsparameter .................................................... 8

3.3 Energieverbrauch und Profiltyp .......................................................................................... 9

3.4 Daten der Solarmodule ...................................................................................................... 10

3.5 Gesamtwirkungsgrad ......................................................................................................... 10

4 Annahmen und Modifikationen ................................................................................................. 12

4.1 Diskretisierung der Analyseverfahren .............................................................................. 12

4.2 Verschattungsparameter ................................................................................................... 12

4.3 Modifikation des Standardlastprofils (SLP) ..................................................................... 13

5 Berechnungen und Implementierung in Excel ....................................................................... 14

5.1 Verschattungsanalyse ........................................................................................................ 15

5.2 Daten des solaren Strahlungsangebotes ........................................................................ 15

5.3 Berechnung des Energieverbrauchs ............................................................................... 16

5.4 Berechnung des relativen Eigenverbrauchs ................................................................... 17

6 Fazit .............................................................................................................................................. 18

Anhang ................................................................................................................................................. 20


II

Literaturverzeichnis ............................................................................................................................ 21

Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Entwicklung der Preise von Strom bzw. Vergütung für mit PV-Systemen

erzeugte Energie .............................................................................................. 1

Abbildung 2: Zubau an Photovoltaik-Systemen in Deutschland ............................................. 2

Abbildung 3: Azimutwinkel und Höhe (Wikipedia (2014), [Azimut].) ....................................... 3

Abbildung 4: Stundenwinkel und Deklination (Wikipedia (2014), [Stundenwinkel].) ............... 3

Abbildung 5: Bestimmung des minimalen und maximalen Azimutwinkels (eigene

Darstellung). ..................................................................................................... 9

Abbildung 6: Bestimmung des Höhe/des Neigungswinkels h (eigene Darstellung). ............... 9

Abbildung 7: Unterschiede beim Umsatz, durch Konzept des netzgekoppelten

Eigenverbrauchs der erzeugten Energie (eigene Darstellung). ........................20

Tabellenverzeichnis Tabelle 1: BDEW-Standardlastprofile (KommEnergie (2014), [Standardlastprofile (SLP)].) ... 6


1

1 Aufgabenstellung und Hintergünde der Arbeit Ziel dieser Projektarbeit ist die Entwicklung eines Tools zur Berechnung des relativen

Eigenverbrauchs eines Photovoltaik-Systems (PV-Systems), als der Anteil der

selbstverbrauchten Energie an der von dem PV-System erzeugten Energie, in Abhängigkeit

von der Nennleistung des Photovoltaik-Systems.

Spätestens seit 2013 ist der Gesamtmarkt für Photovoltaik-Systeme in einem Umbruch,

welcher die Grundlagen des Wettbewerbes auf den deutschen Märkten veränderte:

Der Preis der Vergütung für die mit PV-Systemen erzeugte elektrische Energie, sank

2013 erstmalig und mit hoher Wahrscheinlichkeit dauerhaft unter den Strompreis,

sodass nun der Eigenverbrauch der erzeugten Energie rentabler ist als die

Einspeisung.

Abbildung 1: Entwicklung der Preise von Strom bzw. Vergütung für mit PV-Systemen erzeugte Energie1

Bedingt dadurch sind neue Konzepte notwendig, da nun die simple Abschöpfung des

gesamten Potentials einer Fläche nicht mehr zur Maximierung des Nutzens der Kunden führt,

sondern nun eine Vielzahl verschiedener wirtschaftlicher und technischer Einflussfaktoren die

Investitionsentscheidung und die individuelle optimale Systemgröße beeinflussen.

Somit ist es nun ebenfalls möglich, dass bei überschreiten einer bestimmten Nennleistung des

PV-Systems dauerhaft Verluste erwirtschaftet werden. Dies liegt im Wesentlichen darin

begründet, dass vor dem Schnittpunkt 2012 von Einspeisevergütung und Strompreis (siehe

Abb. 1) die vollständige Einspeisung der erzeugten Energie zur Optimierung der

Wirtschaftlichkeit führte und nach dem Schnittpunkt ein möglichst hoher Eigenverbrauch der

erzeugten Energie. Aufgrund dessen werden vor allem bei kleinen Verbrauchereinheiten die

PV-Systeme als netzgekoppelte Anlagen, mit dem Ziel des Eigenverbrauchs der erzeugten

Energie, ausgeführt. Dadurch wird aus einem linearen Zusammenhang zwischen erzeugter

Energie und Umsatz ein nicht-linearer Zusammenhang, welcher bei genauerer Analyse - über

1 Vgl. Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (2014), [EEG - Vergütungssätze im Überblick], Bundesverband Solar-wirtschaft e.V. (2012), [Solarstromförderung sinkt weiter] und Wie Energiesparen? Info! (2012), [Strompreis-entwicklung 1998 – 2012 und Prognose 2013].

0,00 €

0,10 €

0,20 €

0,30 €

0,40 €

0,50 €

0,60 €

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Pre

is [

Euro

/kW

h]

Jahr

Preis- bzw. Vergütungs-Entwicklung

Strompreis Vergütung


2

den relativen Eigenverbrauch (siehe Anhang, Abb. 7) - im Break-Even-Modell, zu zwei Break-

Even-Punkten führt: Einem Punkt ab dem sich die Investition lohnt und einem Punkt bis zu

dem sich die Investition lohnt. Ebenso existiert nun entweder ein oder gar kein wirtschaftliches

Optimum.

Bedingt durch diese Veränderung ist es nun für die Investoren attraktiver geworden PV-

Systeme dort zu errichten, wo die erzeugte Energie direkt selbst verbraucht werden kann.

Abbildung 2: Zubau an Photovoltaik-Systemen in Deutschland2

Die Auswirkungen auf die Anzahl der geplanten Investitionen, am Anteil der gesamten

Investitionen in PV-Systeme in Deutschland, werden deutlich bei Betrachtung des

Absatzeinbruches von 57% im Jahr 2013 relativ zum Vorjahr. Es besteht ein eindeutiger

Zusammenhang zum obigen Schnittpunkt (von Strompreis und Einspeisevergütung), bis zu

welchem die Einspeisung der erzeugten Energie, gegenüber dem Eigenverbrauch gerade

noch rentabler ist.

Das in dieser Projektarbeit entwickelte Tool bildet dabei die Basis für die Berechnung der

optimalen Systemgröße für eine spezifische Verbrauchereinheit (z. B. Haushalt,

Produktionsstandort etc.). Dabei sollen die zentralen Einflussfaktoren berücksichtigt und die

Auswirkung ihrer Variation auf den relativen Eigenverbrauch bestimmt werden können.

2 Vgl. Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (2014), [Statistische Zahlen der deutschen Solarstrombranche].

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

Zub

au [

MW

p]

Jahr

Photovoltaik-Zubau in Deutschland


3

2 Theoretische Grundlagen

2.1 Solares Strahlungsangebot3

Das solare Strahlungsangebot besteht aus einem auf direkt eingestrahlten Anteil und einem

diffusen Anteil. Die direkte Sonnenstrahlung ist annähernd parallel zueinander und führt an

sonnigen Tagen zu scharfen Schattenwürfen von Gegenständen. Der diffuse Anteil der Son-

nenstrahlung hingegen ist nicht ausgerichtet und entsteht durch die Reflexion und Streuung

der Sonnenstrahlen in der Luft, an Wolken, sowie an der Erdoberfläche. An klaren, heiteren

Tagen überwiegt die intensivere Direktstrahlung, bleibt aber bei bedecktem Himmel oder Ne-

bel dann vollständig aus. Die gesamte Einstrahlung ist dann diffus. Die jährliche Strahlungs-

energie in Deutschland teilt sich ungefähr zu gleichen Teilen in direkte und diffuse Sonnen-

strahlung auf.

2.2 Sonnenstand und -verlauf4

Die Zusammenhänge zwischen den verschiedenen Winkeln werden (als Basis der Verschat-

tungsanalyse) im Folgenden kurz vorgestellt.

Die zentrale Annahme der folgenden Berechnungen ist, dass aufgrund der großen Entfernung

der Erde zur Sonne, die einfallenden Strahlen auf der Oberfläche der Erde als quasiparallel

betrachtete werden können. Die Wesentlichen Winkel zur Berechnung des Sonnenverlaufs:

φ geografischer Breitengrad des Standorts,

λ geografischer Längengrad des Standorts

𝜏 Stundenwinkel

δ Deklination (jahreszeitliche Stellung der Erdachse)

α Azimut Winkel des Standorts

h Neigungswinkel bzw. Höhe zwischen horizontaler Ebene und Sonne

3 Vgl. Energieroute (2014), [Solarstrahlung]. 4 Vgl. Wagner (2010), S.6-12 und Wikipedia (2014), [Sonnenstand].

Abbildung 4: Stundenwinkel und Deklina-tion (Wikipedia (2014), [Stundenwinkel].)

Abbildung 3: Azimut Winkel und Höhe (Wikipedia (2014), [Azimut].)


4

Der Neigungswinkel bzw. die Höhe h ist zum Äquator gerichtet. Also auf der Nordhalbkugel

Richtung Süden und auf der Südhalbkugel Richtung Norden. Der Azimut Winkel α beschreibt

die horizontale Position der Sonne in Bezug auf den Meridian des betrachteten Standorts. Die

Deklination δ beschreibt die jahreszeitliche Stellung der Erdachse relativ zur Sonne. Nach Ab-

lauf eines tropischen Jahres (Umlaufzeit der Erde von Frühlingspunkt zu Frühlingspunkt, =Ka-

lenderjahr+0,2422d) wiederholen sich diese Werte. Zur Berechnung und Analyse von Ver-

schattungen wird die folgende Näherung für die Deklination verwendet:

𝛿 = 23,45° ∙ sin(360° ∙284 + 𝑁

365)

Dabei ist N die Anzahl der vergangenen Tage seit dem 01. Januar des entsprechenden Ka-

lenderjahres. Der Stundenwinkel 𝜏 beschreibt die wahre Ortszeit (WOZ) für den Ortsmeridian

λ. Da die Erde in 24 Stunden eine vollständige Drehung (=360°) durchläuft, folgt eine Winkel-

geschwindigkeit von 15°pro Stunde.

𝜏 = (𝑊𝑂𝑍 − 12ℎ) ∙15°

ℎ

Da die Erde in verschiedene Zeitzonen eingeteilt ist, in welchen eine gemeinsame gesetzliche

Zeit gilt, ist einem Standort in einer bestimmten Zeitzone ein Bezugsmeridian λ0 zugeordnet.

Dieser weicht i. d. R. von dem geografischen Längengrad λ des Standorts ab.

Die hier relevanten Bezugsmeridiane sind:

- MEZ Mitteleuropäische Zeit λMEZ = 15°

- MESZ Mitteleuropäische Sommerzeit λMESZ = 30°

Die Zeitumstellung wird dabei durch den Bezugsmeridian der Mitteleuropäischen Sommerzeit

λMESZ berücksichtigt, wodurch die Gleichheit der verschiedenen Input-Daten gewährleistet wer-

den kann. Zur Berechnung des Sonnenstandes in Abhängigkeit von der gesetzlichen Zeit GZ

muss die wahre Ortszeit WOZ in die gesetzliche Zeit umgerechnet werden:

𝑊𝑂𝑍 = 𝐺𝑍 + 𝑍ℎ + (𝜆 − 𝜆0) ∙ℎ

15°

Dabei ist Zh die sog. Zeitgleichung, welche als weiterer Korrekturfaktor in die Berechnungen

mit eingeht. Die Zeitgleichung soll die Abweichung zwischen der mittleren und der wahren

Ortszeit korrigieren, die sich aus vereinfachenden Annahmen bezüglich der Umlaufbahn der

Erde um die Sonne und der der Tageslänge ergibt.

Für eine näherungsweise Approximation gilt:

𝑍ℎ = 0,123ℎ ∙ cos(360° ∙88 + 𝑁

365) − 0,167ℎ ∙ sin(720°

10 + 𝑁

365)

Die Höhe h der Sonne lässt sich dabei aus der Deklination δ, dem Stundenwinkel 𝜏 und dem

geographischen Breitengrad φ berechnen:

ℎ = arcsin(cos(𝛿) ∙ cos(𝜏) ∙ cos(𝜑) + sin(𝛿) ∙ sin(𝜑))

Der Azimut Winkel berechnet sich dann aus:


5

𝛼 = arctan(sin(𝜏)

cos(𝜏) ∙ sin(𝜑) − tan(𝛿) ∙ cos(𝜑)) + 180°

Da der berechnete Azimut Winkel von Norden aus gezählt werden soll, müssen 180° zum

Ergebnis addiert werden. Für den Arkustangens sind die folgenden Fallunterscheidungen zur

Berechnung des Winkels α vorzunehmen:

𝛼 =

{

arctan (

𝑏

𝑎) , für a>0

arctan (𝑏

𝑎) + 180°, für a<0 und b≥0

arctan (𝑏

𝑎) − 180°, für a<0 und b<0

90 ° , für a=0 und b>0

−90 ° , für a=0 und b<0

2.3 Standardlastprofil5

Das Standardlastprofil (SLP) dient in der Praxis den verschiedenen Energieversorgungsunter-

nehmen (EVU) dazu den Lastgang eines Energieverbrauchers ohne Leistungsmessung zu

prognostizieren und auf Basis dieser Schätzung zu bilanzieren. Die Verwendung von Stan-

dardlastprofilen basiert im Wesentlichen auf der vereinfachenden Annahme, dass die betrach-

teten Abnahmestellen, entsprechend ihrer Einstufung in einen bestimmten Profiltyp, jeden Tag

einen entsprechenden Lastgang aufweisen. Somit kann lediglich davon ausgegangen werden,

dass das SLP die bestmögliche Schätzung des Lastprofils der Abnahmestelle bzw. Verbrau-

chereinheit ist, jedoch keine vollständig korrekte Prognose liefert. Vielmehr hängt die Qualität

der Prognose des Energieverbrauchs vom Grad des Zutreffens der vereinfachenden Annahme

ab.

Auch hier sollen die Standardlastprofile des BDEW verwendet werden, bei denen nach Kun-

dengruppen mit ähnlichem Energieverbrauch unterschieden wird.

PROFIL-

TYP

KUNDENGRUPPE/N

H0 Haushalt, Privatverbrauch, gegebenenfalls geringfügig gewerblicher

Bedarf

G0 Gewerbe allgemein, Mittelwert der Gesamtgruppe

G1 Gewerbe, werktags 8 bis 18 Uhr, beispielsweise in Büros, Arztpra-

xen, Werkstätten, Verwaltungseinrichtungen etc.

G2 Gewerbe, überwiegender Verbrauch in den Abendstunden, wie bei-

spielsweise in Abendgaststätten, Freizeiteinrichtungen, Sportverei-

nen, Fitnessstudios, Solarien etc.

G3 Gewerbe durchlaufend, wie beispielsweise Kühlhäuser, Pumpen,

Gemeinschaftsanlagen, Zwangsbelüftung etc.

G4 Gewerbe, Läden aller Art, Friseur

G5 Gewerbe, Bäckerei mit Backstube

G6 Gewerbe mit Wochendendbetrieb (Schwerpunkt), wie beispielsweise

Gaststätten, Ausflugslokale, Kinos, Sporteinrichtungen etc.

L0 Landwirtschaft allgemein, Mittelwert der Gesamtgruppe

5 Vgl. Wikipedia (2014), [Standardlastprofil].


6

Tabelle 1: BDEW-Standardlastprofile (KommEnergie (2014), [Standardlastprofile (SLP)].)

Die Lastprofile werden in Abschnitt 5 zur Berechnung des relativen Eigenverbrauchs verwen-

det.

2.4 Verluste im PV-System6

Die verschiedenen Verluste im PV-System beeinflussen den Gesamt-Wirkungsgrad und redu-

zieren somit die erzeugbare Energie bei einer bestimmten Sonnen-Einstrahlung. Die relevan-

ten Verluste:

1. Nicht berücksichtigte Teilverschattungen

2. Verschmutzung

3. Mismatch (Fehlanpassungen)

4. Gleichstrom- bzw. DC-Leitungsverluste

5. MPP-Anpassung

6. Wechselrichter

7. Solar-Module

Die Ursachen und die Höhe der verschiedenen Verlustarten sollen im Folgenden kurz vorge-

stellt werden. Der Gesamtwirkungsgrad wird darauf aufbauend in Abschnitt 3.5 erläutert.

2.4.1 Teilverschattungen

Unter Teilverschattungen werden hierbei unberücksichtigte und temporäre Verschattungen

(durch z. B. vorbeifliegende Vögel, ein Nachbargebäude, einen Schornstein, die Freilandlei-

tung des Energieversorgers) verstanden, welche nicht als verschattende Objekte (siehe Ab-

schnitt 3.2) in die Berechnungen einbezogen wurden. Nicht hingegen werden Nebel und Wol-

ken einbezogen, da deren Einfluss bereits in den Daten des solaren Strahlungsangebotes

enthalten ist (siehe Abschnitt 2.1 und 3.1).

Approximativ wird hier ein Verlustfaktor von 5% angenommen, da typische Werte des Verlust-

faktors zwischen 1 % und 10 % liegen und nicht-temporäre Verschattungen als Verschattungs-

parameter in den Berechnungen des Tools berücksichtigt werden.

Allerdings können 0 % nicht erreicht werden, da auch temporäre Verschmutzungen wie Laub

oder Schnee in die Verschattung, nicht in die Verschmutzung, einbezogen werden.

2.4.2 Verschmutzung

Als Verschmutzungen sollen hier im Wesentlichen Ablagerungen auf den Solar-Modulen „als

Folge von Staub, Pollen, Fetten (Viehstall, Biogasanlagen…), Salz (Meeresnähe, Soleberg-

werk…), Vogelkot“7 usw. verstanden werden. Dabei bestimmt der Neigungswinkel des Dachs

das Ausmaß der Verschmutzung, da auf eher flach ausgerichteten Modulen der Regen weni-

ger Verschmutzungen wegspülen kann als auf steiler ausgerichteten.

Dabei wird unter normalen Umständen mit ca. 2 % bis 5 % als Verschmutzungsfaktor gerech-

net.

2.4.3 Mismatch (Fehlanpassungen)

Bedingt durch bestimmte Ungleichheiten der Solarzellen in den einzelnen Solarmodulen ent-

stehen ungleiche Stromflüsse durch die das PV-System. In einem String bestimmt das Modul

6 Vgl. Markus Friedrich Datentechnik (2014), [Photovoltaik - Technische Grundlagen]. 7 Markus Friedrich Datentechnik (2014), [Photovoltaik - Technische Grundlagen].


7

mit dem niedrigsten Stromfluss den Gesamtstrom, das bedeutet, dass das schlechteste Modul

die Eigenschaften des gesamten Strings bestimmt. Ebenfalls kann es daneben zu Ungleich-

heiten zwischen dem Wechselrichter und den einzelnen Strings kommen.

Der Rest an Ungleichheit der nicht durch Verschaltung typengleicher Solarmodule zu einem

String behoben werden kann, wird als Mismatch bezeichnet und liegt bei qualitativ hochwerti-

gen Modulen unter 3 %.

2.4.4 DC-Leitungsverluste

Die Verluste der Verkabelung zwischen Modulen und Wechselrichter, sind durch den ohm-

schen Widerstand der Leitungen bestimmt. Die Verluste nehmen proportional zu der Anzahl

der Module, der Verbinder und der Leitungslänge zu. Die somit entstehenden DC-Leitungs-

verluste liegen typischerweise zwischen 0,5 % und 1 %.

2.4.5 MPP-Anpassung

In einem Wechselrichter ist i. d. R. mindestens ein MPP-Tracker integriert (abhängig von der

Anzahl der Einspeisephasen auch mehrere). Der MPP ist der Maximum-Power-Point und ent-

spricht dem Arbeitspunkt in welchem die Solarmodule die maximal mögliche momentane Leis-

tung an den Wechselrichter abgeben. Allerdings ändert sich dieser Arbeitspunkt kontinuierlich,

sodass der MPP-Tracker den MPP ständig nachführen muss. Dazu wird die Eingangsspan-

nung kontinuierlich geändert, um zu überprüfen ob der Wechselrichter tatsächlich im MPP ar-

beitet. Jedoch entstehen somit Verluste, da der aktuelle Arbeitspunkt kurzzeitig in die ungüns-

tigen Bereiche oberhalb oder unterhalb des MPP fällt.

Die Verluste durch die MPP-Anpassung führen zu Verlusten zwischen 1 und 2%.

2.4.6 Wechselrichter

Der maximale Wirkungsgrad eines durchschnittlichen Wechselrichters liegt heute i. d. R. ober-

halb von 95% (abhängig von der Größe des PV-Systems) und kann herstellerabhängig aus

den Datenblättern entnommen werden. Da der Wirkungsgrad jedoch abhängig von der mo-

mentanen Leistung ist, ist es sinnvoll einen durchschnittlichen Wirkungsgrad anzusetzen.

2.4.7 Solar-Module

Solarmodule unterscheiden sich innerhalb bestimmter Toleranzen von den Angaben im Da-

tenblatt (siehe Abschnitt 3.4). In den Datenblättern des Solarmoduls eines Hersteller sind die

nach den STC (Standard Testing Conditions) ermittelten Werte enthalten. Bei hochwertigen

Solarmodulen sind die Abweichungen ausschließlich positiv, sodass die tatsächliche Nenn-

leistung der Solar-Module mindestens den Herstellerangaben entspricht. Somit müssen Ab-

weichungen von den STC nicht berücksichtigt werden.

Ausschlaggebend ist vielmehr der Wirkungsgrad η der Solar-Module, welcher in Abschnitt 3.4

vorgestellt und in Abschnitt 3.5 in den gesamtwirkungsgrad einbezogen wird.

2.4.8 AC-Leitungverluste

Da die Strecken zwischen Wechselrichter (i. d. R. auf dem Dachboden) und Stromzähler (i.d.

R. im Keller) zu nennenswerten Leitungslängen führen können, lassen sich die Verluste nach

der Stromumformung (DC/AC) adäquat zu den DC-Leitungsverlusten zu 0,5 bis 1% abschät-

zen.


8

3 Informationsbedarf Die benötigten Informationen zur Ermittlung des relativen Eigenverbrauchs:

1. Solares Strahlungsangebot des Standorts (in Abhängigkeit von der Ausrichtung,

Dachneigung und Höhe)

2. Daten der verschattenden Objekte am Standort

3. Energieverbrauch pro Jahr der Verbrauchereinheit und die Einstufung der Verbrau-

chereinheit in eine Kundengruppe (mit entsprechendem Profiltyp)

4. Daten der Solarmodule (Nennleistung, Fläche)

5. Durchschnittlicher, erwarteter Gesamtwirkungsgrad des PV-Systems

Ziel ist es aus den vorhandenen Informationen eine möglichst valide Prognose des relativen

Eigenverbrauchs zu erstellen und auf Basis dieser Informationen in der wirtschaftlichen

Berechnung die optimale Größe des Photovoltaik-Systems zu bestimmen.

3.1 Solares Strahlungsangebot8

Die Daten des solaren Strahlungsangebotes auf eine horizontale oder eine geneigte Fläche

an einem beliebigen Standort in Europa, können kostenlos über das Internet-Portal

„www.satel-light.com“ bezogen werden. Auf der Basis statistischer Auswertungen

umfangreicher Satelitendaten der Jahre 1996 bis 2000 werden über das Internet-Portal

Tagessummen, sowie monatliche und jährliche Mittel der Globalstrahlung berechnet.

Dazu werden lediglich die Koordinaten des betrachteten Standorts, die horizontale

Ausrichtung des Objektes (in Grad; mit 0° = Norden) und die Dachneigung (in Grad gegen die

Horizontale; mit 0° = waagerecht) benötigt. Anschließend müssen noch die erwünschten

ausgegebenen Daten des Strahlungsangebotes ausgewählt werden. Sodann werden die

Daten in einem Link über eine E-Mail versandt (Beispiel siehe Präsentation).

3.2 Verschattende Objekte und Verschattungsparameter

Die Lage der verschattenden Objekte bestimmt die drei Verschattungsparameter, den

minimalen Azimutwinkel φmin, den maximalen Azimutwinkel φmax und die Höhe h (alle

Parameter in Grad [°]).

8 Vgl. Wagner (2010), S.27-32.


9

Abbildung 5: Bestimmung des minimalen und maximalen Azimut Winkels (eigene Darstellung).

Der minimale und der maximale Azimutwinkel werden wie in der Abbildung dargestellt in Grad

[°] gegen Norden, bestimmt. Somit werden bei der Berechnung die Tagesstunden

herausgenommen, in welchen die Dachfläche (z. T. auch nur teilweise) verschattet ist.

Abbildung 6: Bestimmung der Höhe/des Neigungswinkels h (eigene Darstellung).

Die Höhe h wird in Grad [°] gegen die Horizontale, von der unteren Dachkante (sog. Traufe)

aus gemessen.

3.3 Energieverbrauch und Profiltyp

Für die Berechnungen ist es zielführend die Standardlastprofile für die betrachtete Verbrau-

chereinheit aus den Veröffentlichungen des Verteilnetzbetreibers (VNB) des entsprechenden

Bilanzierungsgebietes zu verwenden. Sofern die Daten zu den Standardlastprofilen des VNB


10

nicht bekannt sein sollten, kann auf bereits vorhandene Daten des EVUs KommEnergie9 (Re-

gion München) zurückgegriffen werden.

3.4 Daten der Solarmodule

Die für die Berechnung benötigten Daten sind:

- die Nennleistung PNenn bzw. Pmax [W],

- der Modulwirkungsgrad η [%]

- und die wirksame Fläche A [m2].

Die Daten der Solarmodule finden sich in den Datenblättern der Hersteller und lassen sich

entweder direkt über die Seite des Herstellers oder über den Online-Vertrieb (z. B.

www.Jouleco.de) finden.

3.5 Gesamtwirkungsgrad

Der zu erwartende Gesamtwirkungsgrad des PV-Systems lässt sich aus den in Abschnitt 2.4

erläuterten Verlustarten des PV-Systems bestimmen. Dabei ist es sinnvoll von den schlech-

testen, typischen Verlustfaktoren auszugehen, um darauf aufbauend die Wirtschaftlichkeit des

PV-Systems nicht unter den bestmöglichen, sondern als realistisches Worst-Case Szenario

zu bestimmen. Ist dann eine Investition vorteilhaft, so ist sie auch unter normalen und guten

Bedingungen sinnvoll.

Daher werden folgende Werte für die Verlustfaktoren pi der einzelnen Komponenten approxi-

mativ angenommen:

Verlustart pi Näherung

Teilverschattungen pTV ≈ 5%

Verschmutzung pV ≈ 5%

Mismatch pM ≈ 3%

DC-Leitungsverluste pDC ≈ 1%

MPP-Anpassung pMPP ≈ 2%

Wechselrichter (maximal) pW ≈ 10%

Solar-Module pSM ≈ 84,78%*

AC-Leitungsverluste pAC ≈ 1%

*(Entspricht dem Wirkungsgrad eines Solar-Moduls mit monokristallinen Zelltyp der SolarWorld

AG, vgl. Jouleco (2014): [Sunmodule+ ®],)

Der Verlustfaktor des Solarmoduls ergibt sich aus dem Inversen des Wirkungsgrades (Verlust-

faktor pModul = 1 – ηModul; mit ηModul dem Wirkungsgrad unter Standard Testbedingungen, STC).

Aufgrund der schnellen Entwicklung in der Branche des Photovoltaik-Marktes können sich

schnell signifikante Veränderungen bei den Verlustfaktoren/Wirkungsgraden von Wechselrich-

ter und Solar-Modulen ergeben. Diese sollten daher kontinuierlich auf dem neusten Stand der

Technik gehalten werden.

Der Gesamtwirkungsgrad berechnet sich dann zu:

∏(1− pi

𝑖

) =∏ηi

𝑖

9 Vgl. KommEnergie (2014), [Standardlastprofile (SLP)].


11

;mit ηi: Teilwirkungsgrad durch die Verlustart i ηi = (Pel-Pv)/Pel

pi: Verlustfaktor pi = Pv/Pel

Pel: Erzeugte elektrische Leistung

PV: Verlust-Leistung

Somit wird der Gesamtwirkungsgrad näherungsweise zu 11,5179% abgeschätzt.


12

4 Annahmen und Modifikationen

4.1 Diskretisierung der Analyseverfahren

Um eine effiziente Berechnung in Excel gewährleisten zu können und den Aggregationsgrad

der Betrachtung entsprechend den notwendigen Anforderung anzupassen, werden Funktio-

nen und kontinuierliche Teilmengen – in Form externer Daten oder als Ergebnis interner Be-

rechnungen – diskretisiert. Der gewählte Aggregationsgrad, sollte dabei einer praktisch sinn-

vollen Betrachtungsebene entsprechen, sodass die Granularität einander beeinflussender In-

formationen aufeinander abgestimmt wird.

In diesem Zusammenhang wurden die Berechnungen, welche die Nennleistung der Anlage

berücksichtigen ([kWp]; Kilowatt Peak), in 100Wp Schritten durchgeführt. Dies erscheint als

sinnvoll, da die Nennleistung eines einzelnen (in der Praxis gängigen) Solarmoduls 250 Wp

beträgt. Kleinere Größen sind theoretisch ebenfalls vorhanden, praktisch liegen die Kosten pro

kWp deutlich höher als bei herkömmlichen 250 Wp Modulen.

Die Auswertungen des solaren Strahlungsangebots und der Lastprofile wurden auf stündliche

Werte festgelegt, da die – über die Internetplattform www.satel-light.com – beschafften Daten

ebenfalls nur in stündlichen Werten vorliegen. Somit würde kein Informationszuwachs aus ei-

nem niedrigeren Aggregationsgrad entstehen.

Da die Berechnungen der Verschattungsanalyse in dem Tool selbst stattfinden, wurden hier

zunächst halb-stündliche-Werte gewählt und darauf aufbauend der Mittelwert der stündlichen

Werte gebildet, um die Sprünge zwischen den Winkeln zu relativieren bzw. den mittleren Son-

nenstand in der Stunde zu approximieren (durch Interpolation).

4.2 Verschattungsparameter10

Da die Leistungsabgabe eines PV-Systems durch das Modul, mit der niedrigsten Leistung

begrenzt ist führt auch schon eine Teilverschattung zu einem signifikanten Leistungseinbruch.

Werden die einzelnen Module eines PV-Systems in Reihe miteinander zu sog. Strings

verschaltet, so addiert sich die Spannung über die einzelnen Module, jedoch bleibt der Strom

der durch alle Module fließt gleich. Ist nun bereits eine Solarzelle in einem Modul verschattet,

so wird dort weniger Strom produziert, somit sinkt auch der Gesamtstrom. Die Gesamtleistung

des ganzen Strings, als das Produkt aus Spannung und Strom sinkt ebenfalls. Dadurch bewirkt

die Verschattung eines Moduls einen Leistungseinbruch des gesamten Strings, was

gleichbedeutend zu einer Verschattung aller in Reihe geschalteten Module ist. Der Einfluss

von Bypass-Dioden, sowie die Möglichkeiten zu anderen Verschaltungs- und

anschlussmöglichkeiten an den verschiedenen Wechselrichtertypen wurde hier nicht näher

betrachtet.

Somit ist es sinnvoll dass die Werte des solaren Strahlungsangebotes gleich Null gesetzt

werden, für die der Sonnenstand in dem Intervall zwischen minimalem und maximalem

Azimutwinkel liegt und eine geringere Höhe hat als die des verschattenden Objektes. Der

Verlauf zwischen den Verschattungsparametern aus Abschnitt 3 kann noch approximativ

angepasst werden, wie in Abschnitt 5 vorgestellt wird.

10 Vgl. Renewable Energy Concepts (2014), [Photovoltaik Verschattung - Schatten auf Solaranlage].


13

4.3 Modifikation des Standardlastprofils (SLP)

Da das Standardlastprofil (siehe Abschnitt 2.1) des BDEW ist auf 1.000.000 kWh Jahresver-

brauch normiert ist, muss das SLP, um das Lastprofil einer Verbrauchereinheit zu prognosti-

zieren, mit der Prognose des Jahresverbrauches – als bisheriger Jahresverbrauch – skaliert

werden11. Ebenso müssen die im ¼-Stunden Takt ermittelten Werte des SLP zu stündlichen

Werte aufsummiert werden. Die anschließende Bildung der Mittelwerte der entsprechenden

stündlichen Werte bezogen auf einen Monat, liefert den repräsentativen Durchschnittstag des

betrachteten Monats.

Somit können die repräsentativen Durchschnittstage des prognostizierten Lastprofils und des

solaren Strahlungsangebotes nun mit einer verrechnet werden.

11 Vgl. Wikipedia (2014), [Standardlastprofil].


14

5 Berechnungen und Implementierung in Excel Das entwickelte Programm bzw. die Implementierung in Excel zur Berechnung des relativen

Eigenverbrauchs eines Photovoltaik-Systems in Abhängigkeit von der Nennleistung des

Systems („PV REV-Kalkulator 2015“) wird im folgenden vorgestellt.

Eine ausführliche Erläuterung anhand eines Beispiels mit Graphiken findet sich, in der zu

dieser Projektarbeit gehörigen Präsentation.

Allgemein wurde bei der Implementierung in Excel das folgende Schema verwendet:

1. Grün markierte Flächen

Grün hinterlegte Flächen in den einzelnen Tabellen stellen Input-Flächen dar, in wel-

che der Benutzer die verschiedenen in Abschnitt 3 erläuterten Informationen einge-

ben muss.

2. Gelb markierte Flächen

Gelb hinterlegte Flächen in den einzelnen Tabellen stellen Output-Flächen dar, in

welchen der Benutzer die Ergebnisse aus den Berechnungen (wie z. T. in den theore-

tischen Grundlagen erläutert) auf der Basis seiner Input-Daten sehen kann.

Diese Daten werden - sofern nicht anders beschrieben – automatisch in die weiter-

führende Kalkulation übernommen.

3. Grau markierte Flächen

In den blau hinterlegten Flächen finden sich Buttons zur Ausführung numerischer Be-

rechnungen und/oder zur Übernahme der eingefügten Daten. Wichtig ist dabei, dass

die einmalige Ausführung mittels Betätigung des Buttons, die vorherigen Daten über-

schreibt, welche somit nicht mehr zur Verfügung stehen und nur durch vorheriges

Speichern und neustarten des Tools ggf. wiederherstellbar sind. Daher wurden zur

Sicherheit Command-Windows eingebaut, um ungewollte Berechnungen/Übernah-

men zu vermeiden.

Wurden keine oder falsche Daten in die Input-Flächen eingegeben, so wird i. d. R.

auch das Endergebnis (der relative Eigenverbrauch) kein korrektes Ergebnis sein.

Die semantische Integrität (z. B. richtige Dimension, korrekte Zeichensetzung, gültige

Wertebereiche) der Input-Daten wird nicht vom Tool überprüft, sondern liegt in der

Verantwortung des Benutzers.

4. Grau markierte Flächen

In den grau hinterlegten Flächen sind Buttons mit den entsprechenden Tabellen-Na-

men hinterlegt um eine schnellere Navigation durch das Tool zu ermöglichen

Die Berechnung des relativen Eigenbrauchs in der Tabelle „Kalkulation“ kann erst im An-

schluss an die sukzessive Eingabe von Input-Daten (in die grünen Flächen) und Auswertung

bzw. Durchführung der Berechnungen (über die blauen Flächen) in den Tabellen:

- „Berechnung-EV“,

- „DB-Sun“,


15

- „Verschattungsanalyse“ und

- „Berechnung-Winkel“

erfolgen.

Zunächst müssen dazu die Input Zellen der Tabelle „Kalkulation“ ausgefüllt werden, da die

Berechnungen der folgenden Tabellen z. T. auf diesen Daten basieren und somit von Anfang

an benötigt werden. Der Gesamtwirkungsgrad kann (sofern selbstständig ermittelt bzw. prog-

nostiziert) eingegeben werden, jedoch kann auch als erste Näherung die in Abschnitt 2 und 3

hergeleitete Approximation verwendet werden.

Die sukzessive Eingabe und Auswertung von Input-Daten in den Tabellen „Berechnung-EV“

und „DB-Sun“ ist obligatorisch für die Berechnung des relativen Eigenbrauchs (mit und ohne

Verschattung). Die Tabellen „Verschattungsanalyse“ und „Berechnung-Winkel“ sind optional

für die Berechnung des relativen Eigenbrauchs ohne Verschattung, jedoch obligatorisch für

des relativen Eigenbrauchs mit Verschattung.

In der Tabelle „Information“ finden sich weitere (zum Bericht adäquate) Information zum

Tool, sowie den Input- und Output-Daten.

5.1 Verschattungsanalyse

Tabellen: „Verschattungsanalyse“ und „Berechnung-Winkel“

Als Ausgangspunkt zur Berechnung der Verschattungen, muss in der Tabelle „Berechnung-

Winkel“ der geographische Längen- und Breitengrad eingegeben werden. Diese standort-

spezifischen daten könne z. B. mit Google-Maps einfach ermittelt werden.

Ebenfalls sind die Termine der Zeitumstellung in dem betrachteten Referenzjahr (aktuelles

Jahr der Berechnung) einzufügen, um die „Wahre Sonnenzeit“ in die gesetzliche Zeit

umzurechnen und somit die referentielle Integrität der Daten untereinander (zwischen Daten

der Sonneneinstrahlung und den berechneten Sonnenständen) sicherzustellen.

In der Verschattungsanalyse (Tabelle „Verschattungsanalyse“) ist der Verlauf zwischen dem

minimalen und dem maximalen Azimutwinkel automatisch eine Gerade mit der Höhe h.

Soll der Verlauf an die Form eines Baumes angepasst werden so können approximativ

mehrere Verschattungsparamter verwendet werden (siehe Datei „Verschattungs-

parameter.xlsx“; Die Werte sind dann in der Tabelle „Verschattungsanalyse“ in die Spalten

Q,R und S einzufügen)

Mit Anklicken des Buttons „Verschattung Analysieren“ werden die oben erläuterten

Berechnungen durchgeführt.

Die Verschattungsparameter müssen dafür zuvor in den grün markierten Feldern der Spalten

P (Nummer des Verschattunsparameters, als fortlaufender Index), Q (minimaler Azimutwinkel

φmin), R (maximaler Azimutwinkel φmax) und S (Höhe h) eingefügt werden.

Die Ausgabespalten werden nach der Berechnung automatisch in die Tabelle „Kalkulation“

übernommen und werden dort in den weiteren Berechnungen verwendet.

5.2 Daten des solaren Strahlungsangebotes

Tabelle: „DB-Sun“


16

Die Eingabe der Daten des solaren Strahlungsangebotes, sowie die gesamten weiteren

Berechnungen des Tools sind darauf zugeschnitten die Daten des solaren

Strahlungsangebotes von der Internet-Plattform „satel-light.com“ zu erhalten.

Diese müssen zunächst über ein online verfügbares Interface der Website spezifisch für den

entsprechenden Standort (mit geographischem Längen- und Breitengrad, Höhe gegenüber

dem Meeresspiegel, Neigung h und Azimuthwinkel α des Dachs, sowie der Reflexion der

Oberfläche am Standort) eingegeben werden. Dabei sollte der monatliche Durchschnitt der

täglichen Werte („Monthly mean of hourly values“) als angefragte Information ausgewählt

werden. Sodann werden die gewünschten Informationen in der geforderten Form via Email an

den Benutzer zugesendet.

Diese Informationen sind dann in der Tablle „DB-Sun“ in den Spalten C bis O, Zeilen 4 bis 20

einzufügen. Zur Übernahme der Daten in die Kalkulation muss der Button „Daten übernehmen“

betätigt werden, welcher die Input-Daten in Matrix-Form als eine durchgehende Spalte neu

anordnet und in somit zum Vergleich mit der Verschattungsanalyse aufbereitet.

Die Ausgabespalten werden nach der Betätigung des Buttons automatisch in die Tabelle

„Kalkulation“ übernommen und werden dort in den weiteren Berechnungen verwendet.

5.3 Berechnung des Energieverbrauchs

Tabellen: „Berechnung-EV“ und „DB-Lastprofile“

Für die Berechnung des Energieverbrauchs der betrachten Verbrauchereinheit wird aus den

Standardlastprofilen - nach dem BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

e.V.) - der repräsentative, durchschnittliche Energieverbrauch einer Verbrauchereinheit

approximiert, um damit den Energieverbrauch als erste Näherung für die weiteren

Berechnungen des relativen Eigenverbrauchs der vom PV-System erzeugten Energie zu

prognostizieren.

Dazu muss als Grundlage der Berechnung zunächst in Spalte K, Zeile11 der entsprechende

Profiltyp ausgewählt und als Nummer eingegeben werden (siehe Abschnitt 2.3). Liegen keine

Daten zum Standardlastprofil der betrachteten Verbrauchereinheit vor, so kann (wie in

Abschnitt 3 vorgestellt) auf bereits vorhandene Daten des EVUs KommEnergie (Region

München) zurückgegriffen werden. Diese finden sich in der Tabelle „DB-Lastprofile“

(Datenbasis der Lastprofile), welche jedoch für die weiteren Benutzereingaben nicht

verwendet werden muss.

Die Vorgehensweise bei der Berechnung bei Betätigung des Buttons „Berechne

durchschnittlichen Energieverbrauch“ folgt dem folgenden Schema:

Zunächst werden die ¼-stündlich gegebenen Werte des SLP zu stündlichen Werten

aufsummiert und anschließend die Mittelwerte, bezogen auf einen Monat gebildet. Daraufhin

findet eine Skalierung des Lastprofils der Verbrauchereinheit über bisherigen Jahresverbrauch

(Eingabe in Tabelle „Kalkulation“) stat, da das SLP (nach BDEW) auf 1.000.000 kWh

Jahresverbrauch normiert ist.

Als Ergebnis erhält man in einer Spalte die Werte des repräsentativen Durchschnittstages des

betrachteten Monats. Diese Daten sind nun adäquat zu der Form, in welcher die Daten des

solaren Strahlungsangebotes (siehe Abschnitt 3) gegeben sind. Über den „Reset“-Button


17

lassen sich lediglich die berechneten Werte löschen, nicht jedoch die vorherigen Werte

wiederherstellen.

Auch hier werden die Ausgabespalten nach der Berechnung automatisch in die Tabelle

„Kalkulation“ übernommen und dort in den weiteren Berechnungen verwendet.

5.4 Berechnung des relativen Eigenverbrauchs

Tabelle: „Kalkulation“

Wie vorhergehend beschrieben wird das Standardlastprofil so modifiziert, dass die Ausgabe-

werte dem Durchschnittstag des Monats eines Jahres entsprechen. Die Daten des solaren

Strahlungsangebotes werden über die Internetplattform www.satel-light.com bezogen. Somit

kann über das Strahlungsangebot in Verbindung mit den Daten des Solarmoduls und dem

erwarteten durchschnittlichen Wirkungsgrad (des gesamten PV-Systems) die erzeugbare

Energie für eine bestimmte Nennleistung des Photovoltaik-Systems berechnet werden.

Hierbei werden die durchschnittlichen Tage der jeweiligen Monate (entsprechend der Anzahl

ihrer Tage) aufsummiert und ergeben somit die erzeugbare elektrische Energie pro Jahr.

Durch Vergleich der erzeugbaren Energie des Durchschnittstages, des entsprechenden Mo-

nats mit dem Energieverbrauch der betrachteten Verbraucher-Einheit lässt sich bestimmen,

welcher Anteil der Energie selbst verbraucht werden kann (relativer Eigenverbrauch) und wie

hoch der Überschuss bei der erzeugten Energie ist, welcher in das Netz des EVUs eingespeist

werden muss.

Vor der Betätigung des Buttons „Berechne relativen Eigenverbrauch“ muss zunächst ausge-

wählt werden ob potentielle Verschattungen berücksichtigt werden sollen oder nicht (Spalte L,

Zeile 25). Wird hier das Feld „Ja“ nicht angekreuzt, so bleiben die Ausgabespalten R, S, T und

U leer (bzw. diese können dann auch fehlerhafte Werte anzeigen).

Bei Betätigung des Buttons wird oben beschriebene Berechnung durchgeführt und die Werte,

die in den Spalten J, K und L, Zeile 8 bis 12 zu sehen sind, sukzessive für die entsprechende

Nennleistung des Systems in die Spalten O bis Q (bzw. bei Berücksichtigung der Verschattung

bis Spalte U) übertragen.

Als zentrale Ergebnisse der gesamten Berechnungen und Kalkulationen ist, zur weiteren Be-

rechnung der Wirtschaftlichkeit bzw. der optimalen Nennleistung eines PV-Systems, zum ei-

nen der Verlauf des relativen Eigenverbrauchs zu verwenden, sowie zum anderen die berech-

nete durchschnittliche Sonnenenergie p.a. [kWh/m2] (entweder mit oder ohne Verschattung)

zu verwenden.


18

6 Fazit Allgemein sollen diese Projektarbeit und das in Verbindung damit entworfene Kalkulations-

programm die Grundlage bzw. einen Ansatz zur Berechnung der Wirtschaftlichkeit und zur

exakten Planung bzw. Projektierung von Photovoltaik-Systemen darstellen, anhand dessen

die einzelnen Betrachtungen noch weiter analysiert, modifiziert und erweitert werden können.

Somit wurden an vielen Stellen vereinfachende Annahmen getroffen, welche selbstverständ-

lich einen Anlass für einen Forschungs- und Weiterentwicklungsbedarf darstellen. Dies sind

im Wesentlichen:

- die Lastprofile und Lastgangskurven,

- die Verluste im PV-System,

- das solare Strahlungsangebot und

- die Verschattungsanalyse.

Bei den Lastprofilen wurden das SLP eines EVUs als Approximation für den durchschnittli-

chen Energieverbraucher einer einzelnen Verbrauchereinheit angenommen. Jedoch ist ein

solches SLP immer nur der Durchschnitt vieler verschiedener Verbrauchereinheiten, welche

relativ grob in unterschiedliche Profiltypen eingeordnet werden. Somit ist ein SLP als Prog-

nose für den Energieverbrauch einer spezifischen Verbrauchereinheit eher unscharf. Zu-

nächst besteht die Möglichkeit durch unternehmensspezifische Lastprofile, welche zum Teil

auch bei den EVUs bzw. den Netzbetreibern angefordert werden können, die Prognosequali-

tät zu erhöhen.

Potentielle Weiterentwicklungsmöglichkeiten zur Gewährleistung einer trennscharfen Appro-

ximation bzw. Prognose des Energieverbrauchs einzelner Einheiten bestehen u. a. durch die

Integration neuer Technologien in das bestehende Programm. So zum Beispiel mit dem so-

genannten „Smart Meter“-Konzept, bei dem ein intelligenter Stromzähler der in ein Kommuni-

kationsnetz eingebunden ist, den Energieverbrauch einer Einheit in Abhängigkeit von der

Nutzungszeit erfasst und auch an Dritte weiterleiten kann.

Die Verluste im PV-System können dabei noch exakter approximiert werden, durch Last-

fluss- und System-Komponenten-Simulationen bei verschiedenen Verschaltungsarten und

unterschiedlicher Typen von Komponenten, auf Basis statistischer Daten der Sonnenener-

gie. Somit kann eine höhere Validität bezüglich der Prognose potentieller Verluste im System

u. a. auch anhand von Erfahrungswerten erreicht werden.

Da die Daten des solaren Strahlungsangebotes der Komplexität vieler verschiedener Ein-

flussfaktoren auf unsere Umwelt, sowie natürlichen statistischen Schwankungen und Abwei-

chungen vom sonstigen Normal unterliegen und jährlich unterschiedliche Werte für verschie-

dene Standorte ermittelt werden, wäre es sicherlich sinnvoll durch Vor-Ort Messungen Mess-

reihen aufzunehmen und ggf. darüber die Daten der Sonnenenergie zu schätzen bzw. zu

modifizieren, im Sinne einer für den einzelnen Verbraucher zielsetzungsgerechten Prognose.

Insbesondere und primär von Interesse für Unternehmen, welche PV-Systeme Planen und

Realisieren ist dabei die Verschattungsanalyse. In der Projektarbeit wurde die vereinfa-

chende Annahme getroffen, dass im PV-System keine Bypass-Dioden verschaltet sind und

eine Teilverschattung im Worst-Case zu einem Leistungseinbruch des gesamten Systems

führt. Da dieser Effekt heutzutage durch die integrierte Verschaltung (z. T. mehrerer) By-


19

pass-Dioden in einem PV-Modul, sowie verschiedene darauf angepasste Wechselrichter-Ty-

pen relativ gut unterdrückt werden kann fällt eine Teilverschattung auch nur in dem Ausmaß

ins Gewicht, in dem die Nutzfläche (d. h. mit PV-Modulen belegte Fläche) verschattet wird.

Dazu ist dann der exakte Schattenverlauf eines verschattenden Objektes über einen Tag,

sowie für die entsprechenden Monate zu berechnen und bezüglich des PV-Systems auszu-

werten. Somit können die Teile der Flächen, welche häufig verschattet sind ermittelt werden.

Diese Informationen können dann bei der Realisierung von PV-Systemen zur Vermeidung

von Planungsfehlern verwendet (durch dauerhaft verschattete Module) und daraus resultie-

rende Opportunitätskosten bzw. Verluste von Anfang an vermieden werden.

Potentielle Fehler und Risiken treten vor allem an den Stellen vereinfachender Annahmen

und Approximationen auf, wobei jedoch tendenziell eher in Richtung des schlechteren zu er-

wartenden Falls abgeschätzt wurde. Dennoch ist es durch diese Schätzungen möglich, dass

u.a. Potentiale bei Investitionen nicht vollkommen ausgenutzt werden, da die optimale Sys-

temgröße realiter über der Berechneten liegt. Somit führen die Vereinfachungen zu keinen

Risiken im Sinne eines Verlustes, sondern im Sinne von Opportunitätskosten durch entgan-

genen Gewinn bei einzelnen Photovoltaik-Systemen.

Auch in Zukunft wird der Markt für Photovoltaik-Systeme neuen Technologien, Entwicklun-

gen, sowie politischen Veränderungen unterliegen, sodass gerade in diesem Gebiet die bis-

herigen Konzepte einzelner Unternehmen zu gesamten PV-Systemen kontinuierlich überar-

beitet und weiterentwickelt werden müssen, um im Wettbewerb auch langfristig erfolgreich

agieren zu können.


20

Anhang

Abbildung 7: Unterschiede beim Umsatz, durch Konzept des netzgekoppelten Eigenverbrauchs der er-zeugten Energie (eigene Darstellung).

0 €

500 €

1.000 €

1.500 €

2.000 €

2.500 €0

,1

0,5

0,9

1,3

1,7

2,1

2,5

2,9

3,3

3,7

4,1

4,5

4,9

5,3

5,7

6,1

6,5

6,9

7,3

7,7

8,1

8,5

8,9

9,3

9,7

10

,1

10

,5

10

,9

Um

satz

/Ko

sten

Nennleistung [kWp]

Umsatz und Kosten

Umsatz (Heute) Umsatz (2011) Kosten (Heute)


21

Literaturverzeichnis

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http://www.stoll-pv.de/wp-content/uploads/2012/02/BSW_Infografik_EEG_halb_1101118.jpg

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(28.12.2014).

Documents

Universität Duisburg-Essen, Fakultät für ... · erzeugten Energie. Aufgrund dessen werden vor allem bei kleinen Verbrauchereinheiten die PV-Systeme als netzgekoppelte Anlagen,