3.6 Solaranlagen
3.6.1 Auslegungswerte von Solaranlagen
Standortabhängigkeit und Anordnung der Solarmodule
Ein und dasselbe Photovoltaik-Panel (PV-Panel) liefert an unterschiedlichen Standorten nicht die identische, aber doch eine ähnliche vergleichbare Stromproduktion. Eine bevorzugte Aufstellung ist die Ausrichtung nach Süden mit Neigungswinkel von 30 bis 40 Grad. Theoretisch ideal wäre der Breitengrad plus/minus 15 Grad. Für Zürich (47. Breitengrad) also 32 bis 62 Grad. Wer mehr Gewicht auf Winterstrom legt wählt eher eine steilere Aufstellung (flacher Sonnenstand). Im Grossteil der Anwendungen gibt es nichts zu wählen, da die PV-Anlagen in die Dachneigung montiert werden und somit Ausrichtung und Aufstellwinkel vorgegeben sind.
Eine wesentliche Unterscheidung wird eigentlich nur nach PV-Anlagen im Mittelland und Alpinen Solaranlagen gemacht. Leider muss festgestellt werden, dass PV-Anlagen im Mittelland im Winter eine schwache bis sehr schwache Ausbeute aufweisen. Um dies numerisch darzustellen bietet sich eine quartalsweise Auswertung vorhandener Daten an. Dabei sind saisonale Quartale zu beachten - also:
Winter: 15. Nov. bis 14. Feb oder Nov, Dez, Jan
Frühling: 15. Feb. bis 14. Mai oder Feb, Mar, Apr
Sommer: 15. Mai. bis 14. Aug oder Mai, Jun, Jul
Herbst: 15. Aug. bis 14. Nov oder Aug, Sep, Okt
Das immer wieder anzutreffende Reporting von Halbjahreszahlen bezieht sich in der Regel auf:
- Winter: Nov bis Apr
- Sommer: Mai bis Oktober
und ist für Solaranlagen völlig ungenügend. Wenn der Fokus auf eine Strommangellage im Winter gelegt wird, soll die Solarproduktion vom März und April nicht mit eingerechnet werden. Es braucht eine detailliertere, quartalsweise Darstellung.
Im Gegensatz zum Mittelland darf von den Alpinen Solaranlagen eine etwas höhere und über das Jahr gleichmässigere Produktionsausbeute erwartet werden. Hauptursache sind die Witterungsverhältnisse und die Lage über dem Nebel. Auch verleihen die kälteren Temperaturen und Strahlungsreflektionen (Schnee) den Solarmodulen einen höheren Wirkungsgrad. Um die Reflexionen besser einzufangen kommen in der Regel bifaziale Solarmodule zur Anwendung (also zwei Gesichter, vorne und hinten). Mit dem Fokus auf Winterstrom werden die Module auch steiler bis vertikal aufgestellt. Eine interessante Variante ist im Projekt Gondosolar vorgesehen. Hier werden die Module zu sog. „Solar-Bäumen“ zusammengebaut. Auf den ersten Blick etwas nachteilig weil stets ca. 2/3 der Module im Schatten liegen (allerdings durch Reflexionen bestrahlt). Auf den zweiten Blick aber äusserst clever, weil einerseits durch die räumliche Ausrichtung eine viel längere Sonnenscheindauer besser eingefangen werden kann und andererseits die übermässige Produktionsspitze zur Mittagszeit nicht so extrem ausfällt.
Die übermässige Produktionsspitze - speziell im Sommer über die Mittagsstunden - bedarf einer besonderen Beachtung.
Geht man dabei wie in der Präsentation Neukomm vorgeschlagen von 10 TWh/a aus wird eine kaum verwertbare Überproduktion eintreten.
Konsequenzen:
- Mit zunehmender Solarproduktion werden die Einspeisevergütungen entfallen.
- Alpine Solaranlagen sollen nur dort zum Einsatz kommen, wo der Strom entweder direkt verbraucht oder saisonal gespeichert werden
kann. Verwendung also entweder als Langzeitspeicher (Pumpen in einen naheliegenden Stausee) oder zur primären Speisung von
grossen Verbraucher - z. Bsp. Touristikgebiete.
Ein und dasselbe Photovoltaik-Panel (PV-Panel) liefert an unterschiedlichen Standorten nicht die identische, aber doch eine ähnliche vergleichbare Stromproduktion. Eine bevorzugte Aufstellung ist die Ausrichtung nach Süden mit Neigungswinkel von 30 bis 40 Grad. Theoretisch ideal wäre der Breitengrad plus/minus 15 Grad. Für Zürich (47. Breitengrad) also 32 bis 62 Grad. Wer mehr Gewicht auf Winterstrom legt wählt eher eine steilere Aufstellung (flacher Sonnenstand). Im Grossteil der Anwendungen gibt es nichts zu wählen, da die PV-Anlagen in die Dachneigung montiert werden und somit Ausrichtung und Aufstellwinkel vorgegeben sind.
Eine wesentliche Unterscheidung wird eigentlich nur nach PV-Anlagen im Mittelland und Alpinen Solaranlagen gemacht. Leider muss festgestellt werden, dass PV-Anlagen im Mittelland im Winter eine schwache bis sehr schwache Ausbeute aufweisen. Um dies numerisch darzustellen bietet sich eine quartalsweise Auswertung vorhandener Daten an. Dabei sind saisonale Quartale zu beachten - also:
Winter: 15. Nov. bis 14. Feb oder Nov, Dez, Jan
Frühling: 15. Feb. bis 14. Mai oder Feb, Mar, Apr
Sommer: 15. Mai. bis 14. Aug oder Mai, Jun, Jul
Herbst: 15. Aug. bis 14. Nov oder Aug, Sep, Okt
Das immer wieder anzutreffende Reporting von Halbjahreszahlen bezieht sich in der Regel auf:
- Winter: Nov bis Apr
- Sommer: Mai bis Oktober
und ist für Solaranlagen völlig ungenügend. Wenn der Fokus auf eine Strommangellage im Winter gelegt wird, soll die Solarproduktion vom März und April nicht mit eingerechnet werden. Es braucht eine detailliertere, quartalsweise Darstellung.
Im Gegensatz zum Mittelland darf von den Alpinen Solaranlagen eine etwas höhere und über das Jahr gleichmässigere Produktionsausbeute erwartet werden. Hauptursache sind die Witterungsverhältnisse und die Lage über dem Nebel. Auch verleihen die kälteren Temperaturen und Strahlungsreflektionen (Schnee) den Solarmodulen einen höheren Wirkungsgrad. Um die Reflexionen besser einzufangen kommen in der Regel bifaziale Solarmodule zur Anwendung (also zwei Gesichter, vorne und hinten). Mit dem Fokus auf Winterstrom werden die Module auch steiler bis vertikal aufgestellt. Eine interessante Variante ist im Projekt Gondosolar vorgesehen. Hier werden die Module zu sog. „Solar-Bäumen“ zusammengebaut. Auf den ersten Blick etwas nachteilig weil stets ca. 2/3 der Module im Schatten liegen (allerdings durch Reflexionen bestrahlt). Auf den zweiten Blick aber äusserst clever, weil einerseits durch die räumliche Ausrichtung eine viel längere Sonnenscheindauer besser eingefangen werden kann und andererseits die übermässige Produktionsspitze zur Mittagszeit nicht so extrem ausfällt.
Die übermässige Produktionsspitze - speziell im Sommer über die Mittagsstunden - bedarf einer besonderen Beachtung.
Geht man dabei wie in der Präsentation Neukomm vorgeschlagen von 10 TWh/a aus wird eine kaum verwertbare Überproduktion eintreten.
Konsequenzen:
- Mit zunehmender Solarproduktion werden die Einspeisevergütungen entfallen.
- Alpine Solaranlagen sollen nur dort zum Einsatz kommen, wo der Strom entweder direkt verbraucht oder saisonal gespeichert werden
kann. Verwendung also entweder als Langzeitspeicher (Pumpen in einen naheliegenden Stausee) oder zur primären Speisung von
grossen Verbraucher - z. Bsp. Touristikgebiete.
Peakleistung eines Solarpanels/einer Solaranlage
Dem Design eines Solarpanels/einer Solaranlage wird eine Peakleistung zugrunde gelegt. Dies ist diejenige Leistung, die ein Solarpanel unter optimalen Bedingungen (Labor) erbringen kann.
Moderne Solarpanels verfügen über eine Peakleistung im Bereich von 400 Wp (Wp sprich Watt Peak).
Mit der Peakleistung lässt sich auch eine maximal mögliche Stromproduktion eines Solarpanels/einer Solaranlage pro Jahr errechnen.
Dieser Strom-Produktionswert ist natürlich völlig theoretisch und wird in der Praxis niemals erreicht werden.
Er dient zum Vergleich zwischen verschiedenen Solarmodulen und als Planungsreferenz.
In diesem Website verwende ich als Referenzmodul ein Solarmodul mit 400 Wp -> 0.4 kWp
Die jährliche Peak-Produktion von diesem Panel ist somit:
- Jahresstunden: 24 h/Tg * 365 Tg/a = 8'760 h/a
- Jahresproduktion: 0.4 kWp * 8'760 h = 3'504 kWph -> 3.504 MWph
oder anders geschrieben: = 3‘504 kWh Peak -> 3.504 MWh Peak
Dem Design eines Solarpanels/einer Solaranlage wird eine Peakleistung zugrunde gelegt. Dies ist diejenige Leistung, die ein Solarpanel unter optimalen Bedingungen (Labor) erbringen kann.
Moderne Solarpanels verfügen über eine Peakleistung im Bereich von 400 Wp (Wp sprich Watt Peak).
Mit der Peakleistung lässt sich auch eine maximal mögliche Stromproduktion eines Solarpanels/einer Solaranlage pro Jahr errechnen.
Dieser Strom-Produktionswert ist natürlich völlig theoretisch und wird in der Praxis niemals erreicht werden.
Er dient zum Vergleich zwischen verschiedenen Solarmodulen und als Planungsreferenz.
In diesem Website verwende ich als Referenzmodul ein Solarmodul mit 400 Wp -> 0.4 kWp
Die jährliche Peak-Produktion von diesem Panel ist somit:
- Jahresstunden: 24 h/Tg * 365 Tg/a = 8'760 h/a
- Jahresproduktion: 0.4 kWp * 8'760 h = 3'504 kWph -> 3.504 MWph
oder anders geschrieben: = 3‘504 kWh Peak -> 3.504 MWh Peak
Effektive prozentuale Verfügbarkeit der Peakleistung
Zur Abschätzung der Produktivität einer Solaranlage kann nun sehr vereinfachend ein Wert bezüglich der „Effektiv prozentualen Verfügbarkeit der Peakleistung“ herangezogen werden. Dies sind Allerweltswerte, in die all die Unwegsamkeiten für das Design wie Standortverhältnisse, Witterung, Flauten, Abschaltungen, etc. hineingepackt werden. Dennoch sind solche Wert sehr hilfreich und letztlich auch aussagekräftig für die Beurteilung einer Solaranlage.
Bezüglich der effektiven Stromproduktion einer Solaranlage gilt gemäss diversen Quellen (hier ein Bsp.) die Faustregel:
Spezifischer Ertrag: 1‘000 kWh/kWp (sprich: 1'000 Kilowattstunden pro Kilowatt Peak)
D.h. pro installiertem kWp darf im Schweizer Mittelland eine durchschnittliche jährliche Stromproduktion von 1‘000 kWh bzw. 1 MWh erwartet werden. Natürlich sind das Richtwerte, die je nach Lage variieren.
Damit ergibt sich für 1 Solarpanel gemäss dieser Regel:
Jährliche Stromproduktion für ein 400 Wp Panel:
bei Peakleistung: Jahresproduktion = 400 Wp * 8‘760 h = 3‘504‘000 Wph -> 3‘504 kWph
Effektiv: Jahresproduktion = 1‘000 kWh/kWp * 0.4 kWp = 400 kWh -> 400 kWh
Für ein Solarpanel darf somit gemäss dieser Regel eine Verfügbarkeit bezüglich der Peakleistung von:
400 / 3‘504 * 100 = 11.4 % erwartet werden.
Das scheint wenig. Die tatsächlichen Werte für verschiedene Projekte sind in Abschnitt 5.2 aufgezeigt.
Für Alpine Solaranlagen liegen diese Werte zwischen 15 und 20 %.
Als Beispiel erreichte die Anlage "Solar-Alpin" an der Muttsee-Staumauer im Jahr 2023 einen Wert von 15.2 %
Zur Abschätzung der Produktivität einer Solaranlage kann nun sehr vereinfachend ein Wert bezüglich der „Effektiv prozentualen Verfügbarkeit der Peakleistung“ herangezogen werden. Dies sind Allerweltswerte, in die all die Unwegsamkeiten für das Design wie Standortverhältnisse, Witterung, Flauten, Abschaltungen, etc. hineingepackt werden. Dennoch sind solche Wert sehr hilfreich und letztlich auch aussagekräftig für die Beurteilung einer Solaranlage.
Bezüglich der effektiven Stromproduktion einer Solaranlage gilt gemäss diversen Quellen (hier ein Bsp.) die Faustregel:
Spezifischer Ertrag: 1‘000 kWh/kWp (sprich: 1'000 Kilowattstunden pro Kilowatt Peak)
D.h. pro installiertem kWp darf im Schweizer Mittelland eine durchschnittliche jährliche Stromproduktion von 1‘000 kWh bzw. 1 MWh erwartet werden. Natürlich sind das Richtwerte, die je nach Lage variieren.
Damit ergibt sich für 1 Solarpanel gemäss dieser Regel:
Jährliche Stromproduktion für ein 400 Wp Panel:
bei Peakleistung: Jahresproduktion = 400 Wp * 8‘760 h = 3‘504‘000 Wph -> 3‘504 kWph
Effektiv: Jahresproduktion = 1‘000 kWh/kWp * 0.4 kWp = 400 kWh -> 400 kWh
Für ein Solarpanel darf somit gemäss dieser Regel eine Verfügbarkeit bezüglich der Peakleistung von:
400 / 3‘504 * 100 = 11.4 % erwartet werden.
Das scheint wenig. Die tatsächlichen Werte für verschiedene Projekte sind in Abschnitt 5.2 aufgezeigt.
Für Alpine Solaranlagen liegen diese Werte zwischen 15 und 20 %.
Als Beispiel erreichte die Anlage "Solar-Alpin" an der Muttsee-Staumauer im Jahr 2023 einen Wert von 15.2 %
3.6.2 „Agora Energiewende“ als hilfreiche Datenquelle
Der Agorameter
Wie vorgängig erwähnt, ist die Stromproduktion von Solaranlagen nicht nur von Standortfaktoren sondern weitgehend auch von der Witterung abhängig - also dem Wetter während einem Kalenderjahr. Hier leisten die Daten von „Agora Energiewende“ eine riesige Hilfe. Mit dem Werkzeug „Agorameter“ lässt sich der Energieverbrauch sowie die Beiträge der einzelnen Technologien für jeden beliebigen Zeitraum graphisch darstellen. Ein hervorragendes Werkzeug! Alle Daten gelten natürlich für Deutschland, aber zumindest die Beiträge für Sonne und Wind lassen sich - zumindest aus meiner Sicht - sinngemäss für das Schweizer Mittelland interpretieren.
Es ist allen interessierten wärmstens empfohlen mit diesem Werkzeug „herum zu spielen“.
Wie vorgängig erwähnt, ist die Stromproduktion von Solaranlagen nicht nur von Standortfaktoren sondern weitgehend auch von der Witterung abhängig - also dem Wetter während einem Kalenderjahr. Hier leisten die Daten von „Agora Energiewende“ eine riesige Hilfe. Mit dem Werkzeug „Agorameter“ lässt sich der Energieverbrauch sowie die Beiträge der einzelnen Technologien für jeden beliebigen Zeitraum graphisch darstellen. Ein hervorragendes Werkzeug! Alle Daten gelten natürlich für Deutschland, aber zumindest die Beiträge für Sonne und Wind lassen sich - zumindest aus meiner Sicht - sinngemäss für das Schweizer Mittelland interpretieren.
Es ist allen interessierten wärmstens empfohlen mit diesem Werkzeug „herum zu spielen“.
3.6.3 Beiträge der Solarenergie über die Jahres- und Tageszeiten
Unterschiedliche Beiträge der Solarenergie über die Jahreszeiten
Als ein praktisches Beispiel sollen hier die mittleren Beiträge der Solarenergie für die einzelnen saisonalen Quartale dargestellt werden.
Als ein praktisches Beispiel sollen hier die mittleren Beiträge der Solarenergie für die einzelnen saisonalen Quartale dargestellt werden.
Bild 3.6-1 Beitrag der Solarenergie im Frühjahr
Bild 3.6-3 Beitrag der Solarenergie im Herbst
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Bild 3.6-2 Beitrag der Solarenergie im Sommer
Bild 3.6-4 Beitrag der Solarenergie im Winter
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Beim Betrachten der Bilder fällt auf, dass die Energiebeiträge im Frühjahr nur gemächlich zulegen. Dagegen hat der Herbst längere Zeit noch hohe (Sommer ähnliche) Werte. Bild 3.6-4 zeigt deutlich die eklatante Schwäche der Solarenergie im Winter.
Eine prozentuale Auswertung ergibt für die saisonalen Quartale folgendes:
Quartal GWh/Tag %
Frühjahr 160 21 Feb bis Apr
Sommer 300 39 Mai bis Jul
Herbst 260 33 Aug bis Okt
Winter 50 7 Nov bis Jan
-------------------------------------------------------------------------------------------
Total 770 100 1 Kalenderjahr
Nebst dem generell geringen Ertrag der Solarenergie im Winter muss auch die tägliche Dauer des produzierten Solarstroms noch genauer betrachtet werden. Dazu wird der Tagesverlauf an bezüglich Solarenergie sehr guten (Bild 3.6-5) und an eher mässigen Wintertagen
(Bild 3.6-6) betrachtet.
Eine prozentuale Auswertung ergibt für die saisonalen Quartale folgendes:
Quartal GWh/Tag %
Frühjahr 160 21 Feb bis Apr
Sommer 300 39 Mai bis Jul
Herbst 260 33 Aug bis Okt
Winter 50 7 Nov bis Jan
-------------------------------------------------------------------------------------------
Total 770 100 1 Kalenderjahr
Nebst dem generell geringen Ertrag der Solarenergie im Winter muss auch die tägliche Dauer des produzierten Solarstroms noch genauer betrachtet werden. Dazu wird der Tagesverlauf an bezüglich Solarenergie sehr guten (Bild 3.6-5) und an eher mässigen Wintertagen
(Bild 3.6-6) betrachtet.
Bild 3.6-5 Anteil Solarstrom am 28.01.2024
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Bild 3.6-6 Anteil Solarstrom vom 30.11.2023 bis 02.12.2023
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Die in Bild 3.6-5 gezeigten Beiträge der Solarenergie (gute Wintertage) mögen wertvoll sein. Es zeigt aber auch deutlich, dass über 2/3 der Zeit keine Solarproduktion verfügbar ist und die Last in diesen Zeiträumen vollständig durch andere Technologien zu erbringen ist.
Deutschland rühmt sich bereits mehr als 55 % des Strombedarfs mit EE zu erzeugen. Das ist allerdings eine übers Jahr „verschmierte“ Zahl die auch den überschüssigen Exportstrom beinhaltet. Wie Bild 3.6-6 zeigt ist die Situation an den wichtigen Wintertagen eine ganz andere. Der Beitrag der Solarenergie ist schlicht zu vernachlässigen und der Anteil der Solar- und Windenergie liegt trotz der vielen Anlagen nur bei 20 %. Die restliche Last von 80 % (in D als Residuallast bezeichnet - also Kohle und Gas) muss durch konventionelle Kraftwerke und durch Stromimporte (weisse Fläche oben in Bild 3.6-7) erbracht werden. Aus diesem Bildern wird auch klar: Der Solarausbau kann - so wie es die aktuelle D Regierung will - im nächsten Jahrzehnt noch um das Dreifache erweitert werden; es bringt immer noch nichts Wesentliches und ändert nichts an der generellen Situation.
In der Schweiz muss diese sog. Residuallast (verbleibend) nebst dem Laufwasser durch Speicherwasser und - falls dies nicht reicht - durch neue Kernkraftwerke gedeckt werden. Alle für eine sichere Stromversorgung der Schweiz verantwortlichen Stellen sind gefordert diesen Beweis rasch möglichst zu erbringen!
Deutschland rühmt sich bereits mehr als 55 % des Strombedarfs mit EE zu erzeugen. Das ist allerdings eine übers Jahr „verschmierte“ Zahl die auch den überschüssigen Exportstrom beinhaltet. Wie Bild 3.6-6 zeigt ist die Situation an den wichtigen Wintertagen eine ganz andere. Der Beitrag der Solarenergie ist schlicht zu vernachlässigen und der Anteil der Solar- und Windenergie liegt trotz der vielen Anlagen nur bei 20 %. Die restliche Last von 80 % (in D als Residuallast bezeichnet - also Kohle und Gas) muss durch konventionelle Kraftwerke und durch Stromimporte (weisse Fläche oben in Bild 3.6-7) erbracht werden. Aus diesem Bildern wird auch klar: Der Solarausbau kann - so wie es die aktuelle D Regierung will - im nächsten Jahrzehnt noch um das Dreifache erweitert werden; es bringt immer noch nichts Wesentliches und ändert nichts an der generellen Situation.
In der Schweiz muss diese sog. Residuallast (verbleibend) nebst dem Laufwasser durch Speicherwasser und - falls dies nicht reicht - durch neue Kernkraftwerke gedeckt werden. Alle für eine sichere Stromversorgung der Schweiz verantwortlichen Stellen sind gefordert diesen Beweis rasch möglichst zu erbringen!
Bild 3.6-7 Strommix Deutschland vom 30.11.2023 bis 02.12.2023
Weiterführende Informationen
20221212 Prof. Dr. Hans-Werner Sinn: Weihnachtsvorlesung 2022 Link
ifo München Ein energiepolitischer Scherbenhaufen: ab Min. 52:30 Teil II: Die Energiekrise
ifo München Ein energiepolitischer Scherbenhaufen: ab Min. 52:30 Teil II: Die Energiekrise
20240725 Wir Schweden wollen nicht mehr für Deutschlands falsche Energiepolitik bezahlen Link
Cicero Ein Unterseekabel von Norddeutschland nach Südschweden sollte die deutsche Energiewende retten.
Doch das Projekt (Hansa Powerbridge) ist gescheitert. Ein schwedischer Fachjournalist, erklärt, weshalb.
Cicero Ein Unterseekabel von Norddeutschland nach Südschweden sollte die deutsche Energiewende retten.
Doch das Projekt (Hansa Powerbridge) ist gescheitert. Ein schwedischer Fachjournalist, erklärt, weshalb.