Hannover Strom erzeugen: Das ist bei Photovoltaik-Anlagen am Balkon oder auf dem Hausdach wichtig
Was sind die rechtlichen Hürden bei der Installation einer privaten Solaranlage? Wie funktioniert eine Photovoltaik-Anlage, welche Bauteile sind für Ihre Situation sinnvoll? Ein Überblick für Interessierte
So eine Solaranlage ist eine feine Sache: Die Sonne scheint auf die Module, der angeschlossene Wechselrichter wandelt die dabei entstehende Gleichspannung in Wechselspannung um und speist die Energie ins Hausnetz ein. Jede erzeugte Kilowattstunde (kWh) muss man nicht vom Energieversorger kaufen. Bei durchschnittlichen Energiepreisen von etwa 30 bis 35 Cent pro kWh (ct/kWh) für private Haushalte macht sich das schnell in der Haushaltskasse bemerkbar.
Wird die mit Sonnenhilfe erzeugte Energie nicht selbst genutzt, fließt sie entweder in das Netz des Energieversorgers und wird mit knapp 8 ct/kWh honoriert oder aber sie lädt einen Akku, der idealerweise so groß ist, dass er die in der Nacht benötigte Energie bereitstellt. So kommt man zumindest in den Sommermonaten weitgehend mit eigenem Strom aus und zahlt nur noch die unumgängliche Grundgebühr an den Energieversorger. Wer bereits ein E-Auto besitzt, kann überschüssige Energie auch über eine mit dem Wechselrichter verbundene Wallbox in den Fahrzeugakku verfrachten.
Ganz so einfach und rosig ist die solare Eigenversorgung allerdings nicht, denn Planungs-, Bau- und Auslegungsfehler können schon mal zum teuren Desaster führen. Das sollte aber niemanden davon abhalten, zumindest zu prüfen, ob eine PV-Anlage möglicherweise eine lohnende Investition sein könnte, zumal der Einstieg etwa über ein sogenanntes Balkonkraftwerk (BKW) mit weniger als 500 Euro keine unüberwindliche finanzielle Hürde darstellt. Zu den Chancen und Tücken bei BKWs später mehr, zunächst empfiehlt sich etwas Sachkunde: Wie sehen die Komponenten einer PV-Anlage eigentlich aus und wie funktionieren sie? Was sollte man beim Kauf und beim Prüfen von Angeboten beachten?
Wer mit einer PV-Anlage liebäugelt, muss zunächst klären, ob die Wohnung oder das Haus überhaupt geeignete Flächen für solare Energiegewinnung bietet. Ideal sind unverschattete Bereiche mit Südausrichtung. Das kann ein Balkon, eine Wandfläche oder eben ein Dach sein. Wirtschaftlich kaum rentabel sind PV-Module an Flächen mit Nordausrichtung. Ost-/West-Dächer oder Balkone eignen sich hingegen durchaus für die Montage eines PV-Moduls – der Energieertrag ist dann zwar nicht so üppig wie bei einer klar nach Süden ausgerichteten Solaranlage, doch ein Ost-/West-Dach ist für die Optimierung des Eigenverbrauchs durchaus interessant, da es morgens und abends mehr Sonne abbekommt.
Ist eine geeignete Fläche vorhanden, muss geklärt werden, ob die Montage von PV-Modulen dort möglich und zulässig ist. In einem gemieteten Objekt muss der Vermieter nach aktueller Rechtslage sogar der Installation eines Balkonkraftwerks zustimmen, bei Eigentumswohnungen hat die Eigentümergemeinschaft ein Vetorecht. Es reicht hier oft ein unwilliger Stinkstiefel, um die solaren Träume zu blockieren. Gesetzesinitiativen, die Solaranlagen Vorrang von solchen Blockaden geben würden, sind zwar im Gespräch, doch wann und ob sie jemals in geltendes Recht münden, steht in den Sternen.
Selbst beim eigenen Haus kann man eine PV-Anlage nicht einfach so installieren (lassen): Der Denkmalschutz und regionale Bebauungsvorschriften können durchaus hinderlich sein. Je nach Bundesland kommen noch Abstandsregeln zu Nachbargebäuden hinzu, was vor allem in Reihenhaussiedlungen zu Problemen führen kann.
Sind die formalen und geografischen Gegebenheiten geklärt, bleibt bei Dachanlagen noch der Statik-Check: Ist der Dachstuhl tragfähig genug für die vorgesehenen PV-Module? Bei Flachdächern: Sind die Dacheindeckung und die Unterkonstruktion solide genug, damit sie die hier üblicherweise aufgeständerten Module nebst Ballast auch tragen? Und ganz wichtig bei allen Dachformen: In welchem Zustand ist die Dacheindeckung? Steht hier in den nächsten Jahren eine Sanierung an, sollte diese vorgezogen werden. Andernfalls muss die PV-Anlage wieder demontiert und neu aufgebaut werden. Das ist sehr teuer, denn ein wesentlicher Kostenfaktor ist bei PV-Anlagen die Arbeitszeit.
Ist am Aufstellungsort der PV-Module alles überprüft, gilt bei größeren Anlagen der nächste kritische Blick dem Zählerkasten. Damit eine PV-Anlage angeschlossen werden kann, muss die vorhandene Installation halbwegs modern sein und noch genug Platz für den Wurzelzähler (dazu später mehr), Leitungsschutzschalter (Sicherung) und einen Fehlerstromschutzschalter (FI, meist Typ B) bieten. Bei einer dreiphasig angeschlossenen Anlage sind dafür mindestens zehn freie Teilungseinheiten (TE) erforderlich. Wenn noch nicht vorhanden, muss auch noch ein Überspannungsschutz und ein selektiver Leitungsschutzschalter im Zählerkasten eingebaut oder erneuert werden. Welche Umbauten am Zählerkasten tatsächlich erforderlich sind, ermittelt der Elektriker in der Regel bei der Ortsbegehung.
Hier lauert dann auch schon die erste Falle, denn vor allem die bei Google so schnell gefundenen überregionalen PV-Anlagenanbieter erstellen Angebote oft ohne vorherige Ortsbesichtigung. Im Angebot steht dann mitunter „Anschlussarbeiten nach Aufwand“. So ein Angebot ist eigentlich gar keines, denn ein Zählerkastenumbau kann gern mal mit zwei bis dreitausend Euro zu Buche schlagen. Generell empfehlen wir, bei Anlagengrößen jenseits eines BKW nur Kauf- und Installationsverträge zu unterschreiben, die die Kosten fix und nicht nach Aufwand angeben. So eine Kalkulation ist seriös nur nach einer Ortsbegehung mit Check des Aufstellungsorts, des Zählerkastens und der Kabelwege möglich.
Angebote, die Positionen „nach Aufwand“ oder nicht näher spezifizierte Öffnungsklauseln bei „Mehraufwand“ enthalten, sind nicht zu empfehlen. Dennoch findet man solche Scheinangebote mit oft verblüffend niedrigen Preisen zuhauf. Das ist auch nicht weiter verwunderlich, denn viele Anbieter im Netz bauen die offerierten PV-Anlagen gar nicht selbst auf. Sie vermittelt nur den Auftrag an lokale Partner, und erhalten dafür eine Provision. Das ausführende Unternehmen ist dann der eigentliche Auftragnehmer, der die Gegebenheiten vor Ort erstmal in Augenschein nimmt und die Installation erledigt. Öffnungsklauseln im Angebot führen dann „wegen des erheblichen Mehraufwands“ gern mal zu deutlich höheren Kosten. Wer dann auch noch eine Anzahlung bei Auftragserteilung geleistet hat, tut sich schwer, wegen der gestiegenen Kosten noch vom Vertrag zurückzutreten.
Die bislang aufgeworfenen Fragen kann man zumeist grob vorab klären und den Anbieter bei der Ortsbesichtigung vor Angebotserstellung auf mögliche Besonderheiten hinweisen. So kommt man zu einem seriösen, weil realistischen Angebot. Um die offerierten Komponenten zu beurteilen, benötigt man etwas Sachkunde. Bei den PV-Modulen selbst ist das inzwischen recht einfach geworden: Angeboten werden zumeist nur noch Elemente, die aus monokristallinen Halbzellen aufgebaut sind.
Ältere PV-Module mit polykristallinen Solarzellen oder Vollzellen findet man eigentlich nur noch im Gebrauchtmarkt und auf so mancher Resterampe. Bei Neuanlagen sollte man solche Module nicht mehr verwenden, da diese nicht nur einen deutlich geringeren Wirkungsgrad (12-16 Prozent) als monokristalline Zellen (16-22 Prozent) aufweisen, sondern durch die Degradation während der Nutzung weniger Ertrag als im Neuzustand liefern.
PV-Module altern nämlich über die Zeit. Besonders in den ersten Nutzungstagen verlieren kristalline Solarzellen ein bis zwei Prozent ihres anfänglichen Wirkungsgrads. Das berücksichtigen die meisten Hersteller aber bereits bei dem im Datenblatt angegebenen Wirkungsgrad. Danach beträgt die Degradation bei modernen Zellen etwa 0,1 Prozent pro Jahr. Deshalb kann man bei aktuellen PV-Modulen von einer Lebensdauer von etwa 30 Jahren ausgehen.
Ältere Zellen verlieren pro Jahr vor allem durch Spannungsschwankungen und Umwelteinflüsse bis zu 0,5 Prozent ihres ursprünglichen Wirkungsgrads. Nach zehn Jahren hat ein älteres Modul also noch 95 Prozent seines anfänglichen Wirkungsgrads (15 → 14,25 Prozent). Das ist kein Grund, ältere Solarmodule gleich zu verschrotten: Als geprüfte und aufgearbeitete Module können sie durchaus noch ein zweites Leben auf Flächen haben, bei denen es nicht auf maximale Energieausbeute pro Quadratmeter ankommt.
Die Module mit dem höchsten Wirkungsgrad nutzen bifaziale Solarzellen. Hier erzeugt nicht nur das auf die Vorderseite fallendes Licht Energie, sondern auch das, dass die Zellenrückseite erreicht. Die Produktion einer bifazialen Zelle erfordert nur wenige zusätzliche Bearbeitungsschritte: Die Rückseite der Zellen wird poliert und durch Passivierung photoaktiv gemacht. Das geschieht, indem durch einen Plasmaprozess eine wasserstoffreiche Silizium-Nitrid-Schicht (SiN:H) auf der Solarzellenoberfläche aufgebracht wird.
Anschließend folgt ein thermischer Prozess, wodurch der Wasserstoff aus dieser Schicht in das Volumen der Solarzelle eindringen kann. Der Wasserstoff bindet dort sogenannte Rekombinationszentren und gleicht so beispielsweise Verunreinigungen aus. Die so bearbeitete Rückseite wird dann für die Kontaktierung geöffnet. All das lässt sich leicht in den etablierten Herstellungsprozess integrieren, weshalb heute oft bifaziale Module angeboten werden. Ihr Einsatz lohnt sich vor allem, wenn die Module tatsächlich Sonnenlicht auf die Rückseite abbekommen. Solarzäune, aber auch Carports und Dächer mit hellen Ziegeln bieten hier gute Voraussetzungen.
Der sogenannte bifaziale Zugewinn liegt ja nach Bauart und Ausstellungssituation zwischen fünf und 30 Prozent. Ein monofaziales Modul mit einem angenommenen Wirkungsgrad von 15 Prozent kann als bifaziales Modul also einen Wirkungsgrad zwischen 15,75 und 19,5 Prozent erreichen.
Einen ähnlichen Weg nutzen sogenannte PERC-Module (Passivated Emitter and Rear Cell). Sonnenlicht besteht aus einem weiten Spektrum aus Licht verschiedener Wellenlängen. Besonders die langwelligen roten Anteile durchdringen die Zelle, ohne dabei Elektronen freizusetzen. Um diesen Lichtanteil zu nutzen, besitzen PERC-Module an der Rückseite eine durch Passivierung erzeugte reflektierende Schicht, die das langwellige Licht erneut durch das Modul schickt. Das erhöht den Wirkungsgrad um etwa ein Prozent.
Zum höheren Wirkungsgrad moderner PV-Module trägt auch die Verwendung sogenannter Halbzellen (oft HC für „half cut“ abgekürzt) bei. Halbzellen sind im Prinzip nichts anderes als durchgeschnittene Standardzellen. Durch die Halbierung verringert sich der Strom, der durch die einzelne Zelle fließt und das verringert wiederum die dabei auftretende Verlustleistung (Pv = R x I2).
Typische PV-Module bestehen aus 60 Vollzellen, die aus drei Strings mit je 20 Zellen und je einer Bypassdiode verschaltet werden. Bei Halbzellenmodulen werden 120 Halbzellen auf sechs Strings und drei Bypassdioden verteilt. Das verbessert auch das Verhalten des Moduls bei Teilverschattung. Zudem entsteht durch die Halbzellen zusätzlicher Raum zwischen den Zellen. Das bewirkt mehr Reflexion innerhalb des Laminats und erhöht so die Ausbeute des Moduls. Dieser Effekt ist auch für die bessere Ausbeute bei diffuser Sonneneinstrahlung verantwortlich.
Ein typisches PV-Modul besteht aus einer dünnen Schicht (0,8-3,2 Millimeter) gehärtetem Solarglas, dem Laminat mit den kontaktierten und vergossenen Solarzellen und einer Rückseite. Günstige Module nutzen eine Plastikfolie als Rückseite (Glas-Folie), robustere Module verwenden auch rückseitig eine Glasscheibe (Glas-Glas). Die zusätzliche Glasscheibe auf der Rückseite schützt nicht nur, sondern stellt auch sicher, dass sich die Solarzellen in der Mitte bei Belastung gleichmäßig und spannungsfrei biegen. Das beugt nicht nur Zellenbrüchen besser vor, sondern erhöht auch die Schnee-, Wind- und Hagelfestigkeit. Dafür sind Glas-Glas-Module etwas teurer und deutlich schwerer als Glas-Folien-Module. Ein Aluminiumrahmen trägt und schützt die Konstruktion.
Für Sonderanwendungen wie Terrassenüberdachungen oder Carports werden gern rahmenlose Glas-Glas-Module genutzt. Diese sind teiltransparent, lassen also in den Lücken zwischen den eingebetteten Solarzellen noch Sonnenlicht durch. Die Transparenz schwankt hier zwischen 5 und 51 Prozent, je nachdem, wie viel Abstand der Hersteller zwischen den Solarzellen gelassen hat.
Die Leistung solcher Module ist naturgemäß geringer als bei klassischen Modulen, denn wo keine Solarzelle ist, kann schließlich auch kein Licht in elektrische Energie umgewandelt werden. Zudem nutzen aktuell alle Hersteller nur Vollzellenmodule. Rahmenlose Glas-Glas-Module sind deutlich teurer (ab 170 Euro für 245 Wp) und schwerer als PV-Module mit Rahmen. Es gibt sie mit Glasstärken zwischen hauchdünnen 5 (2-1-2) und robusten 9 Millimetern (4-1-4).
Die Sonderform unter den Sonderformen sind Isolierglas-Solarmodule. Sie ersetzen normale Isolierglas-Elemente und werden mitunter für Wintergärten, Glasfassaden und andere glasüberdachte Wohnbereiche eingesetzt. Der Spaß ist allerdings sündhaft teuer, dafür gibt es solche PV-Elemente aber auch in individuellen Maßen und Formen.
Neben den typischen auf dem Dach montierten PV-Modulen bieten einige Hersteller auch sogenannte In-Dach-PV-Module als Alternative zu Dachziegeln an. Das verspricht auf den ersten Blick geringere Kosten vor allem bei Neubauten; schließlich entfällt hier die klassische Dacheindeckung. Das Ganze hat aber einen entscheidenden Haken: Mangels Standardisierung kocht hier jeder Anbieter sein eigenes Süppchen. Geht also mal eines dieser integrierten Module kaputt, muss es gegen ein baugleiches Modell vom gleichen Hersteller ersetzt werden.
Ähnliches gilt auch für Solardachziegel: Auch hier gibt es bislang keinen einheitlichen Standard und als Kunde kann man nur hoffen, dass es im Falle eines Falles noch passende Ersatzziegel gibt. Zudem haben Solarziegel sehr viele elektrische Kontakte und jeder zusätzliche Kontakt ist auch immer eine potenzielle Fehlerquelle.
Vor dem Modulkauf sollte man sich die wichtigsten Kenngrößen der ins Auge gefassten Module genau ansehen:
Neben den PV-Modulen ist der Wechselrichter das zweite bestimmende Element einer Solaranlage. Bei Wechselrichtern unterscheidet man je nach Konstruktionsweise zwischen Mikrowechselrichtern, String-Wechselrichtern und Hybridwechselrichtern. Solaranlagen mit nur wenigen Modulen nutzen üblicherweise Mikrowechselrichter. Diese können ein bis sechs Module ansteuern. Das Besondere ist hier, dass jedes Moduls einzeln an den Wechselrichter angeschlossen wird. Ein sogenannter MPP-Tracker (Maximum Power Point) pro PV-Anschluss sucht hier für jedes Modul den optimalen Arbeitspunkt. Der MPP-Tracker passt dazu kontinuierlich die Last an und bestimmt so das ideale Strom- und Spannungsverhältnis.
Die meisten Mikrowechselrichter sind für Balkonkraftwerke vorgesehen. Sie steuern ein oder zwei PV-Module an und liefern nur dann Energie, wenn sie ans Netz angeschlossen sind und dort auch Spannung anliegt. Das ist vor allem für BKWs mit einfachem Schuko-Stecker elementar, damit die Kontakte bei gezogenem Stecker keine Spannung führen. Bei Stromausfall liefern sie deshalb auch keinen Notstrom.
Dafür sind Mikrowechselrichter einfach in der Handhabung. Hohe Gleichspannungen treten hier nicht auf. Damit so ein Mikrowechselrichter korrekt arbeitet, müssen die angeschlossenen Module passen. Das heißt, sie dürfen keine höhere Leerlaufspannung (UOP) liefern als die maximale Eingangsspannung des Wechselrichters. Gleiches gilt für die Maximalleistung des Moduls. Sie muss im Bereich der zulässigen Eingangsleistung (STC) liegen. Auch den maximalen Eingangsstrom des Wechselrichters darf das angeschlossene PV-Modul nie überschreiten.
Eine Sondervariante der Mikrowechselrichter sind sogenannte Modulwechselrichter. Sie steuern jeweils nur ein PV-Modul an, werden aber an der Netzspannungsseite parallelgeschaltet. Eine Zentrale steuert die einzelnen Wechselrichter und ermöglicht auch eine modulgenaue Ertragsüberwachung. Modulwechselrichter sind durchaus für den Aufbau größerer PV-Anlagen gedacht. Ihre Hersteller versprechen besonders bei wechselnder Verschattung einen besseren Gesamtertrag, weil jedes Modul stets im optimalen Arbeitspunkt betrieben wird.
Ohne (wechselnde) Verschattung haben Modulwechselrichter allerdings einen geringeren Gesamtwirkungsgrad als etwa die nachfolgend behandelten String-Wechselrichter. Zudem besteht eine PV-Anlage mit Modulwechselrichtern aus sehr vielen Einzelkomponenten und einer recht üppigen Verdrahtung. Das erhöht die Ausfallwahrscheinlichkeit, auch wenn ein Defekt an einem einzelnen Modul oder einem Modulwechselrichter hier nicht zum Ausfall der gesamten Anlage führt. Zudem sind größere PV-Anlagen mit Modulwechselrichtern in der Regel teurer als solche mit String-Wechselrichtern.
Werden einzelne Teile der PV-Anlage zeitweise beschattet, bieten sich als Alternative zu Modulwechselrichtern sogenannte Leistungsoptimierer an. Sie haben einen integrierten MPP-Tracker, steuern wie ein Modulwechselrichter ein einzelnes PV-Modul an und sorgen in der Theorie auch bei Teilverschattung für einen optimalen Arbeitspunkt. Ihr Ausgang liefert Gleichspannung und wird in den jeweiligen String eingebunden.
Lesen Sie auch, PV-Leistungsoptimierer: So produzieren Sie mehr Strom mit Ihrer Photovoltaikanlage.
Der Einsatz von Moduloptimierern ist aber in der Praxis oft nicht sinnvoll: Zum einen ist der Optimierer ein zusätzlicher Kostenfaktor und eine zusätzliche Fehlerquelle. Zum anderen sind moderne PV-Module mit Halbzellen mit ihren in sechs Bereiche und den integrierten Bypass-Dioden in viele Beschattungssituationen annähernd gleichwertig. Zudem raten viele Wechselrichterhersteller explizit von der Nutzung von Leistungsoptimierern ab.
An einen String-Wechselrichter werden nicht einzelne Module, sondern ein oder mehrere Strings, also in Reihe geschaltete PV-Module, angeschlossen. Pro String gibt es einen MPP-Tracker. Deshalb ist es wichtig, dass alle PV-Module im Strang die gleiche Ausrichtung haben, und idealerweise kein Modul verschattet wird. Hat man also ein Dach mit Ost-West-Ausrichtung, werden alle PV-Module auf dem Ost-Dach in einem String zusammengefasst. Die Module auf dem West-Dach bilden dann den zweiten Strang. Gibt es noch Dachteile mit weiterer Ausrichtung, muss man gegebenenfalls einen zusätzlichen Wechselrichter vorsehen.
Durch die Reihenschaltung der PV-Module entstehen am Wechselrichter mitunter Gleichspannungen von mehreren hundert Volt. Das erfordert besondere Vorsicht beim Anschluss der Module und des Strings an den Wechselrichter. Gleichspannungen jenseits von 120 Volt können schließlich zu einem potenziell tödlichen Stromfluss durch den menschlichen Körper führen. Auch beim String-Wechselrichter müssen die maximale Strangspannung, die Gesamtleistung und die übrigen elektrischen Parameter zur Modulanzahl und Modulaufteilung passen. Die Montage einer Dachanlage mit String-Wechselrichter ist deshalb eher nichts für fachfremdes Personal.
Ein Hybridwechselrichter ist im Prinzip ein String-Wechselrichter mit zusätzlichem Gleichspannungsein- und -ausgang, der mit einem Akku verbunden werden kann. Überschüssige, nicht direkt von der Hausinstallation genutzte Energie speichert der Hybridwechselrichter im angeschlossenen Akku; liefern die PV-Module hingegen nicht mehr die benötigte Energie, zapft der Hybridwechselrichter den Akku an, bis dieser leer ist. Erst dann holt sich das System Energie aus dem Netz des Versorgers. Sind die Komponenten richtig ausgelegt, muss man zumindest in der sonnigen Jahreshälfte keinen teuren Strom einkaufen.
Manche Hybridwechselrichter bieten bei angeschlossenem Akku auch noch eine Notstromversorgung an. Je nach Bauform steht der Notstrom nach einem Netzausfall an einem speziellen Ausgang oder aber auch im gesamten Haus zur Verfügung. Anders als bei einer USV wird die Spannungsversorgung nicht kontinuierlich sichergestellt. Schließlich muss der Wechselrichter bei einem Netzausfall zunächst das Netz von der Hauselektrik trennen, bevor er das Gebäude mit der aus dem Akku und der noch von den PV-Modulen gelieferten Energie versorgt. Ohne Netztrennung würde man die gesamte Straße mit Energie versorgen. Das ist zum einen gefährlich, denn ein Netzausfall oder eine Netzabschaltung hat in der Regel einen Grund. Zum anderen wäre jeder noch so große Akku ratzfatz leer, wenn alle Nachbarn Energie abzapfen.
Ähnlich wie beim Netzausfall verhält sich der Wechselrichter auch bei der Wiederkehr des Netzes: Der Wechselrichter unterbricht zunächst die Hausversorgung via Akku bzw. PV-Modulen und stellt danach wieder eine Verbindung zum Netz des Energieversorgers her. In beiden Fällen gibt es deshalb eine kurze Unterbrechung der Energieversorgung. Für Server und andere kritische Elemente muss deshalb immer noch eine USV her.
Wer sich die Leistungskurven einer PV-Anlage mit Akku genauer ansieht, wird immer mal wieder bemerken, dass Energie ins Netz eingespeist wird, obwohl der Akku noch gar nicht voll ist. Das liegt daran, dass jedes Akkusystem und jeder Wechselrichter eine maximale Ladeleistung hat. Diese liegt je nach System meist zwischen zwei und sechs Kilowatt und damit deutlich unterhalb der üblicherweise aus dem Wechselrichter-Akku-Gespann beziehbaren Ausgangsleistung.
Hybridwechselrichter gibt es auch mit integriertem Akku. Das macht das System sehr kompakt, schränkt aber die Erweiterbarkeit des Akkus mitunter ein. Wer mit so einer Lösung liebäugelt, sollte viel Sorgfalt bei der Wahl der Akkukapazität walten lassen. Zwar gibt es für einige dieser integrierten Lösungen Akku-Erweiterungssysteme, doch häufig ist eine Akku-Erweiterung nur innerhalb des ersten Betriebsjahres und ausschließlich über den Hersteller möglich. Das liegt an der unvermeidlichen Alterung der Akkuzellen: Mischt man alte und neue Zellen, kommt das Batteriemanagementsystem möglicherweise ins Trudeln.
Jeder größere Wechselrichter arbeitet mit einem sogenannten Wurzelzähler. Er sitzt zwischen dem Zähler des Energielieferanten und dem Hausanschluss. Über diesen Zwischenzähler erfährt der Wechselrichter, wie viel Energie aktuell vom Haus umgesetzt wird und wie viel Energie zurück ins Netz des Versorgers fließt. So kann beispielsweise ein Hybridwechselrichter entscheiden, ob der angeschlossene Akku lädt oder Energie abgeben soll. Schließlich will man den Akku nur mit Solarstrom und nicht mit teurem Netzstrom befüllen.
Der Wurzelzähler ist oft ein eigenständiges Gerät, das meist via Modbus (RS485 oder Modbus TCP) angesprochen wird. Einige Hybridwechselrichter integrieren den Wurzelzähler aber auch. Das macht den Anschluss ans Hausnetz etwas komplizierter, weil dann zwei dicke Leitungen (5 × 16 mm2) vom Zählerkasten zum Wechselrichter geführt werden müssen.
Speichersysteme für PV-Anlagen arbeiten zumeist als sogenannte gleichspannungsgekoppelte Systeme (DC-gekoppelt). Der Akku wird direkt vom Hybridwechselrichter angesteuert und in der Regel ausschließlich über die von den Solarmodulen gelieferte Gleichspannung geladen. Das macht die Anlage nicht nur kompakt, sondern ermöglicht auch eine vergleichsweise unkomplizierte Steuerung.
Zum Nachrüsten setzt man hingegen oft wechselspannungsgekoppelte Speichersysteme (AC-gekoppelt) mit zwei getrennten Wechselrichter ein: einer für die eigentliche PV-Anlage, einer zur Ansteuerung des Akkus. Der Akku wird in so einem System aus dem Hausnetz (Wechselspannung) geladen. Damit das immer nur dann passiert, wenn überschüssiger Solarstrom zur Verfügung steht, muss der zweite Wechselrichter entweder direkt mit dem Wechselrichter der PV-Anlage kommunizieren oder über einen eigenen, zusätzlichen Wurzelzähler verfügen.
Moderne PV-Akkus nutzen in der Regel Lithium-Eisenphosphat-Zellen (LiFePO4, ca. 10 kg/kWh). Diese haben zwar eine geringere Energiedichte als etwa Lithium-Nickel-Mangan-Kobalt- (Li-NMC, 6-7 kg/kWh) oder Lithium-Nickel-Kobalt-Aluminiumoxid-Zellen (Li-NCA). Dafür sind sie in der Anschaffung günstiger und im Betrieb sicherer. Zudem spielen das höhere Gewicht und Volumen beim stationären Einsatz keine so große Rolle wie etwa in Elektrofahrzeugen. Aktuelle LiFePO4-Akkus halten bei entsprechend optimiertem Batteriemanagementsystem 15 bis 20 Jahre, die energiedichteren Li-NMC- oder Li-NCA-Akkus altern hingegen deutlich schneller.
Bei PV-Speichersystemen unterscheidet man zwischen Hochvolt- und Niedervoltakkus. Hochvoltsysteme arbeiten mit Gleichspannungen zwischen 100 und 500 Volt. Sie eignen sich gut für leistungsstarke PV-Akkus. Niedervoltsysteme mit typischerweise mit 48 Volt Spannung findet man hingegen häufiger in kleinen Anlagen oder bei Insellösungen, also PV-Anlagen ohne Netzanschluss. Welcher Speichertyp benötigt wird, bestimmt der Wechselrichter.
PV-Anlagen mit einer Maximalleistung jenseits von 600 Watt (Stand zum Redaktionsschluss, steigt nach Verabschiedung des Solarpakets I auf 800 Watt) müssen von einer Fachfirma installiert und aktuell sowohl im Markenstammregister als auch beim Netzbetreiber angemeldet werden. Während die Registrierung im Markenstammregister weitgehend standardisiert ist und in Eigenregie erledigt werden kann, wird die Anmeldung beim Netzbetreiber gern mal zum nervenaufreibenden Marathon.
Jeder Netzbetreiber kocht da nach wie vor sein eigenes Süppchen und wartet schon mal mit überraschenden Zusatzforderungen auf, wie etwa der Installation eines sogenannten APZ-Feldes im Zählerschrank für später zu installierende intelligente Stromzähler. Die Anmeldung muss stets durch einen beim Netzbetreiber registrierten Fachbetrieb erfolgen. Zudem darf die PV-Anlage erst in Betrieb genommen werden, wenn der Energieversorger sein OK gibt. Das kann sich durch den allfälligen Zählertausch – es wird ein Zweirichtungszähler benötigt – schon mal über Monate hinziehen.
Etwas einfacher ist die Lage bei kleinen PV-Anlagen mit maximal 600 Watt (später 800 Watt) maximaler Wechselrichterleistung. Diese sogenannten Balkonkraftwerke (BKW) darf jeder selbst aufbauen. Sie müssen, wie die großen Anlagen, momentan noch im Markenstammregister und beim Netzbetreiber angemeldet werden. Auch ihr Betrieb ist im Moment erst zulässig, wenn der Zähler getauscht und das Go vom Netzbetreiber da ist. Zudem fordern manche nach wie vor die Installation einer sogenannten Wieland-Steckdose.
Mit dem sogenannten Solarpaket I werden viele der genannten Hürden beseitigt und damit der Ausbau privater PV-Anlagen gefördert. Das am 16. August 2023 vom Kabinett beschlossene Paket hat es lange nicht über die erste Lesung im Bundestag (19. Oktober 2023) hinausgeschafft. Erst blockierten die Folgen des Bundesverfassungsgerichtsurteils (15. November 2023) zur Verwendung der nicht abgerufenen Kreditmittel aus dem Corona-Topf die Umsetzung, dann gab es Streit um den von der deutschen Solarwirtschaft geforderten Resilienzbonus.
Seither gab es von vielen Seiten Einwände und Zusatzforderungen. Nun scheint das Gesetzespaket aber auf der Zielgeraden angekommen zu sein. Nötig war dazu anscheinend ein peinlicher Kuhhandel: Die Sektorbetrachtung im existierenden Klimaschutzgesetz entfällt zugunsten einer Summenbildung bei den CO2-Einsparungen. Der Verkehrsminister kann also weiterhin untätig bleiben, weil andere Bereiche ihre Einsparungsziele übererfüllen. Dafür wird das Solarpaket I nun endlich zur zweiten und dritten Lesung in den Bundestag gebracht. Wann sich dafür ein Termin im Sitzungskalender findet, stand zum Redaktionsschluss noch nicht fest.
Trotz Solarpaket I wird es wohl keine übergreifende staatliche Förderung privater PV-Anlagen mehr geben. Wer die Anschaffung einer größeren Anlage (mehr als 800 Watt) plant, sollte sich aber vor Vertragsabschluss umhören, ob es nicht doch regionale Fördertöpfe gibt, die man anzapfen kann. Manche Kommunen und auch einige Stadtwerke geben nach wie vor Zuschüsse, wenn man das eigene Dach mit PV-Modulen belegt.
Das Solarpaket I bringt vor allem für Privatleute erhebliche Vereinfachungen mit sich. So wird die Meldepflicht für Balkonkraftwerke beim Netzbetreiber abgeschafft und die Menge der im Markenstammregister anzugebenden Daten drastisch reduziert. Gleichzeitig steigt die zulässige Wechselrichterleistung bei BKWs von derzeit 600 Watt auf 800 Watt. Auch nimmt der Gesetzgeber den Energieversorgern die Möglichkeit, die Inbetriebnahme eines BKW durch einen verzögerten Zählerwechsel zu blockieren.
Übergangsweise sollen jetzt auch rückwärts laufende Zähler geduldet werden. Es ist dann am Netzbetreiber, für einen zügigen Zählerwechsel zu sorgen. Auch das leidige Thema „Wieland-Stecker“ adressiert das Solarpaket. Allerdings ist das keine gesetzgeberische, sondern vielmehr eine eher technische Frage. Das soll in einer überarbeiteten Norm durch den VDE geregelt werden.
Für größere PV-Anlagen mit einer Maximalleistung von bis zu 30 kWp soll künftig das vereinfachte Netzanschlussverfahren Anwendung finden. Bislang gilt das nur für kleine Anlagen mit bis zu 10,8 kWp. Auch die technischen Anforderungen an kleinere Anlagen bis zu 25 kWp sollen sinken. So ist keine Pflicht mehr zur Installation von Steuerungselementen zur Anlagenabschaltung durch den Netzbetreiber vorgesehen. Das soll die optionale Direktvermarktung des erzeugten Stroms vereinfachen. Die konkrete technische Umsetzung einer Steuerungsoption soll vielmehr in bilateralen Verträgen zwischen dem privaten Erzeuger und dem Direktvermarkter geregelt werden. Auch das Repowering von Dachanlagen, also der Austausch älterer PV-Module gegen leistungsfähigere, soll vereinfacht werden.
Die Einführung der „Gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung“ soll eine unbürokratische Lieferung von PV-Strom innerhalb eines Gebäudes ermöglichen. Die Weitergabe von PV-Strom soll von weitergehenden Lieferantenpflichten wie etwa der Pflicht zur Reststromlieferung befreit werden. Damit sind Modelle möglich, bei denen private und gewerbliche Mieter und Eigentümer innerhalb eines Gebäudes erst einmal mit dem auf dem Gebäude erzeugten PV-Strom versorgt werden und jeder Mieter den verbleibenden Energiebedarf von einem anderen Lieferanten beziehen kann.
Auch beim klassischen Mieterstrom-Modell gibt es Erleichterungen: Mieterstrom darf künftig auch auf gewerblichen Gebäuden und Nebenanlagen erzeugt werden, solange der Stromverbrauch ohne Netzdurchleitung erfolgt. Zudem dürfen mehrere PV-Anlagen zu einer zusammengefasst werden, was den aktuell unverhältnismäßig hohen technischen Aufwand bei der Energieerzeugung, Verteilung und vor allem der Abrechnung reduziert.
Daneben bietet das Solarpaket I noch viele weitere Erleichterungen für gewerbliche PV-Anlagen. Beispielsweise soll die Pflicht zur Direktvermarktung bei Anlagen mit mehr als 100 kWp entfallen. Überschussmengen können künftig an den Netzbetreiber weitergegeben werden, wenngleich ohne Vergütung für die eingespeiste Energie. Das ist vor allem für Anlagen mit hohem Eigenverbrauch interessant. Zudem soll die aufwendige Anlagenzertifizierung künftig erst ab einer Einspeiseleistung von 270 kW beziehungsweise einer installierten Leistung von mehr als 500 kWp erforderlich sein. Weitere Regulierungen sollen den Ausbau von Freiflächenanlagen fördern.
Dieser Artikel erschien zuerst bei Heise-Online in Hannover.
