Solarenergie im Kanton Luzern, in der Schweiz und weltweit

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1 Umwelt und Energie (uwe) Solarenergie im Kanton Luzern, in der Schweiz und weltweit Erkenntnisse und Einbettung des Schlussberichtes Solarpotentialkataster Kanton Luzern Energiefachstelle Kanton Luzern Cyrill Studer Korevaar, April 2014 Stand 8. April 2014

2 - 2 - Inhalt 1 Solarenergie im Gesamtenergiesystem 3 2 Aktuelle Energiebilanz des Kanton Luzern 3 3 Das Solarpotential im Kanton Luzern 4 4 Der globale und nationale Stand der Solarenergie Globale PV-Entwicklung Nationale PV-Entwicklung 9 5 Erfolgsfaktoren der Solarenergie Bisherige Erfolgsfaktoren Vergütungen in der Schweiz Zukünftige Fassadenmodule Speicherung und Netz als kritische Grössen 11 Anhang 13 1 Solarpotentialkataster Berechnungsgrundlagen 13 2 Schlussbericht Solarpotentialkataster (inkl. Datengrundlagen und Methodik) 14 Quellenangaben Titelbilder Affentranger Bau AG, Altbüron (oberes Bild) Betagtenzentrum Eichhof ewl (unteres Bild)

3 - 3-1 Solarenergie im Gesamtenergiesystem Praktisch alle nutzbaren Energiequellen gehen auf die Sonne zurück: Die beschränkt verfügbaren fossilen Energieträger Öl, Gas und Kohle waren ursprünglich pflanzliche und tierische Biomasse, welche vor Jahrmillionen durch Photosynthese entstanden. Dabei wurden der Atmosphäre grosse Mengen CO 2 entzogen. Dies ging mit einer enormen Abkühlung einher, welche die Grundlage für die heutige Biodiversität bildete. Durch das Verbrennen fossiler Lagerstätten gelangt dieses CO 2 erneut in die Atmosphäre und heizt die Erdatmosphäre nachweislich wieder auf. Aber auch bei den meisten erneuerbaren Energien wie der Wasserkraft und der Windenergie ist die Sonne als Wettermacherin der eigentliche Motor. Am direktesten und effizientesten kann die Sonne zur Warmwassergewinnung (Thermische Solaranlage) und zur Elektrizitätsgewinnung (Photovoltaische Anlage - PV) genutzt werden. Solarwärme- oder Thermischen Anlagen nutzen die Sonneneinstrahlung für die Brauchwarmwassererwärmung und die Heizungsunterstützung genutzt. Dabei wird eine Trägerflüssigkeit erhitzt, welche die Wärme an einen thermischen Speicher abgibt (Boiler, Heizungsspeicher). In der Regel werden Flachkollektoren oder Röhrenkollektoren verwendet. Der Gesamtanlagenwirkungsgrad beträgt etwa 45 Prozent. Solarstrom- oder Photovoltaischen Anlagen (PV) wandeln die Sonnenenergie direkt in Gleichstrom um, welcher mit einem Wechselrichter in netzkonformen Wechselstrom umgewandelt wird. Die gewonnene Elektrizität kann unmittelbar im Gebäude genutzt werden (Eigenverbrauch) oder ins öffentliche Netz eingespiesen werden. Der Gesamtanlagenwirkungsgrad beträgt etwa 12 Prozent. Der weltweite Energieverbrauch wird heute deutlich von nichterneurbaren Energieträgern dominiert. Sie machen im Kanton Luzern etwa 90 Prozent aus. Somit ist unsere Energieversorgung grösstenteils auf Energieimporte angewiesen. Die Phase der nichterneurbaren Energien wird angesichts der langen Menschheitsgeschichte bloss ein kurzes Zwischenspiel bleiben. Spätestens in wenigen Generationen werden die nicht erneuerbaren Ressourcen erschöpft sein und die Menschheit muss den globalen Umbau hin zu Energieeffizienz und erneurbaren Energien abgeschlossen haben. 2 Aktuelle Energiebilanz des Kanton Luzern Die Eruierung kantonaler Energiekennzahlen ist komplex. Die aktuellste Zusammenstellung stammt von Moritz Kulawik, welcher im Jahre 2013 im Auftrag der Dienststelle Umwelt und Energie (uwe) seiner Masterthesis Umsetzung der 2000-Watt-Gesellschaft im Kanton Luzern kantonale Energiekennzahlen zusammentrug. Diese Energiebilanz des Kantons Luzern für das Jahr 2010 basiert auf Daten der Energieversorgungsunternehmen. Fehlende Verbrauchsdaten wurden durch Hochrechnungen des uwe ergänzt. Die Produktionsdaten für Solarthermie und Photovoltaik wurden hier nun auf das Jahr 2013 hin nachgeführt (siehe Abbildung 1). Der Gesamtverbrauch betrug im Jahre 2010 ca GWh, wovon 90 Prozent der verbrauchten Energie in den Kanton importiert wurde, vorwiegend fossile Energieträger und Kernbrennstoffe. Bei den erneuerbaren Energien hatte Strom aus Wasserkraft den grössten Anteil (7 Prozent des Gesamtenergieverbrauchs oder 815 GWh), welcher überwiegend in den Gebirgskantonen produziert wurde. Absolut war die Holzenergie vor allem als Wärmelieferant der grösste lokale Energieproduzent (605 GWh). Die Solarenergie trug mit der Solarwärme (14 GWh) und mit der PV-Elektrizität (36 GWh) zu ca. 0.4 Prozent der Endenergienutzung bei. 1 Prozent des Gesamt-Elektrizitätsverbrauches (3440 GWh) wurde mit PV-Anlagen gedeckt, was in etwa dem aktuellen gesamtschweizerischen Durchschnitt entspricht. Zurzeit (April 2014) kann von mindestens folgenden installierten Anlagen im Kanton Luzern ausgegangen werden:

4 - 4 - Ca solarthermische Anlagen mit einem Gesamtaperturfläche von m 2 produzieren jährlich geschätzte 14.4 GWh Wärme PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von kw produzieren jährlich geschätzte 35.7 GWh Elektrizität 2. Abbildung 1: Der Energieverbrauch im Kanton Luzern ist deutlich durch den Import fossiler Brennstoffe und Kernenergie geprägt. Etwa 15 Prozent der Energie stammen aus erneuerbaren Energieträgern, wovon etwa die Hälfte im Kanton selber produziert wird. 3 Das Solarpotential im Kanton Luzern Auf die Fläche des Kantons Luzern strahlen pro Jahr rund TWh Sonnenenergie ein, dies entspricht dem 135-fachen des jährlichen Gesamtenergieverbrauches. 3 Der aktuelle Solarpotentialkataster Kanton Luzern 4 basiert auf dem kantonalen Gebäudebestand im Frühjahr/ Sommer 2012 (ca ) und beziffert den sinnvoll möglichen Strom- und Wärmeertrag. Dabei wurden bei 325'660 Dachflächen mit einer Gesamtfläche von 24.2 km 2 aufgrund der spezifischen Ausrichtung, Neigung, Fläche und Einstrahlung inklusive Verschattungen das jeweilige PV- und Solarthermie-Potential errechnet. Gut 40 Prozent dieser Fläche eignet sich für die wirtschaftliche PV- Nutzung. 1 Die solarthermischen Anlagen umfassen diejenigen, welche im Rahmen des kantonalen Förderprogrammes seit dem 1. April 2007 gefördert wurden (entsprechend sind bspw. diejenigen auf Neubauten nicht erfasst). Für die Berechnung des Gesamtertrages aus solarthermischen Anlagen wurde davon ausgegangen, dass 80% aller Anlagen auf dem Kantonsgebiet einen Förderbeitrag erhalten haben und der mittlere Flächenertrag im Kanton Luzern 460 kwh/m2 beträgt (Quelle: Realerträge von Sonnenkollektoren in der Stadt Zürich. Departement der Industriellen Betriebe der Stadt Zürich 2011). 2 Die Photovoltaik-Anlagen umfassen diejenigen Anlagen, welche an das öffentliche Netz angeschlossen sind (Angaben der jeweiligen Elektrizitätswerke). Zur Berechnung des Gesamtertrages aus Photovoltaik-Anlagen wurde ein mittlerer Wirkungsgrad von 1000 kwh/kwp Nennleistung zugrunde gelegt (Quelle: EKZ Langzeitstudie; erschienen im Faktor Minergie-A, 2011) km 2 Gesamtfläche; 1'493'000'000m 2 * kwh/m 2 /a 4 Siehe Anhang: Meteotest (2013): Solarpotentialkataster Kanton Luzern. Schlussbericht. Bern.

5 - 5 - Abbildung 2: Etwa vier von zehn Quadrametern Dachfläche im Kanton Luzern eignen sich für die solare Nutzung. Das Verhältnis Schräg- zu Flachdächern steht dabei im Verhältnis drei zu eins. Das wirtschaftliche Potential ergibt sich aus folgenden Überlegungen: Die Gesamteinstrahlung sämtlicher verfügbarer Dachflächen entspricht der Energiemenge von GWh/ Jahr. Bei einem durchschnittlichen Gesamtwirkungsgrad einer Photovoltaikanlage von 12 Prozent 5 kann von einem theoretischen Potential von 2'804 GWh/ Jahr ausgegangen werden. Das technische Potential beläuft sich auf 1'906 GWh/ Jahr. Dieser Wert berücksichtigt technische Einschränkungen wie Abstände zwischen den Modulreihen (Flachdächer), ungenügende Dachstatik, Dachaufbauten, Aussparungen rund um Kamine, Dachfenster etc. Dies führt zu einer mittleren Flächenausnutzung von 50 Prozent bei Flachdächern und 75 Prozent bei Schrägdächern. Werden nur Dachflächen ab einer mittleren jährlichen Einstrahlung grösser als 950 kwh/m 2 berücksichtigt (Eignungsklasse gut und sehr gut) ergibt sich ein wirtschaftliches Potenzial von 1259 GWh/ Jahr. Dies entspricht einer wirtschaftlich geeigneten Fläche von 14.6 km 2. Geht man davon aus, dass sich 5 Prozent wirtschaftlich geeigneten Flächen auf Schutzobjekten befinden, reduziert sich diese Fläche um etwa 0.77 km 2. Bezieht man das vom Branchenverband Swissolar verfolgte Ziel von 2 m 2 solarthermischer Fläche bis 2035 pro Einwohner 6 mit ein, reduziert sich die verfügbare Fläche nochmals um denselben Wert. Daraus ergibt sich das wirtschaftlich sinnvoll nutzbare PV-Potential von 1'129 GWh Elektrizität pro Jahr und zusätzlich 236 GWh im Jahr in Form von Warmwasser- und/ oder Raumwärme 7 (Total GWh). 5 Basierend auf einem Modulwirkungsgrad von 15 Prozent und einem Anlagenwirkungsgrad von 80%, analog dem Solarkataster des Kanton Basel-Stadt 6 Medienmitteilung Swissolar vom 25. Januar chweiz_2012.pdf 7 Gemäss Anlagengesamtwirkungsgrad von 45 Prozent, analog dem Solarkataster des Kanton Basel-Stadt

6 - 6 - Abbildung 3: Bei einer weitgehenden Nutzung der wirtschaftlichen Dachflächen zugunsten der Stromproduktion ergibt sich ein Gesamtenergienutzungspotential von GWh. Im Gesamtenergiekontext des Kantons Luzern präsentiert sich das nachgewiesene Potential wie folgt: Abbildung 4: Die Solarenergie kann auf den wirtschaftlichen Dachflächen zu GWh bei einem aktuellen Gesamtverbrauch (2010) von GWh beitragen. Hier sind zum Vergleich noch die jährlichen Verbrauchszahlen der wichtigsten Sektoren abgebildet (Treibstoffe, Elektrizität, Wärmebedarf).

7 - 7 - Im Jahre 2010 betrug der Gesamtenergieverbrauch im Kanton Luzern ca. 12'000 GWh. Davon wurden ca GWh für die Mobilität, ca. 3'440 GWh in Form von Elektrizität und 5'270 GWh zugunsten von Wärme eingesetzt. Gemäss dem Solarpotentialkataster lassen sich also mit 1'365 GWh pro Jahr etwa 11% des derzeitigen Gesamtenergieverbrauches abdecken. PV-Strom kann dabei zu 33% des aktuellen Elektrizitätsverbrauches beitragen, dies entspricht etwa der Hälfte der momentanen, im Kanton konsmierten Strommenge aus Kernkraftwerken (2'276 GWh/a). Die Solarthermie kann bei der vorliegenden Dachaufteilung zu 4.5% des aktuellen Gesamtwärmeverbrauchs beitragen. Folgende Erkenntnisse und lassen sich aus den Zahlen ziehen: Der Kanton Luzern weist aufgrund seiner ausgeprägten Grossindustrie einen überdurchschnittlichen Elektrizitätskonsum aus. Entsprechend reduziert sich der Anteil am Gesamtelektrizitätsbedarf, welcher durch PV-Anlagen produziert werden kann. Der Solarthermieanteil kann bei einem konsequent sanierten Gebäudepark um ein Mehrfaches höher liegen, weil damit eine massive Senkung des Wärmebedarfs verbunden ist. Auch ist die vom Branchenverband swissolar angestrebte und hier verwendete solarthermische Fläche von 2 m 2 pro Einwohner bis 2035 nicht als Maximalfläche zu verstehen. Ein zusätzlicher Ausbau zugunsten der solarthermischen Fläche ginge auf Kosten der PV-Fläche. Das Solarpotentialkataster eruiert das Solarpotential von Dachflächen. Nicht abgebildet sind sämtliche senkrechten Flächen wie Hausfassaden oder Lärmschutzwände, welche ein Mehrfaches der Dachflächen ausmachen dürften. Selbst wenn auf diesen Flächen der Energiegewinn in der Regel reduziert ist, ist vor allem im Neubau mit vermehrten Fassadenanlagen zu rechnen: Dies dank erwarteten, weiteren Kostensenkungen, aber auch dank zukünftigen, architektonisch ansprechenderen Möglichkeiten (Formen-, Farben- und Materialvielfalt). Solaranlagen dürften bereits in naher Zukunft als der Teil der Gebäudehülle wahrgenommen werden, welcher die Investitionskosten mittelfristig wieder einspielt, indem er Elektrizität oder Wärme produziert. Selbst wenn das hier skizzierte, wirtschaftlich sinnvoll nutzbare Solarpotential konsequent zugebaut wird, zeigen die Gesamternergiezahlen, dass die Energiewende ohne weitgehende Effizienzmassnahmen einen schwierigen Stand haben dürfte. 4 Der globale und nationale Stand der Solarenergie 4.1 Globale PV-Entwicklung Globale PV-Zahlen werden alljährlich durch das IEA-PVPS erhoben (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme) 8. Die 2013-Zahlen zeigen einen exponentiellen weltweiten Zubau in den letzten Jahren und erreichten Ende 2013 ca. 134 GWp installierte Leistung mit einer jährlichen Produktion von ca. 160 TWh (entspricht 0.85 Prozent des weltweiten Strombedarfs). 9 Nach marginalen Zubauraten bis im Jahre 2007 sind diese ab 2008 massiv in die Höhe geschossen. Dies ist sowohl auf kostengünstigere Anlagen wie auch auf die Subventionierung in zahlreichen Ländern zurückzuführen MWp steht für Megawatt-Peak. Damit wird die maximale Leistung unter optimalen Bedingungen bezeichnet, also bei direkter Sonneneinstrahlung.

8 - 8 - Quelle: Report IEA-PVPS T1-24: Abbildung 5: Die global installierte PV-Kapazität hat im Jahre 2013 die 100 GWp (Gigawatt-Peak) deutlich geknackt. Auffallend ist das starke Wachstum in den asiatischen Ländern. PV-Anlagen haben den Nachteil, dass er tageszeit- und wetterabhängig Strom produziert. Die installierte Leistung führt dadurch zu deutlich tieferen Produktionserträgen als beispielsweise bei Laufwasser- oder Kernkraftwerken, welche annährend rund um die Uhr produzieren können. Inzwischen stellen aber immerhin drei Länder mehr als fünf Prozent ihres Gesamtelektrizitätsbedarfes mit eigenen PV-Anlagen her. Quelle: Report IEA-PVPS T1-24:2014 Abbildung 6: Das südliche Italien produziert beinahe 8 Prozent seines Elektrizitätsbedarfes mit der Sonne. Aber auch das nördliche, stark industrialisierte Deutschland kommt inzwischen auf etwas über 6 Prozent _ _-_final_3.pdf

9 Nationale PV-Entwicklung Die Schweiz hat es im letzten Jahr zum ersten Mal als einer von 15 Staaten in den Club der 1%- Länder geschafft. Dafür verantwortlich ist ein massiver Zubau seit 2009, bei der die installierten Flächen jährlich um über 2/3 zugelegt haben und mittlerweile auf 4,5 Quadratkilometern installierter PV- Fläche Strom für über 200'000 Haushalte liefern. Die jährliche Stromproduktion der PV- Anlagen beträgt bei einer installierten Leistung von 0,74 GWp mittlerweile 0,6 TWh. Davon steuern Anlagen im Kanton Luzern 0,036 TWh bei. 11 Zum Vergleich: Der Schweizer Gesamtstromverbrauch betrug im Jahre 2012 knapp 59 TWh. Davon stammten 24,3 TWh von den fünf Schweizer Kernkraftwerken Erfolgsfaktoren der Solarenergie 5.1 Bisherige Erfolgsfaktoren Die Sonne spielt bei der Energiewende eine Schlüsselrolle. Die Energiequelle steht gratis zur Verfügung und die Kosten der Produktionsanlagen sinken laufend. Die Technik ist etabliert, zuverlässig und auch dank Fördergeldern - wirtschaftlich. Als nächstes konzentriert sich die Wissenschaft auf zusätzliche und kostengünstige Stromspeichertechnologien, welche den Energieumbau nochmals einen kräftigen Schub verleihen dürften. Konkret ist der massive regionale wie weltweite Zubau der letzten Jahre vor allem auf folgende Faktoren zurückzuführen: Die Technik ist erprobt und funktioniert. Insbesondere überzeugt die PV-Technik auch bezüglich den Zeitfenstern Bau, Nutzungsdauer und Rückbau: Quelle: ruggero@schleicher-tappeser.eu, anlässlich der PV-Tagung 2013 in Basel Abbildung 7: PV-Anlagen haben im Vergleich zu anderen Energiequellen ein sehr gutes Nutzungsdauer Lebenszyklus-Verhältnis. Die Installation ist einfach und schnell, Module liefern während mindestens 25 Jahren Strom und sind wenig störungsanfällig. Eine Solaranlage liefert in ihrer Lebenszeit mindestens zehnmal mehr Energie, als für ihre Herstellung und Entsorgung benötigt wird. Die Materialien lassen sich zugunsten neuer Produkte oder anderer Materialien wiederverwerten. Ein entsprechendes Recyclingsystem wird zurzeit durch die Branche europaweit aufgebaut Swissolar: Faktenblatt Strom von der Sonne en-faktenblatt_pv_ch_d.pdf 12 Schweizerischer Gesamtenergiestatistik Medienmitteilung swissolar und SENS erecycling Swissolar_d.pdf

10 Eine Verknappung der Ausgangsstoffe ist bei den klassischen (waferbasierten) Modulen wenig wahrscheinlich: Sie bestehen vor allem aus Silizium, welches einen 26 Prozent- Masseanteil an der Erdhülle hat. Ausserdem werden kleine Mengen Aluminium und Silber benötigt. Bei letzterem ist die Verfügbarkeit am kritischsten, sollte aber mittelfristig über Kupfer substituiert werden können. Bei den deutlich weniger eingesetzten Dünnschicht-Modulen sieht die Verfügbarkeit je nach Technik und den jeweiligen Ausgangsstoffen unterschiedlich aus. Bei solchen auf Silicium-Basis sind ebenfalls keine Engpässe zu befürchten. 14 Dank enormen Preiszerfallen und gleichzeitiger Förderung werden diese kleinen Volkskraftwerke rege nachgefragt. Abbildung 8: Ein Preiszerfall von beinahe 70 Prozent innerhalb von acht Jahern hat die PV- Branche angekurbelt. 5.2 Vergütungen in der Schweiz Parallel zum Preiszerfall sanken in der Schweiz die Vergütungen durch die kostendeckende Einspeisevergütung. Aktuell (April 2014) werden je nach Grösse der Anlage während 20 Jahren ungefähr zwischen 20 bis 30 Rp. pro eingespiesener kwh vergütet. Im Januar 2014 waren noch etwa Projekte auf der Warteliste. Um vor allem kleinere Anlagen zwischen 2 und 10 kwp rasch abbauen zu können, erhalten diese seit dem 1. April 2014 eine Einmalvergütung von höchstens 30 Prozent der Investitionskosten. Projekte zwischen 10 und 30 kwp können zwischen Einmalvergütung (EIV) und KEV wählen. Sowohl die KEV- wie auch die EIV-Gelder werden durch einen maximalen Zuschlag von 1.4 Rp. pro konsumierte kwh Strom erhoben. 5.3 Zukünftige Fassadenmodule Nachdem die Hersteller in den letzten Jahren vor allem wegen dem massiven Markteintritt chinesischer Unternehmen unter grossen Überproduktionen litten, scheint sich die Branche nach der entsprechenden Strukturbereinigung wieder zu erholen. Mit dem Ergebnis, dass sich der nächste Technologieschub bereits abzeichnet: Insbesondere die europäischen PV-Hersteller bekunden Interesse, individualisierte, ästhetisch anspruchsvollere Module anzubieten, welche sich vor allem an den Fassadenmarkt richten. Zwei Effekte dürften diese Entwicklung beschleunigen: Die rohstoffärmere, kostengünstigere, flexiblere und einfachere Dünnzellentechnologie nähert sich bezüglich den Wirkungsgraden den kristallinen Zellen an. 14 Fraunhofer ISE, Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, pv-fakten.de, Ausgabe vom

11 Es ist nicht auszuschliessen, dass zukünftige Neubauvorschriften eine wesentliche Eigenversorgungsproduktion vorsehen, welche bloss über weitgehende solare Einbindungen bewerkstelligt werden kann. Mitten in diesem Wachstumsfeld forscht auch die Hochschule Luzern Technik und Archtitektur (HSLU T+A) in Horw mit ihrem Kompetenzzentrum CC Envelopes & Solar Energy. Gemäss dem CC-Leiter, Prof. Dr. Stephen Wittkopf, dürfte bereits in wenigen Jahren jeder Neubauinvestor den Einbezug kostengünstiger, effizienter und ästhetisch ansprechender PV-Module in Betracht ziehen. 5.4 Speicherung und Netz als kritische Grössen Die künftigen Herausforderungen der Solarenergie liegen längst nicht mehr bei den Solaranlagen selbst, sondern vielmehr bei der darauffolgenden Netz- und Speichereinbindung. Dabei sind verschiedene Ebenen zu betrachten. So braucht es für eine funktionierende Elektrizitätsversorgung neben der Produktion, dem Konsum und den Speichermöglichkeiten das Stromnetz als verbindendes Stück. Je mehr stochastische Energie 15 von der Produktionsseite ins Netz fliesst, desto mehr kurzfristig steuerbare Elemente müssen für die Netzstabilität zur Verfügung stehen. Quelle: eigene Darstellung nach scs.ch, Anton Gunzinger Abbildung 9: Die unregelmässig anfallenden Energiemengen von stochastischer Energiequellen müssen im Zusammenspiel des Gesamtsystems integriert werden. Hierbei kann gerade der grösste Vorteil stochastischer Energieträger problematisch werden: Weder für die Sonne noch für den Wind fallen Brennstoffkosten an. Die Investitionen beschränken sich fast ausschliesslich auf die Anlagentechnik und die Netzeinspeisung. Sobald die Sonne scheint, respektive der Wind weht, wird praktisch ohne Mehrkosten Elektrizität produziert. Je nach vorhandenem Anlagenpark sind dies inzwischen beachtliche Mengen. In Deutschland macht dies bisweilen mehr als die Hälfte der nachgefragen Elektrizität aus. 16 Dies führt in Deutschland und anderswo regelmässig dazu, dass die Spotmarktpreise enorm zusammenfallen. Mit anderen Worten: exakt zu dem Zeitpunkt in der die Energieproduktion stochastischer Energieträger besonders hoch ist, kann damit wenig verdient werden. Dahinter verbergen sich die aktuell sehr beschränkten Speichermöglichkeiten von Elektrizität. Sollten zukünftig kostengünstige Speicher mit einem hohen Wirkungsgrad zur Verfügung stehen, kann die PV-Stromeinspeisung gesteuert werden. Dies würde sowohl die Preise, wie auch das Elektrizitätsnetz im Tages- und Jahresverlauf stabilisieren. Folgende Forschungsschwerpunkte und politische Massnahmen wurden hierzu ergriffen: 15 Unregelmässig anfallend und somit schwierig einplanbar. 16 So verzeichnete Deutschland am 18. April 2013 in den Mittagsstunden eine Elektrizitätseinspeisung aus Windund PV-Anlagen von 36 TW Leistung, was einer Kraftwerksleistung von mehr als 30 Atomkraftwerken entsprach (von insgesamt 70 TW)).

12 Geforscht wird an der Verbesserung der klassischen Grossbatterie, mit dem Resultat stark sinkender Preise (auch wenn heute noch von keinem Durchbruch gesprochen werden kann). Unter anderem untersucht die CKW, ob Vor-Ort-Batterien bei grösseren Solaranlagen wirtschaftlicher als Netzausbauten sind. 17 Vor-Ort-Batterien können den produzierten PV-Strom zurückhalten und über längere Zeit dem Netz zuführen. Dies sorgt sowohl für Netzstabilität wie auch für vermiedene Netzinvestitionskosten. Vor allem in Deutschland und Dänemark wird an sogenannten Power-to-Gas-Anlagen geforscht, respektive bereits eingesetzt. Mittels der Wasserelektrolyse wird bei diesem chemischen Prozess aus Wasser Wasserstoff oder je nach nachgelagertem Prozess Methan gewonnen. Diese Energieträger können im Erdgasnetz gelagert werden und zum gegebenen Zeitpunkt sowohl in Elektrizität wie auch in Wärme transferiert werden. Der Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Strom nach Gas und zurück in Strom beträgt zurzeit jedoch lediglich 30 und 44 Prozent. 18 Eine naheliegende Speichermöglichkeit bilden die Pumpspeicherkraftwerke, bei welchen der Gesamtwirkungsgrad etwa doppelt so hoch als bei Power-to-Gas-Systemen ist: Überflüssiger Strom pumpt Wasser in Speicherseen, welches später zwecks Netzregulierung turbiniert wird. Aufgrund der europaweit tiefen Stromhandelspreise bleiben zurzeit jedoch viele Projekte in der Schublade. Als politische Massnahme wurde auf den 1. April 2014 hin in der Schweiz die Eigenverbrauchsregelung eingeführt. 19 Fossil oder erneuerbar produzierte Energie kann am Produktionsort zeitgleich selber verbraucht werden. Dies entlastet nicht nur das Netz, sondern führt den PV-Strom aufgrund der wegfallenden Netzkosten bedeutend näher an die Wirtschaftlichkeit. Diese Regelung dürfte den PV-Boom in der Schweiz zusätzlich anheizen. Dadurch, dass Unternehmen oder Privatpersonen einem wesentlichen Teil der Netzkosten einsparen können, werden die Gesamtkosten verstärkt von denjenigen getragen, welche die entprechenden Eigenverbrauchsmöglichkeiten nicht haben. Diese Netz-Entsolidarisierung sollte mit Vorteil frühzeitig in die politische Diskussion einfliessen. Eine Energiewende, bei der stochastische Energieträger eine Schlüsselrolle spielen, ist also nicht alleine mit dem Anlagenzubau zu bewerkstelligen. Zusätzlich müssen mittelfristig Wege gefunden werden, dass Gesamtsystem inkl. Netz(-Ausbau), Konsum und Speicherung in Einklang zu bringen und dort wo nötig, mit entsprechenden Preissignalen einzuwirken. 17 Medienmitteilung CKW vom 7. August

13 Anhang 1 Solarpotentialkataster Berechnungsgrundlagen für die individuellen Dachflächen-Informationen Durchschnittlicher Elektrizitätsverbrauch eines 4-Personen-Haushaltes: 3'850 kwh/a S.A.F.E (Juni 2013): Der typische Haushalt-Stromverbrauch. Jürg Nipkow. Zürich. MFH-Wohnung, inkl. Anteil Allgemeinstrom Durchschnittlicher Warmwasserverbrauch eines 4-Personen-Haushaltes: 3'600 kwh/a S.A.F.E (Juni 2013): Der typische Haushalt-Stromverbrauch. Jürg Nipkow. Zürich. MFH-Wohnung, 4 Personen, basiernd auf Elektroboiler (Wirkungsgrade Elektroboiler und Ölheizung sind in etwa vergleichbar). Gesamtwirkungsgrad PV-Anlage: 12% Basierend auf einem Modulwirkungsgrad von 15 % und einem Anlagenwirkungsgrad von 80%, analog dem Solarkataster BS. Gesamtwirkungsgrad Solarthermische Anlage: 45% Analog Solarkataster BS. PV-Anlage: CO 2 -Ersparnis kwh/a* T CO 2 eq = T CO 2 eq CH-Lieferantenmix (an die CH Endkunden gelieferter Strom) minus Treibhausgasemissionen PV-Strom, gemäss BAFU (Treibhausgas-Emissionen der Schweizer Strommixe, ESUservices, Juni 2012): 1 kwh = CH-Lieferantenmix g CO 2 -equivalente - PV-Strom 81.6 g CO 2 eq = 40.1 g CO 2 eq Solarthermische Anlage: CO 2 -Ersparnis x l Heizöl *2.64 = kg CO 2 Heizöl Extraleicht HEL: Dichte 0.84 kg/l. Energieinhalt: 1 kwh/dl, CO2-Emissionsfaktor Also: 1 l HEL * (3.14*0.84)= 2.64 kg CO 2 Solarthermische Anlage: Heizöl-Ersparnis kwh/a * 0.1l = x l Heizöl (extra-leicht) Heizöl Extraleicht HEL: Dichte 0.84 kg/l. Energieinhalt: 1 kwh pro kg. Somit 1 Wh/dl. Also: 1 l HEL = 10 kwh

14 Schlussbericht Solarpotentialkataster (inkl. Datengrundlagen und Methodik)

15 METEOTEST 2 Das Solarpotenzialkataster ist eine Solarpotenzialanalyse. Es eignet sich, um einen ersten Richtwert zu erhalten, welches Potenzial für Sonnenenergienutzung auf einem Dach besteht. Die Erstellung des Solarpotenzialkatasters erfolgt teilweise automatisiert. Einzelne fehlerhafte Angaben sind nicht auszuschliessen. Meteotest übernimmt keine Haftung für die Richtigkeit der Angaben und deren Folgen. Dieses Solarpotenzialkataster ersetzt nicht die Beratung durch eine Fachperson (Photovoltaik, Solarthermie). Version Datum Dokument Projektnummer Schlussbericht 13_ Einarbeitung Kommentare Auftraggeber 13_071 Bearbeitung Name Datum Erstellt von Daniel Klauser Kontrolliert von Simon Albrecht Genehmigt von René Cattin Meteotest gewährleistet ihren Kunden eine sorgfältige und fachgerechte Auftragsabwicklung. Jegliche Haftung, insbesondere auch für Folgeschäden, wird im Rahmen des gesetzlich Zulässigen wegbedungen.

16 METEOTEST 3 Zusammenfassung Die Dienststelle Raumentwicklung, Wirtschaftsförderung und Geoinformation (rawi) des Kantons Luzern hat Meteotest Anfang August 2013 mit der Erstellung eines Solarpotenzialkatasters für den Kanton Luzern beauftragt. Als Datengrundlage für das Oberflächenmodell wurden aktuelle LIDAR-Daten aus dem Frühjahr und Sommer 2012 ausgewertet. Im Solarpotenzialkataster werden pro Dachfläche die Ausrichtung, Neigung, Fläche sowie die Einstrahlung und der zu erwartende elektrische Ertrag angegeben. Das Solarpotenzialkataster liegt als digitaler Vektordatensatz vor. Die untenstehenden Tabellen zeigen eine Übersicht der Dachflächen für Solarenergienutzung sowie eine Übersicht zum Photovoltaik-Potenzial. Tabelle 1: Übersicht der Dachflächen für Solarenergieerzeugung. Eignung Anzahl Fläche [m 2 ] Fläche Schrägdächer [m 2 ] Fläche Flachdächer [m 2 ] Anteil Gesamtfläche [m 2 ] sehr gut 66'372 4'911'311 4'558' '205 20% gut 97'324 9'681'432 5'107'728 4'573'704 40% mässig 81'025 5'384'212 4'235'615 1'148'597 22% schlecht 80'939 4'237'676 3'581' '685 18% Total 325'660 24'214'632 17'483'440 6'731' % Tabelle 2: Photovoltaikpotenzial für den Kanton Luzern Potenzial GWh/Jahr theoretisches Potenzial 2'804 technisches Potenzial 1'906 wirtschaftliches Potenzial 1'259 wirtschaftliches Potenzial unter Berücksichtigung von solarthermischer Nutzung und Denkmalschutz 1'129

17 METEOTEST 4 Inhalt 1 Datengrundlagen Geodaten Einstrahlungsdaten Methodik Gebäude, Ausrichtung, Neigung Dachflächenanalyse Horizontanalyse Strahlungsberechnung Ergebnisse Einstrahlungsraster Solarpotenzialkataster Beispiele Verschattung Auswertung Solarpotenzialkataster Photovoltaik- und Solarthermie-Potenzial für den Kanton Luzern... 17

18 METEOTEST 5 1 Datengrundlagen 1.1 Geodaten Als Datengrundlage für die Oberfläche diente ein digitales Oberflächenmodell DOM auf der Basis eines LIDAR-Fluges im Frühjahr und Sommer Das DOM bildet die beständig sichtbare Oberfläche ab und beinhaltet somit Wälder, Gebäude und weitere Kunstbauten. Weiter standen die Grundrisse der Gebäude aus der amtlichen Vermessung zur Verfügung. Die Gebäudegrundrisse werden dazu verwendet, die zu betrachtenden Gebäude aus dem Oberflächenmodell auszuschneiden. 1.2 Einstrahlungsdaten Die Berechnung der Einstrahlung erfolgte mit dem Meteotest-eigenen Produkt Meteonorm 1. Meteonorm ist eine umfassende meteorologische Referenz. Diese ermöglicht den Zugriff auf meteorologische Daten für solare Anwendungen, System- Design und eine breite Reihe anderer Anwendungen für jeden beliebigen Ort der Welt. Zahlreiche globale und regionale Datenbanken wurden auf ihre Zuverlässigkeit geprüft und in der Meteonorm Datenbank kombiniert. Die wichtigsten Datenquellen sind GEBA (Global Energy Balance Archive), World Meteorological Organization (WMO / OMM) Klimanormalwerte und die Schweizer Datenbank von MeteoSchweiz. Insgesamt basiert Meteonorm auf Wetterdaten von 8'300 Wetterstationen. In der Schweiz ist die Qualität der Daten aufgrund der hohen Stationsdichte und dank dem Einbezug von Satellitendaten besonders hoch. Die Unsicherheit des langjährigen Jahreswerts auf geneigte Flächen (30 Grad Süd) beträgt im Gebiet des Kantons Luzern rund 5%. Ausgehend von den monatlichen Werten (Stationsdaten, interpolierte Daten oder importierte Daten), berechnet Meteonorm stündliche Werte aller Parameter mit Hilfe eines stochastischen Modells. Die resultierende Zeitreihe entspricht einem "typischen Jahr". Es wurde die im Mai 2012 erschienene Version 7 der Meteonorm verwendet. Die Einstrahlungsdaten für das Solarpotenzialkataster des Kantons Luzern basieren auf mittleren Messwerten der Periode 1986 bis Dies ist die aktuellste europaweit verfügbare 20-Jahresperiode. Die Meteonorm verwendet diese Periode aus Gründen der Vergleichbarkeit verschiedener Standorte in Europa. 1

19 METEOTEST 6 2 Methodik 2.1 Gebäude, Ausrichtung, Neigung Die Arbeitsschritte und Ergebnisse werden im Folgenden anhand des Beispielgebiets Mauritiusring in Rothenburg (Abbildung 1) erläutert. Abbildung 1: Orthofoto für das Beispielgebiet Mauritiusring in Rothenburg (Quelle: GIS Kanton Luzern). In einem ersten Schritt wurde aus den LIDAR Rohdaten ein DOM-Raster mit Auflösung 25 cm abgeleitet (Beispiel: Abbildung 2) und daraus für die Gebäudeflächen die Ausrichtung und Neigung berechnet. 2.2 Dachflächenanalyse Das DOM liegt als Raster vor und enthält deshalb keine Information über die einzelnen Dachflächen (keine Vektordaten). Um Aussagen über einzelne Dachflächen (Ausrichtung, Neigung, Einstrahlung) machen zu können, müssen diese zuerst erkannt werden. Meteotest hat zu diesem Zweck eine eigene Software entwickelt, welche aus den DOM-Daten für ein Gebäude die einzelnen Dachflächen des Gebäudes automatisch erkennt. Das Ergebnis hängt stark von der Qualität der DOM- Daten und der Komplexität der Dachformen ab. Während einfache Dachformen in der Regel sehr gut erkannt werden, kann das Ergebnis bei komplexen Dachstrukturen oder Dächern mit vielen Dachaufbauten zum Teil deutlich von der Realität abweichen. Abbildung 3 zeigt das Ergebnis der Dachflächenextraktion für das Bei-

20 METEOTEST 7 spielgebiet Mauritiusring in Rothenburg. Bei Reihenhäusern wurden die Dachflächen pro Gebäude einzeln (gemäss den Gebäudegrundrissen) erfasst. Abbildung 2: DOM (Schattierung) und Gebäudegrundrisse in blau für das Beispielgebiet Mauritiusring in Rothenburg. Abbildung 3: Ergebnis der Dachflächenextraktion (pro Gebäude jede Dachfläche eine eigene Farbe) für das Beispielgebiet Mauritiusring in Rothenburg.

21 METEOTEST Horizontanalyse Die Horizontanalyse wurde für alle Rasterpunkte innerhalb der Gebäudegrundrisse mit einer horizontalen Auflösung von 5 Grad und einer vertikalen Auflösung von 1 Grad durchgeführt. Dabei wurde der Nahhorizont (benachbarte Gebäude, Bäume etc.) innerhalb eines Radius von 20 m aus dem 25-cm-DOM, innerhalb eines Radius von 100 m aus einem abgeleiteten 1-m-DOM und innerhalb eines Radius von 1'000 m aus einem abgeleiteten 10-m-DOM berechnet. Die Berechnung des Fernhorizontes (Hügel, Berge) erstreckte sich auf einen Radius von 25 km. Dafür wurde das digitale Geländemodell der Schweiz mit einer Auflösung von 100 m verwendet. Wenn die Berechnung des Horizonts einen negativen Wert aufwies, wurde der Horizontwert auf 0 gesetzt. 2.4 Strahlungsberechnung Abbildung 4 zeigt schematisch die Eingangsdaten für die Strahlungsberechnung mit der Software Meteonorm. Abbildung 4: Ablauf der Strahlungsberechnung mit Meteonorm. In einem ersten Schritt wurde mit der Software Meteonorm für 168 Standorte im Kanton Luzern die Globalstrahlung 2 auf eine horizontale Fläche für jede Stunde eines typischen Jahres berechnet. Die Verschattung wurde in diesem Schritt noch nicht berücksichtigt. Für die Auswahl der Wetterstandorte wurde grundsätzlich von einem 2km-Gitter ausgegangen. Bei der Auswahl des Wetterstandortes für die Strahlungsberechnung einer Dachfläche wurde der Höhenunterschied mit einem 2 Globalstrahlung: gesamte auf die Erdoberfläche treffende Sonnenstrahlung. Die Globalstrahlung teilt sich in Direkt- und Diffusstrahlung. Die Direktstrahlung beinhaltet alle Strahlung, welche direkt von der Sonne kommt. Die Diffusstrahlung das Licht vom Rest des Himmels und sowie die reflektierte Strahlung.

22 METEOTEST 9 Faktor 100 gewichtet (analog Interpolationsmethode in meteonorm). Daher wurden Wetterstandorte weggelassen, wenn sie nahe beieinander liegen und nur einen geringen Höhenunterschied aufweisen. Dies erlaubt es, die lokalen Wetterverhältnisse abzubilden und gleichzeitig Artefakte (z.b. unterschiedliche Werte für benachbarte Gebäude mit leichtem Höhenunterschied) zu vermeiden. Die jährliche Globalstrahlung auf eine unverschattete horizontale Fläche in der Stadt Luzern beträgt 1'052 kwh/m 2. Tabelle 3 zeigt einen Vergleich mit verschiedenen Städten in der Deutschschweiz. Tabelle 4 zeigt einen Vergleich mit verschiedenen Orten im Kanton Luzern. Der Anteil der Diffusstrahlung an der Globalstrahlung und die Monatswerte der Strahlung sind in Abbildung 5 dargestellt. Die Diffusstrahlung macht einen beträchtlichen Anteil der verfügbaren Gesamteinstrahlung aus. Tabelle 3: Vergleich der jährlichen Einstrahlung für verschiedene Städte in der Deutschschweiz. Standort Bern Basel Zürich St. Gallen Luzern Strahlung [kwh/m 2 /Jahr] 1'164 1'133 1'112 1'091 1'052 Tabelle 4: Vergleich der jährlichen Einstrahlung für verschiedene Orte im Kanton Luzern. Standort Sörenberg Schüpfheim Willisau Sursee Hochdorf Strahlung [kwh/m 2 /Jahr] 1'194 1'145 1'118 1'094 1'078 Abbildung 5: Anteil der Diffusstrahlung (orange) an der Globalstrahlung (ganzer Balken orange + gelb) und Aufteilung auf die einzelnen Monate für den Standort Luzern. Daten: Meteonorm.

23 METEOTEST 10 In einem zweiten Schritt der Strahlungsberechnung wurde mit den Strahlungsdaten des nächstgelegenen Standortes für alle Rasterpunkte innerhalb der Gebäudegrundrisse die Einstrahlung unter Berücksichtigung der entsprechenden Ausrichtung, Neigung und Horizontlinie berechnet. Die Auswirkung des Horizonts auf die Einstrahlung wurde für alle Rasterpunkte innerhalb der Gebäudegrundrisse berechnet. Dabei wurden die direkte und die diffuse Strahlung separat ermittelt. Für die direkte Strahlung wurde für jede Stunde ermittelt, ob die Sonnenposition über dem Horizont des Rasterpunkts liegt oder nicht. Falls die Sonne über dem Horizont liegt, wurde die direkte Strahlung in der entsprechenden Stunde berücksichtigt, ansonsten nicht. Für die diffuse Strahlung war das Vorgehen komplexer. Der reflektierte Anteil der diffusen Strahlung wurde wie von der Meteonorm berechnet belassen. Für den nicht reflektierten Anteil der diffusen Strahlung wurde zuerst für jede Stunde im Jahr die Einstrahlungsverteilung der diffusen Strahlung über die Himmelshemisphäre gemäss dem Perez-Modell 3 berechnet (Auflösung 1 Grad; vgl. Abbildung 6, links). Danach wurde ermittelt, welche Teile der Himmelshemisphäre über dem Horizont liegen und welche darunter (Abbildung 6, Mitte). Anschliessend wurde nur der Anteil der diffusen Strahlung, der über dem Horizont liegt, für die Berechnung berücksichtigt (Abbildung 6, rechts). Abbildung 6: Vorgehen bei der Verschattungsanalyse für die diffuse Strahlung: Strahlungsverteilung (links), Horizont (Mitte) und sichtbarer Teil der Strahlungsverteilung (rechts). 3 Perez et al., All-weather model for sky luminance distribution preliminary configuration and validation. Solar Energie Vol. 50, 1993, pp

24 METEOTEST 11 3 Ergebnisse 3.1 Einstrahlungsraster Das Ergebnis der Einstrahlungsberechnung ist ein Raster der Einstrahlung mit einer Auflösung von 25 cm (vgl. Abbildung 7). Die Werte geben die jährliche Globalstrahlung pro Quadratmeter an (vgl. Abbildung 7). Globalstrahlung [kwh/m 2 /Jahr] 1'300 Abbildung 7: Einstrahlung [kwh/m 2 /Jahr] für das Beispielgebiet Mauritiusring in Rothenburg Solarpotenzialkataster Da die Berechnung des Solarpotenzialkatasters auf die Bereiche innerhalb der Gebäudegrundrisse beschränkt ist, fehlen allfällige Vordächer im Solarpotenzialkataster. Um die Dachflächen als Vektordaten zu erhalten, wird das Raster der Dachflächenerkennung in Polygone umgewandelt. Für diese Polygone werden die Rasterdaten der Berechnung (Ausrichtung, Neigung, Einstrahlung) aggregiert 4. Das Ergebnis ist ein Feature-Dataset mit 325'660 Dachflächen (Gesamtfläche von 24'214'632 m 2 ). Die pro Dachfläche direkt berechneten Attribute sind in Tabelle 5 angegeben. Die Dachflächen werden aufgrund der mittleren Einstrahlung einer Eignungsklasse zugewiesen (vgl. Tabelle 6). Für die weiteren abgeleiteten Attribute verweisen wir auf die Beschreibung des Datenmodells. 4 Die Monatswerte der mittleren Strahlung wurden direkt aus den entsprechenden monatlichen Strahlungsrastern berechnet, der Jahreswert der mittleren Strahlung direkt aus dem Jahresstrahlungsraster. Weil die Monatswerte der mittleren Strahlung ganzzahlig (Integer) sind, kann die Summe der Monatswerte leicht vom Jahreswert abweichen (-4 bis +4). Die Werte der Gesamtstrahlung wurden aus den jeweiligen Werten der mittleren Strahlung multipliziert mit der Fläche berechnet. Daher weicht auch die Summe der Monatswerte der Gesamtstrahlung vom Jahreswert der Gesamtstrahlung leicht ab (-1.39% bis 1.0%).

25 METEOTEST 12 Tabelle 5: Direkt berechnete Attribute für die Dachflächen. Parameter Einheit Beschreibung Fläche [m 2 ] Fläche der (geneigten) Dachfläche Ausrichtung Grad 0 = Nord, 90 = Ost, 180 = Süd, 270 = West Neigung Grad 0 = flach, 90 = vertikal Gesamteinstrahlung [kwh/jahr] Die gesamte Einstrahlung für die Dachfläche pro Jahr mittlere Einstrahlung [kwh/m 2 /Jahr] Die mittlere Einstrahlung pro Quadratmeter pro Jahr für die Dachfläche Eignung Text vgl. Tabelle 6 Tabelle 6: Klassifizierung gemäss der mittleren jährlichen Einstrahlung. Sonneneinstrahlung sehr gut gut mässig schlecht Kriterien mittlere Einstrahlung grösser als 1'100 kwh/m 2 /Jahr mittlere Einstrahlung grösser als 950 kwh/m 2 /Jahr mittlere Einstrahlung grösser als 800 kwh/m 2 /Jahr mittlere Einstrahlung kleiner als 800 kwh/m 2 /Jahr Abbildung 8: Solarpotenzialkataster für das Beispielgebiet Mauritiusring in Rothenburg. Screenshot aus Google Earth ( 2013 Google).

26 METEOTEST Beispiele Verschattung Damit der Horizont eine erhebliche Auswirkung auf die jährlichen Globalstrahlung hat, muss der Horizont im Bereich Ost-Süd-West genügend hoch sein (> 20 ). Dies deshalb, weil der Hauptteil des Ertrages in den Mittagsstunden und im Sommerhalbjahr auftritt. Zudem macht die Direktstrahlung nur rund die Hälfte der Globalstrahlung aus. Die Diffusstrahlung ist durch einen hohen Horizont deutlich weniger stark beeinträchtigt. Eine erhebliche Verschattung tritt daher in den meisten Gebieten des Kantons Luzern nur durch den Nahhorizont (benachbarte Gebäude, Bäume, etc.) auf. Ein Spezialfall sind Freileitungen und Kräne. Diese sind in den zur Verfügung gestellten DOM-Daten enthalten. Freileitungen und (permanente) Kräne können in Realität den Ertrag einer darunter/dahinter liegenden PV-Anlage stark beeinträchtigen. Massgebend ist die genaue Position und Distanz zur Dachfläche. In solchen Fällen ist eine genaue Analyse vor Ort durch eine Fachperson unerlässlich. Im Solarpotenzialkataster kann bei Dachflächen direkt unter oder sehr nahe bei Freileitungen (bis 25 m) die Verschattung überschätzt werden, so dass die Einstrahlungswerte zu tief sind. Abbildung 9 zeigt die Verschattung durch benachbarte Gebäude für das Gebäude mit dem Gebäude-Identifikator GEB_ID = (Gebäude in der Mitte). Das Gebäude ist im Südteil durch das Gebäude im Süden verschattet. Dies führt dazu, dass die mittlere Einstrahlung für diese Dachflächen tiefer ist. Dieses Beispiel zeigt, dass eine etwas tiefere mittlere Einstrahlung nicht automatisch heisst, dass die ganze Dachfläche eine tiefere Einstrahlung aufweist als eine unverschattete Dachfläche an diesem Standort und mit dieser Exposition und Neigung. In solchen Fällen ist es oft angebracht, nur einen Teil der Dachfläche für eine Solaranlage zu nutzen. Abbildung 9: Beispiel für die Verschattung durch ein Nachbargebäude (Gebäude mit GEB_ID = , Koordinaten /217040). Oberflächenmodell (links), Einstrahlungsraster (Mitte) und Solarpotenzialkataster (rechts).

27 METEOTEST 14 Abbildung 10 zeigt die Verschattung durch einen Baum für das Gebäude mit dem Gebäude-Identifikator GEB_ID = (Gebäude in der Mitte). Das Gebäude ist durch einen Baum erheblich verschattet. Dies führt dazu, dass die mittlere Einstrahlung für die beiden Dachflächen dieses Gebäudes tiefer ist als für die Nachbargebäude. Abbildung 10: Beispiel für die Verschattung durch einen Baum (Gebäude mit GEB_ID = , Koordinaten /217340). Oberflächenmodell (links), Einstrahlungsraster (Mitte) und Solarpotenzialkataster (rechts). Eine Verschattung durch den Geländehorizont tritt nur im steilen Gelände auf. Als Beispiel dient die Dachfläche mit Teildachflächen-Identifikator TDF_UID = (Koordinaten /202540, Exposition = 172, Neigung = 23 ). Diese Dachfläche auf der Alp Stäfeli in der Nähe des Mittagsgüpfi weist einen hohen Horizont durch die Pilatuskette auf (vgl. Abbildung 11). Abbildung 11: Geländehorizont für den Standort der Dachfläche mit Teildachflächen-Identifikator TDF_UID = (Koordinaten /202540, Exposition = 172, Neigung = 23, violett umrandet im Bild rechts) berechnet mit meteonorm. Neben dem Horizont (rote Linie) sind die Sonnenbahnen für den 21. Juni (oben), 21. März (Mitte) und den 21. Dezember (unten) als gelbe Linien dargestellt.

28 METEOTEST 15 Eine unverschattete Dachfläche an diesem Standort würde gemäss meteonorm einen Einstrahlung von 1'300 kwh/m 2 /Jahr aufweisen. Durch den Geländehorizont reduziert sich dieser Wert gemäss meteonorm auf 1'020 kwh/m 2 /Jahr. Da das Gelände im Süden bewaldet ist, wird der Horizont noch verstärkt, weshalb die mittlere Einstrahlung im Solarpotenzialkataster für diese Dachfläche bei 980 kwh/m 2 /Jahr liegt. Bewaldung kann die Verschattung durch kleinere Hügel verstärken. Gut sichtbar ist dieser Effekt im Gebiet Bernstrasse in Littau (vgl. Abbildung 12). Je näher die Gebäude am Gütschwald liegen, desto tiefer die Einstrahlungswerte. Abbildung 12: Solarpotenzialkataster für das Gebiet Bernstrasse in Littau (Koordinaten /211800). Screenshot aus Google Earth ( 2013 Google).

29 METEOTEST 16 4 Auswertung Solarpotenzialkataster In Tabelle 7 sind die wichtigsten Ergebnisse zusammengefasst. Als Lesebeispiel: Von den insgesamt 325'660 Dachflächen weisen 97'324 Dachflächen die Eignung gut auf. Die Gesamtfläche der Dachflächen mit der Eignung gut beträgt 9'681'432 m 2, was 40% der Gesamtfläche aller Dachflächen entspricht. Knapp 28% der Gesamtfläche entfallen auf Flachdächer (Neigung < 5 ). Der Anteil der Dachflächen mit Eignung gut ist mit 40% hoch. Dies hängt im Wesentlichen mit den Flachdächern zusammen, welche grösstenteils in diese Klasse fallen. Tabelle 7: Anzahl Dachflächen und Aufteilung in Schräg- und Flachdächer pro Klasse. Eignung Anzahl Fläche [m 2 ] Fläche Schrägdächer [m 2 ] Fläche Flachdächer [m 2 ] Anteil Gesamtfläche [m 2 ] sehr gut 66'372 4'911'311 4'558' '205 20% gut 97'324 9'681'432 5'107'728 4'573'704 40% mässig 81'025 5'384'212 4'235'615 1'148'597 22% schlecht 80'939 4'237'676 3'581' '685 18% Total 325'660 24'214'632 17'483'440 6'731' % Von Interesse ist auch, wie sich die Fläche in den einzelnen Klassen auf die verschiedenen Dachgrössen aufteilt. Diese Ergebnisse sind in Tabelle 8 dargestellt. Als Lesebeispiel: Die Gesamtfläche aller Dachflächen zwischen 11 und 100 m 2 mit Eignung gut beträgt 2'941'016 m 2. Der Anteil der Flächen zwischen 3 und 10m 2 beträgt 1%. Es zeigt sich, dass der Anteil der Dachflächen mit Eignung gut bei grossen Dächern überproportional ist. Das hängt damit zusammen, dass grosse und insbesondere sehr grosse Dachflächen häufiger Flachdächer sind, die grösstenteils Eignung gut aufweisen. Tabelle 8: Aufteilung der Dachflächen in Grössenkategorien pro Klasse. Eignung 3-10 m m m 2 > 1000 m 2 sehr gut 44'154 2'292'236 2'387' '292 gut 69'565 2'941'016 5'032'255 1'684'801 mässig 58'145 2'697'160 2'402' '661 schlecht 73'832 2'528'178 1'636'751 38'586 Total 245'695 10'458'590 11'458'976 2'203'340

30 METEOTEST 17 5 Photovoltaik- und Solarthermie-Potenzial für den Kanton Luzern Das Vorgehen zur Potenzialberechnung orientiert sich an einer von Meteotest für das Bundesamt für Umwelt BAFU erstellten Studie zum Solarenergiepotenzial für die gesamte Schweiz 5. Die Gesamteinstrahlung auf alle verfügbaren Dachflächen beträgt im Kanton Luzern 23'369 GWh/Jahr (vgl. Tabelle 9). Könnte die gesamte Strahlung mit einem mittleren Gesamtwirkungsgrad der Photovoltaikanlagen von 12% 6 genutzt werden, ergäbe sich eine Stromproduktion von 2'804 GWh/Jahr, was als theoretisches Potenzial bezeichnet werden kann. Tabelle 9: Gesamteinstrahlung nach Klasse und Dachtyp. Eignung Gesamteinstrahlung Schrägdächer [GWh/Jahr] Gesamteinstrahlung Flachdächer [GWh/Jahr] Gesamteinstrahlung alle Dächer [GWh/Jahr] sehr gut 5' '734 gut 5'236 4'725 9'961 mässig 3'727 1'021 4'747 schlecht 2' '927 Total 16'789 6'580 23'369 Ausgehend vom theoretischen Potenzial muss weiter berücksichtigt werden, dass wegen technischer Einschränkungen wie Statik, Abstände zwischen Modulreihen (Flachdächer), Dachaufbauten, Aussparungen um Kamine, Dachfenstern etc. nur ein Teil der verfügbaren Dachfläche nutzbar ist. Für Flachdächer (Neigung < 5 ) gehen wir von einer mittleren Ausnutzung von 50% der Fläche aus, bei Schrägdächern von 75%. Für den Kanton Luzern beträgt die Gesamteinstrahlung auf alle Schrägdächer 16'789 GWh/Jahr (siehe Tabelle 9) und für alle Flachdächer 6'580 GWh/Jahr. Unter Berücksichtigung der nutzbaren Fläche (50% für Flachdächer und 75% für Schrägdächer) erhält man unter Berücksichtigung der technischen Einschränkungen eine Gesamteinstrahlung auf alle Dachflächen von 15'882 GWh/Jahr. Mit einem mittleren Gesamtwirkungsgrad der Photovoltaikanlagen von 12% ergibt sich eine Stromproduktion von 1'906 GWh/Jahr. Dieser Wert kann als technisches Potenzial der Photovoltaiknutzung auf den Dachflächen im Kanton Luzern bezeichnet werden. 5 6 Energiestrategie 2050: Berechnung der Energiepotenziale für Wind- und Sonnenenergie. Erstellt durch Meteotest im Auftrag des Bundesamts für Umwelt BAFU (2012). Abrufbar unter: Basierend auf einem Modulwirkungsgrad von 15% und einem Anlagenwirkungsgrad von 80% (vgl. Beschreibung Datenmodell).

31 METEOTEST 18 Werden zudem nur die Dachflächen mit Eignung gut und sehr gut berücksichtigt, beträgt die Gesamteinstrahlung 10'492 GWh/Jahr.. Mit einem mittleren Gesamtwirkungsgrad der Photovoltaikanlagen von 12% ergibt sich eine Stromproduktion von 1'259 GWh/Jahr. Dieser Wert kann als wirtschaftliches Potenzial bezeichnet werden. Der Schweizerische Fachverband für Sonnenenergie (Swissolar) empfiehlt als Richtwert für die solarthermische Nutzung eine Fläche von 2 m 2 pro Einwohner zu reservieren 7 (Ergebnis einer Potenzialstudie). Im Fall des Kantons Luzern mit 386'000 Einwohnern 8 entspricht dies einer Fläche von rund 772'000 m 2 oder einem Anteil von gut 5% der Dachflächen mit Eignung gut und sehr gut (vgl. Tabelle 7). Durch die solarthermische Nutzung reduziert sich die nutzbare Fläche für Photovoltaikanlagen um 5%. Aufgrund Einschränkungen durch Schutzobjekte (z.b. Denkmalschutz) kann sich das Potenzial für Photovoltaik schätzungsweise um weitere 5% reduzieren. Unter Berücksichtigung dieser beiden Effekte verbleiben für die Photovoltaik 90% des wirtschaftlichen Potenzials, was einer Stromproduktion von 1'129 GWh/Jahr entspricht. Welcher Teil dieses Potenzials genutzt wird, ist eine Frage der politischen, rechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen. 7 8 Ziel der Swissolar bis 2035: Abrufbar unter C3%A4rme_Schweiz_2012.pdf. 2 m 2 Fläche pro Kopf sollte auch aufgrund der technischen Machbarkeit (insbesondere Grösse der Warmwasserspeicher) gut umsetzbar sein. Bevölkerung Ende Abrufbar unter: ( )