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1 Inhaltsverzeichnis 1. Qualität und Vollständigkeit der Unterlagen Standort Gebäudeeignung Module Wechselrichter technische Systemauslegung Eigenverbrauchsfaktor Preis Nachbemerkung

2 1. Qualität und Vollständigkeit der Unterlagen Die Unterlagen und Pläne sind ausführlich, einige Infos wurden auf Anfrage noch nachgereicht. Es liegen der Dachbelegungsplan und die Systemauslegung, Unterlagen zum Stromverbrauch, Eigenverbrauch, Strombezugspreis, sowie Datenblätter von Module, Wechselrichter und Unterkonstruktion vor. Der konkrete Dach-Stringplan, der zeigt, wo auf dem Dach, welches Modul in welchem String verschaltet ist, ist gerade in Arbeit und kann nachgereicht werden. Es liegen auch Statikberechnungen vor, die überprüft haben, dass das Dach mit bestehender Stehfalzeindeckung für die Zusatzbelastung auch tatsächlich geeignet ist (im Angebot wurde angegeben: auf Statik und Windlasten geprüft ). Auf Wunsch können die Statikberechnungen von einem mit dem pvbuero zusammenarbeitendem Statikbüro, das sehr viel Erfahrung mit PV hat, gegengeprüft werden. 2. Standort Der Standort Forstinning in der Nähe von Erding, bzw. München ist eine der sonnenreichsten Gegenden Deutschlands, daher ist diese Standortwahl sehr zu begrüßen. 3

3 Energieertrag bei optimaler Ausrichtung und optimalem Neigungswinkel am betrachteten Standort - anhand des Photovoltaic Geographical Information Systems PVGIS des JRC (joint research centers). Die Betrachtung ist sehr konservativ. Optimaler Neigungswinkel: 35 Optimale Ausrichtung: 180 (entspricht in PVGIS 0 ) Ertragsprognose für optimale Dachneigung und Ausrichtung (Süd, 35 ) wäre an diesem Standort : 1090 kwh/kw p Wir weisen darauf hin, dass jede Simulationsberechnung grundsätzlich mit vielen Annahmen arbeitet, Wetterschwankungen unterliegt usw. Die absoluten Werte unterliegen entsprechenden Fehlertoleranzen und geben einen Anhaltspunkt, können jedoch nicht absolut gesehen werden (z.b. jedes Jahr exakt 1060 kwh/kw p ). In der Relation zueinander (Vergleich zwischen Süd- und Norddach oder unterschiedlichen Neigungen z.b.) wird hingegen eine große Genauigkeit erreicht. Unter Gebäudeeignung wird nachfolgend der Ertrag für die reale Dachsituation prognostiziert. 4

4 3. Gebäudeeignung Es handelt sich um einen Gewerbekomplex (Druckzentrum) in Stehfalzeindeckung mit einer Vielzahl an Dachorientierungen (Nord, Süd, Ost und West), bzw. um 16 verdreht zur jeweiligen reinen Nord, Süd, Ost- oder Westorientierung und unterschiedlichen Dachneigungen (5 und 8 ). Die Flächen sind groß und soweit per Luftbild beurteilbar frei von Aufbauten Das Dach hat überwiegend eine Neigung von 5, das v ordere, um 3,40m höher liegende Gebäude hat eine Dachneigung von 8. Perspektive 3D-Modell Kastner & Callwey 5

5 Es wurde für die nachfolgende Ertragsprognose aufgrund der Plausibilitätsüberprüfungen von einer Dachneigung von 10 ausgegangen. Wäre die Dachneigu ng noch flacher als 10 müssen die ermittelten Erträge angepasst werden. Der zu erwartende Ertrag muss anhand der Einzelerträge und der Modulanzahl der einzelnen Seiten gewichtet ermittelt werden. Süddach: 164 S (in PVGIS -16 ), 5 Neigung mit 264 Modulen Norddach: 344 N (in PVGIS 164 ), 5 Neigung mit 26 4 Modulen Ostdach: 74 O (in PVGIS -106 ), 5 Neigung mit 281 Modulen Ostdach: 74 O (in PVGIS -106 ), 8 Neigung mit 71 Modulen Westdach: 254 W (in PVGIS 74 ), 5 Neigung mit 191 Modulen Westdach: 254 W (in PVGIS 74 ), 8 Neigung mit 161 Modulen Ertrag Südseite, bzw. exakt 164 Süd (in PVGIS = -1 6 ) und 5 Dachneigung für diesen Standort: 984 kwh/kwp 6

6 Ertrag Nordseite, bzw. exakt 344 Nord (in PVGIS = 164 ) und 5 Dachneigung für diesen Standort: 907 kwh/kwp 7

7 Ertrag Ostseite, bzw. exakt 74 Ost (in PVGIS = ) und 5 Dachneigung für diesen Standort: 936 kwh/kwp 8

8 Ertrag Westseite, bzw. exakt 254 West (in PVGIS = 74 ) und 5 Dachneigung für diesen Standort: 957 kwh/kwp 9

9 Ertrag Ostseite, bzw. exakt 74 Ost (in PVGIS = ) und 8 Dachneigung für diesen Standort: 926 kwh/kwp 10

10 Ertrag Westseite, bzw. exakt 254 West (in PVGIS = 74 ) und 8 Dachneigung für diesen Standort: 960 kwh/kwp Der gemittelte Ertrag wäre demnach bei konservativer Prognose des photovoltaikbueros: (264 Module Süd/5 x 984 kwh/kwp Module Nord /5 x 907 kwh/kwp Module Ost/5 x 936 kwh/kwp Module West/5 x Module Ost/8 x 926 kwh/kwp kwh/kwp Modu le West/8 x 960 kwh/kwp)/1232 Module = 945 kwh/kwp Der vom Bieter angegebene Jahresertrag (PVSol-Prognose) unterscheidet sich mit 951 kwh/kwp nur um rund ein halbes Prozent, und ist somit absolut plausibel. 11

11 Schattenwurf 01. April 16 Uhr Bei der Ertragsangabe des Bieters wurde kein prozentualer Minderertrag aufgrund der Verschattung durch die unterschiedlichen Höhen angegeben. Zu einer genauen Analyse gehört normalerweise auch eine quantitative Ermittlung des Minderertrags durch Teilverschattung. Allerdings gibt es bei dieser Anlage im Wesentlichen nur im angrenzenden Bereich des Höhenversatzes Teilverschattung. In diesem Bereich wurde bereits ein Mindestabstand vorgesehen, um Minderertrag durch Teilverschattung zu verringern. Da von insgesamt 1232 Modulen nur sehr wenige Module beeinträchtigt werden, wird die Gesamtauswirkung wahrscheinlich bei etwa einem Prozent liegen, was vernachlässigbar ist. Für eine genaue Angabe müsste eine detaillierte Verschattungsanalyse durchgeführt werden, was nicht Bestandteil der beauftragten Untersuchung war. 4. Module zum Einsatz kommen soll bei den vier Dächern das Modul im Standardformat 60-Zeller, 6" des Herstellers ReneSola. Modultyp JC260M-24/Bb Das Modul ist ein Standardmodul im 60-Zellenformat, das in der Form in der PV mit am häufigsten Einsatz findet und im Fall einer Herstellerinsolvenz unproblematisch durch ein gleichartiges anderes 60-Zeller, 6" Modul ersetzt werden kann, was auf lange Sicht von Vorteil ist. Module des Modulhersteller ReneSola sind in den letzten beiden Jahren stark verbreitet, sind uns aber nicht näher bekannt, bzw. in einem von uns betreuten Fremdprojekt noch zu kurz in Betrieb, um Aussagen über die Langzeitstabilität der Module machen zu können. ReneSola ist einer der unzähligen chinesischen neueren, Anbieter auf Wachstumskurs, hat seit 2012 auch eine Niederlassung in Deutschland (Frankfurt a.m.) und stetig steigende Marktanteile. Geklärt werden muss, welches Modul letztendlich zum Einsatz kommt. Auf der letzten Änderung des Plans ist das koreanische Modul Solarpark SPPM smart 250 angegeben. Dieses Modul ist ebenfalls ein 60-Zeller 6 Modul, allerdings nur mit 250 Wp. Das Modul ist dem photovoltaikbuero völlig unbekannt. Auch in der Moduldatenbank des photovoltaikforums (mehr als verschiedene Module) ist das Modul nicht verzeichnet. Es scheint noch ein neuer Modulhersteller zu sein, der erst neu an den Markt kam. Hinweis: Im Angebot, als auch im Dachplan steht der Vermerk oder gleichwertig Bei so großen Projekten spielt die Verfügbarkeit der Komponenten eine große Rolle. Es sollte unbedingt bekannt sein und öfters nachgehakt werden, ob die angebotenen Module am Ende tatsächlich auch auf das Dach kommen sollen. Erfahrungsgemäß kann es hier während der Bauphase aus Liefergründen zu Komponentenwechsel kommen und der Kunde kauft ungewollt die Katze im Sack, was wir nicht empfehlen. Es soll das auf das Dach kommen, was angeboten wurde. 12

12 5. Wechselrichter Als Wechselrichter wurden dreiphasige, trafolose Wechselrichter von Refusol (heutige advanced energy ) vorgesehen. Diese Wechselrichter waren in den vergangenen Jahren in den Wechselrichtertests von Photon Consulting mehrmals auf den Spitzenrängen. Kleiner Nachteil ist, dass nur ein MPP-Tracker vorhanden ist, somit kann Teilverschattung oder mismatching schlechter entgegengewirkt werden und sind die einzelnen Strings nicht separat überwachbar, sondern nur alle vier gleichzeitig. 6. technische Systemauslegung Sowohl von der Spannungslage, als auch vom Überdimensionierungsfaktor ist die Systemauslegung nicht zu beanstanden. Positiv fällt auf, dass durchgehend darauf geachtet wurde, gleiche Stringlängen der parallel geschalteten Strings beizubehalten. Das ist eine Vorgehensweise, die von uns auch immer wieder empfohlen wird, da dadurch eine bessere Wartung und das schnellere Auffinden von Fehlern möglich ist. Die Anlage ist durchgängig symmetrisch aufgebaut. Es wurde nur ein Wechselrichtertyp in identischer Verschaltung (4 x 22 Module) verwendet. Das Süd- und Norddach wird mit drei identischen Wechselrichtern verschaltet. Das Ost- und Westdach mit vier identischen Wechselrichtern. Auf diese Art und Weise fallen Fehler wie ausgefallene Strings, defekte Module oder kaputte Bypassdioden viel schneller auf. Größere Mindererträge bei Anlagen liegt auch oftmals daran, dass ausgefallene Strings über Monate nicht bemerkt wurde. Ertragsverluste, die vermeidbar sind. Um eine möglichst große Symmetrie und Übersichtlichkeit beibehalten zu können, wurde hier in jeweils einem String des West- und des Osstdachs ein leichtes mismatching (der Punkt maximaler Leistung ist bei unterschiedlich geneigten Dächern nicht identisch) zwischen dem 5 und 8 geneigtem Dach in Kauf genommen. Da dieses mismatching jedoch nur in einem Strang je West- oder Ostseite auftritt, dieser Fall am größten ist zu Zeiten, an denen es ohnehin noch nicht viel Ertrag gibt, da die Sonne noch so sehr niedrig steht und der Neigungsunterschied nur 3 ist, ist diese Vorgehendsweise zugunsten einer übersichtlichen, symmetrischen Gesamtauslegung tolerabel. 7. Eigenverbrauchsfaktor Der Jahresstromverbrauch des Druckzentrums ist mit kwh im Jahr angegeben, der Nettobezugspreis mit 12,26 cent/kwh. Bei 1,2 GWh/a ist davon auszugehen, dass das Unternehmen unter die Besondere Ausgleichsregelung (BesAr) für die Industrie fällt: Konkret: Das Unternehmen zahlt keine, oder eine sehr stark reduzierte EEG-Umlage. Der Eigenverbrauch ist mit 94,9% angegeben. Ohne das genaue Lastprofil zu kennen, ist es schwierig, diesen Wert genau zu überprüfen. Hierfür muss das genaue Lastprofil des Objekts, das dem Netzbetreiber vorliegt, angefordert werden und als csv-datei in die Eigenverbrauchssimulation importiert werden. Es macht für den Eigenverbrauch einen Unterschied, ob eine durchgehende Produktion, eine tägliche Produktion vorwiegend in den Abendstunden oder eine Produktion nur werktags von Uhr vorliegt. Eine grobe Simulation mit Standardlastprofilen ergab je nach Nutzungsprofil einen Eigenverbrauchsfaktor zwischen 85% und 97%. Daher läge bei einem hohen Stromverbrauch von und gleichzeitiger Dächervielfalt (alle Richtungen, Mittagsspitze fällt nicht zu groß aus, der Ertrag verteilt sich gleichmäßiger über den Tag) ein Eigenverbrauchsanteil von 94,9%, wie von Sunova angegeben, noch in einem plausiblen Bereich. Eine detaillierte Überprüfung mit real vorliegendem Lastprofil durch den Netzbetreiber kann auf Anfrage zusätzlich durchgeführt werden. 13

13 8. Preis Die Nettokosten der gesamten Anlage (ohne Sunova Dienstleistung der Fernüberwachung) betragen ,43 Euro, bzw netto/kwp. Beim letzten Preisspiegel, den ich für ein Projekt (Mittelständler Gewerbehalle) erstellte und ca. 10 unterschiedliche Angebote hatte, lag der Preis bei Euro netto für ein Projekt knapp unter 100 kwp. Bei einem anderen Projekt mit 70 kwp und Aufständerung bei netto/kwp. Somit liegt der Angebotspreis unter Berücksichtigung der Vielzahl an unterschiedlichen Dächern in einem plausiblen Bereich. Unklar ist die Gerüstsituation bei den Montagearbeiten. Dächer dieser Höhe müssen gesichert werden zum Schutz der Monteure. Gerüstkosten sind in dem Angebot nicht enthalten. 9. Nachbemerkung Eine Wirtschaftlichkeitsprüfung war nicht Bestandteil dieser Ausarbeitung, bzw. wird von bettervest selbst vorgenommen. Wichtig ist hierbei der Sachverhalt, dass unter gegenwärtigen Rahmenbedingungen eine Wirtschaftlichkeit rein EEG-Vergütungs refinanziert nicht lohnt und stattdessen die Höhe des Strombezugspreises und Eigenverbrauchsanteil maßgeblich ist für die Rentabilität. Wie sich der Strombezugspreis entwickelt, ist ungewiss. In den Berechnungen von Sunova wurden jährliche Preissteigerungen von 2% angesetzt, eine Betriebsdauer von 25 Jahren, sowie bereits eine Eigenverbrauchsabgabe von 50% der EEG-Umlage. Letzteres ist noch nicht beschlossen, bzw. wird aktuell politisch ausgehandelt. Die Entwicklung des Strombezugspreises ist der Dreh- und Angelpunkt der Rentabilität. Sollte der Betreiber seinen Strom über die Strombörse (Spotmarkt) einkaufen, kann auch ein fallender Preis mit nicht ausgeschlossen werden. 14

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