Solare Potenziale

Text: Claudia Hemmerle, Susanne Rexroth, Bernhard Weller

Die Photovoltaik hat sich in den letzten 15 Jahren national wie international als nachhaltige, arbeitsplatzschaffende und umweltentlastende Technologie zur Stromerzeugung etabliert. Gerade ihr Einsatz in der Architektur – anstelle von Solitärlösungen auf dem freien Feld – verspricht ein besonders geeignetes Anwendungspotenzial. Dennoch findet die gebäudeintegrierte Photovoltaik noch nicht die Verbreitung, die ihr aufgrund ihrer Gestaltungsmöglichkeiten zusteht. Während die gesamte PV-Branche in den vergangenen Jahren Produktionszuwächse von mehr als 30 % aufweist, stagniert der Zuwachs an gebäudeintegrierter Photovoltaik. Obwohl die Kosten für Solarstromanlagen im vergangenen Jahrzehnt bereits enorm gesunken sind, stellen sie immer noch das größte Hemmnis für den endgültigen Durchbruch dar. Deswegen ist die Anwendung von Photovoltaik gewissermaßen von finanziellen Förderungen »abhängig«. Folgerichtig bestimmen öffentliche Fördermodelle nach wie vor Art und Größe des Marktes. Die im Verhältnis zu den Kosten einer Kilowattstunde Strom aus der Steckdose relativ hohen Vergütungssätze waren zunächst Auslöser für den beispiellosen Boom der Solarbranche in Deutschland. Die Förderquote bot den Herstellern in den letzten Jahren wenige Anreize, die Preise weiter zu senken. Im Herbst nächsten Jahres steht die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) an. Von politischer Seite wird bereits jetzt erwogen, die Förderung von Solarstrom zu kürzen. Gebäudeintegrierte Lösungen dagegen, die generell mit höheren Kosten und oft mit geringeren Erträgen verbunden sind, sind bereits mit der derzeitigen Förderung oft nicht mehr wirtschaftlich. Fachverbände fordern daher eine höhere Vergütung für dach- und fassadenintegrierte Anlagen, um dieses Marktsegment aus der Nische zu führen und Innovationen voranzutreiben.

Lagen die Kaufpreise vor rund zehn Jahren noch bei knapp zehn Euro pro Watt eines PV-Moduls, sind es heute nur noch drei Euro. Mit der Dünnschichttechnologie erscheinen sogar Preise von unter einem Euro pro Watt möglich. Hinzu kommen noch die Kosten für die System- und Montagetechnik. Auch hier gab es kontinuierlich Kosteneinsparungen. Für Bauherren hängt die wirtschaftliche Amortisation der innovativen Bauelemente vom Finanzierungsmodell ab. PV-Anlagen rechnen sich aufgrund der finanziellen Anreize des EEG nach 10–20 Jahren. Die ›

› energetische Rücklaufzeit, also die Spanne zur Rückgewinnung der bei der Modulproduktion eingesetzten Energie, beträgt durchschnittlich 3– 5 Jahre.

Solarzellen werden bisher meistens aus Silizium hergestellt. Gegenüber der Wafertechnologie, bei der das Silizium zunächst geschmolzen und dann aus den kristallin erstarrten Blöcken in dünne Scheiben (Wafer) gesägt wird, wird das Halbleitermaterial bei der Dünnschichttechnologie auf einen Träger, meist eine Glasscheibe, aufgedampft (amorphe Siliziumzellen). Die Schichten sind mit einer Dicke von etwa 3 mm rund 100-mal dünner als ein herkömmlicher Wafer und erzeugen gleichmäßige Oberflächen. Das Verfahren benötigt zwar wenig Ausgangsmaterial, bringt aber auch Siliziumdünnschichtmodule mit einem deutlich geringeren Wirkungsgrad hervor (ca. 5–7 % gegenüber ca. 12–19 % bei kristallinen Modulen). Alternative Halbleiter in der Dünnschichttechnologie, etwa Cadmium-Tellurid (CdTe) oder Kupfer-Indium-Diselenid (CIS), nähern sich dagegen den Wirkungsgraden von Siliziumwafern.

Je dunkler die Farbe, desto höher ist die Absorptionsrate des Lichtes und die Energieausbeute von Solarzellen: PV-Module mit kristallinen Siliziumzellen liegen standardmäßig im blauen Farbspektrum. Andere Farben von kristallinen Siliziumzellen sind möglich, wenn man Ertragseinbußen in Kauf nimmt. PV-Module mit amorphen Siliziumzellen sind rötlichbraun, aber irisierend. Solarzellen aus CdTe sind schwarz mit einem grünlichen Schimmer und bei CIS schwarz mit einem bräunlichen Schimmer .

Weil der Ertrag einzelner Solarzellen nur gering ist, werden sie in PV-Module elektrisch verschaltet. Dazu sind sie zwischen Gläsern oder Folien eingebettet. Kontaktbändchen führen bei kristallinen Siliziumzellen von einer Zelle zur nächsten und am Ende der Kette zur Anschlussdose auf der Rückseite des Moduls. Die meisten Module besitzen bereits fertige, steckbare Anschlussleitungen, um sie untereinander zu verdrahten. Bei den Dünnschichtmodulen verbindet eine elektrisch leitende Schicht die einzelnen Zellstreifen, so dass nur zwei silbrig glitzernde Kontaktbändchen am Modulrand für die Verbindung zur Anschlussdose nötig sind. Die Leistung eines einzelnen Moduls reicht meist nicht zum Betrieb eines elektrischen Verbrauchers. Daher werden mehrere miteinander zu einem so genannten Solargenerator verschaltet. Eine Anlage mit einer Nennleistung von 1 kW liefert in unseren Breitengraden einen Jahresertrag zwischen 600–1000 kWh. Oder anders ausgedrückt: 1 m² Generatorfläche liefert, bei einem Systemwirkungsgrad von 10 % und optimaler Ausrichtung, 100–120 kWh.

Die Energieausbeute wird umso besser, je exponierter die Solarfläche zur Sonne steht. Die günstigste Position ist eine Ausrichtung nach Süden bei einer Neigung von rund dreißig Grad. Doch auch an West- oder Ostfassade kann man noch akzeptable Energieerträge erreichen (Abb. 2).

Die Module werden in fast beliebiger Größe und Form mit oder ohne Rahmen hergestellt und lassen sich – ausgestattet mit allen funktionalen Eigenschaften von Verbundgläsern – wie Glasscheiben einbauen. Ein- oder mehrseitige Lagerungen sind ebenso möglich wie punktförmige Befestigungen oder die geklebte Montage in Structural-Glazing-Systemen.

Bei der Montage auf das Schrägdach werden die Module mit einer Metallunterkonstruktion oberhalb der bestehenden Dacheindeckung montiert. Schienensysteme aus Aluminium oder Edelstahl ermöglichen eine Schnellmontage und machen die Lage der Elemente unabhängig vom Raster des Dachtragwerks. Die Befestigung der Unterkonstruktion auf einer Dach- ziegeleindeckung erfolgt mittels Sparrenanker oder Dachhaken. Auch modifizierte Befestigungsziegel – ursprünglich zur Montage von Schneefang- gittern oder ähnlichen Elementen gedacht – sind geeignet, Module aufzunehmen und stellen den Anschluss zur Dacheindeckung auf einfachere Weise her. Für Stehfalzdächer wurden spezielle Falzdachklammern entwickelt. Bei der Indachmontage ersetzen PV-Module die Dacheindeckung, was zu einer gleichmäßigeren Gesamtoberfläche führt. Wenn die systemspezifische Mindestdachneigung eingehalten ist, lässt sich die Regensicherheit mit fachgerechten Anschlüssen an die Dachdeckung oder an den Dachrändern problemlos gewährleisten. Die Leitungen werden direkt nach innen und an möglichst wenigen Stellen gebündelt durch die Unterdeckbahn und Wärmedämmung geführt. Wirtschaftliche Vorteile ergeben sich bei Dachsanierungen oder -neubau aus der Substitution der Dacheindeckung durch die Solarfläche. Für die Einbindung in die Dachhaut wurden Module entwickelt, die eine Dachbahn-, Metall- oder Dachsteineindeckung ersetzen können. Die »Solardachsteine « umfassen so gut wie alle Dacheindeckungsarten – von der Biberschwanzdeckung über Dachpfannen bis zu Schieferplatten (Bilder 3-5). Dabei ersetzen die PV-Module entweder kleinteilig einzelne oder großflächig mehrere Dachsteine. Die Regensicherheit kann dabei auf unterschiedliche Weise erreicht werden: Die Module überlappen sich nach dem Schindelprinzip oder liegen in einem Kunststoffgehäuse mit speziellen Abdeckleisten. Bei Kleinmodulen vergrößert sich zwar der Montage- und Verkabelungsaufwand, dafür können die Dachdecker aber auch komplizierte Dachflächen mit Photovoltaik belegen. Für große, zusammenhängende Flächen bieten sich kostengünstigere Standardmodule an, die mit einer metallischen Rahmenkonstruktion direkt auf der Lattung befestigt werden.

Besonders zu beachten sind die elektrischen Anschlüsse und Leitungen, die von den Modulen zum Wechselrichter und von dort zum Netzanschluss verlaufen. In transparenten Fassaden, Glasdächern oder Sonnenschutzelementen wirkt eine schwarze Anschlussdose aus Kunststoff optisch störend. Der Leitungsaustritt kann dann am stirnseitigen oder seitlichen Glasrand erfolgen und in eine sehr kleine Dose münden, die zum Beispiel in den Fassadenprofilen verschwindet. Auf dem Dach und in der Fassade bieten meist die Befestigungsschienen oder -profile genügend Platz für die Aufnahme der Leitungen. An der Unterkonstruktion fixierte Leitungen oder Schutzrohre verhindern eine unzulässige, mechanische Beanspruchung. Steht der Wechselrichter außerhalb der thermischen Gebäudehülle, reduzieren sich die notwendigen Leitungsdurchführungen. Innerhalb des Gebäudes lassen sich vorhandene Versorgungsschächte oder neue Kabelkanäle für die Solarleitungen nutzen. Im Bestand eignen sich unter Umständen nicht mehr benötigte Schornsteine oder Lüftungsschächte.

Je nach Ausmaß des Generators und den Rahmenbedingungen wie Verschattung oder den Möglichkeiten für einen geeigneten Installationsort für den Wechselrichter kann ein dezentrales Anlagenkonzept mit mehreren kleinen Wechselrichtern oder ein einziger, zentraler Wechselrichter sinnvoll sein. Unterschiedlich ausgerichtete oder verschattete Teilgeneratoren speisen mit einzelnen Wechselrichtern optimal ein. Zentralwechselrichter werden meist in Schaltschränken im Hausanschlussraum untergebracht. Dezentrale Geräte – auch Strangwechselrichter genannt – können alternativ in der Nähe der betreffenden Modulgruppe installiert werden, etwa etagenweise oder auf bzw. unter dem Dach verteilt. Günstige Standorte sind Dach-, Keller- oder Technikräume, wenn sie kühl, trocken und zugänglich sind. Bei einer Montage im Freien müssen die Geräte mindestens den Schutzgrad IP 54 aufweisen und vor direkter Sonneneinstrahlung geschützt sein.

Bei hoher Sonneneinstrahlung erwärmen sich die Module je nach Einbau-situation auf Temperaturen von bis zu 80 °C. Aus physikalischen Gründen reduziert sich die Leistung mit jedem Grad über der Normtemperatur von 25 *C. Eine gute Hinterlüftung ist daher von Vorteil: Nicht hinterlüftete oder wärmegedämmte Elemente liefern bis zu 10 % weniger Stromertrag als völlig frei umströmte PV-Module.

Verschattungen der Generatorfläche wirken sich vor allem bei kristallinen Modulen negativ auf die elektrische Energieausbeute aus und sind möglichst zu vermeiden. Das betrifft sowohl Verschattungen durch benachbarte Bauwerke und Pflanzen als auch Schornsteine, Vorsprünge, ›

› Lüftungs- und Blitzschutzanlagen am Gebäude selbst oder sogar überstehende Befestigungsklemmen oder Deckprofile. Lassen sich zeitweilige Verschattungen nicht ausschließen, gibt es Lösungen, durch etwas aufwändigere Verschaltungen die Energieverluste zu minimieren. Elektrisch inaktive »Dummies« können als Lückenfüller dienen.

Dünnschichtmodule reagieren weniger stark auf hohe Temperaturen und empfehlen sich damit für Konstruktionen, die keine oder nur eine eingeschränkte Hinterlüftung erlauben. Mit ihrer besonderen Streifenstruktur und ihrem guten Absorptionsvermögen liefern sie außerdem in Verschattungssituationen und bei nicht optimaler Position zur Sonne mehr Ertrag als ihre kristallinen Konkurrenten. In der Gebäudeintegration sind sie damit auch aus energetischen Gesichtspunkten eine interessante Alternative.

Da ein großer Teil der solaren Einstrahlung von den Zellen absorbiert wird, ist der Gesamtenergiedurchlasswert (g-Wert) von Verbundgläsern mit einer Solarzellenzwischenlage geringer als bei herkömmlichen Verbundgläsern. Er beträgt bei einer Belegung von 80 % der Scheibe mit Solarzellen rund 15 %. Die Gläser eignen sich deshalb hervorragend zum Sonnen- und Blendschutz. Die Transparenz lässt sich individuell einstellen. Der Lichtdurchlassgrad muss mit der Wirksamkeit des Moduls abgestimmt werden, denn je höher die Transparenz, desto geringer ist natürlich die elektrisch wirksame Fläche eines Moduls.

Kristalline Siliziumzellen sind im Allgemeinen 125 x 125 mm groß und liegen in einem Abstand von 2–5 mm. Dies erzeugt eine Art Karo-Muster mit expressiven Licht-Schatten-Spielen. Ein Standardmodul hat eine Lichttransmission von rund 10 %. Das genügt, um Bereiche ohne besondere Tageslichtanforderungen partiell ausreichend zu belichten. Mit größeren Zellenabständen lässt sich die Transparenz beliebig erhöhen. Dünnschichtmodule sind flexibler in den geometrischen Abmessungen. Die Zellen bestehen aus 5–20 mm breiten Streifen im Abstand von 0,2–0,3 mm. Der kaum sichtbare Zellabstand bewirkt, dass ab einem Abstand von 2 m die Fläche optisch zu einem einheitlichen Ganzen verschmilzt (Bild 7).

Die Dünnschichtmodule eignen sich deshalb besonders gut für einen wirksamen Blendschutz. Je nach erforderlicher Transparenz wird ein mehr oder weniger breiter Bereich der elektrisch aktiven Beschichtung mittels Laserstrahlen entfernt. Die dabei entstehenden Muster sind sehr fein mit einer Lochgröße im Millimeterbereich oder schmalen, durchsichtigen Streifen. Die Belichtung im Rauminneren wird kontrastarm, blendfrei (Bild 8). [1]

Bauelemente mit Solarzellen gehören nach Bauregelliste A des Deutschen Instituts für Bautechnik zu den ungeregelten Bauprodukten. Werden sie in eine tragende Glaskonstruktion eingesetzt, brauchen sie eine allgemeine bauaufsichtliche Zulassung, ein allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis oder eine Zustimmung im Einzelfall. Zu den Bauarten aus Glas (mit und ohne Solarzellen), die bauaufsichtliche Anforderungen erfüllen müssen, zählen vor allem Überkopfverglasungen (Dächer, Sonnenschutzlamellen), Vertikalverglasungen (Fassaden, Fenster), absturzsichernde Verglasungen (Fassaden, Brüstungen), Structural-Glazing-Fassaden und zu Reinigungs- und Wartungsarbeiten betretbare Verglasungen (Dächer). Für Glaskonstruktionen für Vertikal- und Überkopfverglasungen sowie für Absturzsicherungen gibt es bauaufsichtlich eingeführte Ausführungsregeln, die Technischen Regeln für die Verwendung von linienförmig gelagerten Verglasungen (TRLV, Fassung September 1998) und die Technischen Regeln für die Verwendung von absturzsichernden Verglasungen (TRAV, Fassung Februar 2003). Sind diese Vorschriften eingehalten, ist keine Zustimmung im Einzelfall notwendig. Beide Vorschriften erfordern aber die Verwendung definierter und geregelter Glasprodukte aus VSG [2]. Bei Isolierglas mit rückseitiger VSG-Scheibe ist eine TRLV-konforme Lösung möglich.

Ihre funktionalen Qualitäten und ihre Haltbarkeit stellen PV-Module nach IEC beziehungsweise DIN EN 61215 oder 61646 unter Beweis. Viele Bauherren möchten auch bei maßgeschneiderten Sondermodulen nicht auf diesen Qualitätsnachweis verzichten, was die Projektkosten zusätzlich erhöhen kann. Die Sicherheitsstandards werden künftig in IEC beziehungsweise EN 61730 definiert. Zusätzliche Anforderungen für gebäudeintegrierte Photovoltaik nennt und behandelt der Normentwurf DIN VDE 0126–21 gewerkeübergreifend auf Basis bestehender Normen.

Besonders die neuen Entwicklungen in der Dünnschichttechnologie versprechen vielfältige Gestaltungspotenziale, denn PV-Module mit Dünnschicht-Solarzellen können in ihren Texturen und Strukturen dem baulichen Kontext besser angepasst werden.

Das Erscheinungsbild der Module hängt von der Oberfläche und der Struktur des Deckglases ab. Im Europäischen Forschungsprojekt BIPV (»Improved Building Integration of PV«)-CIS wurden beispielsweise Dünnschichtmodule entwickelt, die durch einen neuen technologischen Schritt in der Produktionskette besonders farbintensiv wirken, wenn sie mit einem farbigen Deckglas kombiniert werden (Bild 9). Ist das Glas zudem rau und texturiert – beispielsweise ein Ornamentglas – reduziert das die bislang störende Reflektion. Diese neuen Lösungen auf der Basis der Dünnschichttechnologie erweitern die bisher eingeschränkte Produktpalette. Mit dieser Technologie steht ein breites Spektrum an Oberflächenmodulationen zur Verfügung, das über das bisherige visuell dominierende Erscheinungsbild hinausgeht. Die technologische Innovation liegt in der Modulation der Modulschichten. Um eine hohe Moduleffektivität zu erreichen, ist eine gute Transmission nötig. Sie hängt ab von den Brechungsindizes der einzelnen Schichten (Glas, Solarzelle, Verbundfolie). Herkömmlicherweise werden die Schichten optisch gekoppelt, was zur dunklen Oberfläche der Module führt, selbst wenn farbige Deckgläser verwendet werden. Dies lässt sich vermeiden, wenn eine optische Entkoppelung, zum Beispiel durch eine Luftschicht, eingeführt wird. Dann wird die Modulfarbe nicht mehr von der Zelle bestimmt, sondern aus der Kombination der Zellfarbe und dem Deckglas. Optisch entkoppelte Module können nur als Einzelscheiben hergestellt werden, da sich die Laminatfolie nicht zur Verbundsicherheitswirkung heranziehen lässt. Um die Qualität einer Verbundsicherheitsverglasung zu erreichen, kann eine bauaufsichtlich zugelassene Folie auf oder unter das Modul zusammen mit einem Spiegelglas laminiert werden. Für dieses Produkt ist eine bauaufsichtliche Zulassung erforderlich.

Die aus diesem Projekt resultierenden Forschungsergebnisse werden in dem Projekt »PV-VH-Fassaden« anwendungsorientiert weiterentwickelt. Adaption und Modifizierung der PV-Dünnschichttechnologie zielen auf Kompositpaneele mit teils farbigem Glas für den Einsatz in vorgehängten, hinterlüfteten (VH) Fassaden. Im Rahmen des Projektes entwickelt das Institut für Baukonstruktion in Dresden gemeinsam mit Industrie- und Forschungspartnern diese neuartigen Fassadenbauteile, die zugleich PV-Module sind. Dazu werden konventionelle, als vorgehängte Gebäudeverkleidung (für hinterlüftete Fassaden) gebräuchliche Platten eingesetzt, den Anforderungen der PV-Technologie entsprechend adaptiert und zu PV-Verbund-Elementen weiterentwickelt. [3]

Viel Innovationspotenzial steckt auch in der elektrischen Anschlusstechnik der Module. Statt diese einzeln zu befestigen und zu verschalten, ist die Kombination von elektrischer und baukonstruktiver Funktion möglich. Das Moduldesign könnte mit mehreren parallel geschalteten Zellsträngen Schutzdioden überflüssig machen und gleichzeitig die Verschattungstoleranz des Moduls erhöhen.

Hochleistungszellen aus kristallinem Silizium erreichen heute bereits Wirkungsgrade über 20 %. Mit der rasanten technologischen Weiterentwicklung in der Produktion werden kommerzielle Module diese Schwelle bald serienmäßig erreichen. Außerdem kann kristallines Silizium in einem neuen Verfahren hergestellt werden: Das so genannte Crystalline Silicon on Glass (CSG) benötigt gegenüber der Wafertechnologie weniger Produktionsschritte, Material und Herstellungsenergie. Die Modulwirkungsgrade betragen derzeit bis zu 8 %.

Im Hinblick auf die Wirkungsgradverbesserung von Dünnschichtsolarzellen orientiert sich die Forschung auf neuartige Materialkombinationen und Zellkonzepte, etwa Multispektralzellen. Mehrere Zellschichten werden bei diesem Herstellungsprozess aufeinandergestapelt (Tandem- oder Tripelzellen), wodurch eine hohe Lichtausbeute und Modulwirkungsgrade größer 12 % erzielt werden. Langfristig könnten die Zellen sogar mittels Nanotechnologie und Biowissenschaften noch dünner werden. Flexible Substrate und noch dünnere Schichten eröffnen weitere neue Anwendungsmöglichkeiten. Ähnliches gilt für Farbstoffsolarzellen. Hierbei wird Sonnenlicht – ähnlich wie bei der Photosynthese – mit Hilfe eines organischen Farbstoffes in elektrisch angeregte Ladungsträger umgewandelt. Transparenz und Farbe sind variabel herzustellen, die Zellen sind jedoch noch nicht marktreif. •