Machbarkeitsstudie für PV-Dachanlagen

Machbarkeitsstudie für PV-Dachanlagen

Nachhaltiges Engagement für eine bessere CO2-Bilanz und mehr Klimaschutz sowie eine neue Gesetzeslage lassen das Interesse an Photovoltaik-Dachanlagen auch bei Unternehmen stark steigen. Doch wie kann man sich als Unternehmen einen ersten, möglichst konkreten Überblick über die Möglichkeiten eines solchen Vorhabens verschaffen? Nötige Transparenz bietet hier eine Machbarkeitsstudie, die nachfolgend an einem Beispiel erläutert wird.

Wer eine großflächige Photovoltaik-Anlage auf sein Hallen- oder Industrie-Dach installiert, erhofft sich in der Regel nicht allein einen verbesserten CO2-Fußabdruck für sein Unternehmen. Auch die Reduzierung der Abhängigkeit von steigenden Stromkosten und die Rentabilität des Projektes werden betrachtet. Zudem wurde in einigen Bundesländern die Integration einer PV-Dachanlage bei der Errichtung neuer gewerblicher Immobilien zur Pflicht erklärt, im Jahr 2023 wird sogar die bundesweite Solarpflicht auf Gewerbe-Neubauten kommen. Doch wie viel Strom lässt sich mit einer Anlage auf dem Dach maximal produzieren? Welche begrenzenden Faktoren gibt es? Und wie viel des produzierten Solarstroms lässt sich selbst nutzen oder gar speichern, um als Unternehmen den zunehmend steigenden Energiepreisen begegnen zu können?

Eine Machbarkeitsstudie verrät im ersten Schritt,

  • ob eine Dachfläche grundsätzlich für eine Belegung mit PV-Modulen geeignet ist,
  • welche Anlagengröße möglich und welcher Ertrag zu erwarten ist,
  • mit welchen Investitionskosten zu rechnen ist,
  • wie viel des bisherigen Strombezugs über die PV-Anlage kompensiert werden kann,
  • wie hoch die Stromgestehungskosten der Anlage sind und nach wie vielen Jahren sie sich amortisiert,
  • wie viel CO2-Einsparung durch die Anlage generiert wird.

Beispiel-Case

Im vorliegenden Fall wird die Durchführung einer Machbarkeitsstudie für ein bereits existierendes Hallendach einer Kfz-Werkstatt beschrieben. Die Fläche des Hallenflachdachs beträgt ca. 1.450 m² und ist mit einer begehbaren Dachdämmplatte auf Trapezblech bestückt. Die Halle selbst ist rund 9 Meter hoch und von keiner externen Verschattung betroffen. Über das Dach verteilt befinden sich 17 Lichtkuppeln, die bei der Belegungsplanung des Daches mit PV-Modulen berücksichtigt werden müssen. Die nutzbare Dachfläche ohne Lichtkuppeln beträgt ca. 1.400 m². Die Annahmen der Studie stammen aus 12/2021 und beruhen auf den Bau und die Inbetriebnahme in Q2 2022.

Abklärung technischer Rahmenbedingungen und Zielsetzungen des Kunden

Zum Zeitpunkt des Hallenbaus wurde bereits die nachträgliche Errichtung einer Photovoltaik-Anlage eingeplant, wodurch die Trägerkonstruktion entsprechend ausgelegt wurde. Die maximal zusätzliche Flächenlast beträgt 50 kg/m². Die Module können auf einem ballastierten Gestell-System montiert werden. Dadurch käme es zu einer zusätzlichen Last von 23-28 kg/m², die deutlich unter dem Maximalwert liegt. Die Statik sollte aufgrund der ungleichen Lastverteilung durch das Schienensystem vor Baubeginn dennoch durch einen Architekten oder Statiker geprüft werden.

Die PV-Anlage soll auf der vorhandenen elektrischen Infrastruktur aufsetzen und die Integration der Anlage in das Gebäude einen möglichst hohen Eigenverbrauch des produzierten Stroms ermöglichen. Mit Blick auf einen zukünftig erwarteten Mehrverbrauch durch die geplante Installation von Elektroladesäulen und der Möglichkeit zur Teilhabe an der Energiewende, wünscht der Kunde eine maximale Belegung seiner Dachfläche.

Basisplanung: Bewährtes Anlagen-Design, individuell abgestimmt auf die verfügbare Dachfläche

Screenshot einer Belegungsplanung mit einem Planungs-Tool

Um eine möglichst realistische Stromproduktion abschätzen zu können, wurde mit einem 3D-Planungstool eine individuelle Belegungsplanung des Hallendaches mit einem bewährten Anlagendesign erstellt. Die Module entsprechen mit einer Leistung von 380 Wp bei ca. 1,75 m² Fläche dem Stand der Technik.

Sie wurden parallel zur Dachkante ausgerichtet, was die Montage und später auch die regelmäßige Wartung erleichtert. Allerdings führt die Ausrichtung des Daches und damit der Module nach 25° Süd-West zu einer zeitlich nach hinten verschobenen Ertragskurve und einem leicht verringerten Ertrag im Vergleich zu einer reinen Südausrichtung. Ein finales Design sollte daher auf Basis einer Begehung des Daches, im Optimalfall zusammen mit der Solarinstallationsfirma, erfolgen.

Ermittlung der zukünftigen Stromproduktion

Bei einer aus technischer Sicht sinnvollen maximalen Belegung des Daches ergab sich eine Anlagenleistung von 130 kWp mit insgesamt 342 Modulen. Da bis zu einer Anlagengröße von 135 kWp eine kosten- und zeitintensive Anlagenzertifizierung entfällt, steht der maximalen Belegung des Daches kein aufwändiger Zertifizierungsprozess entgegen.

Um den zukünftigen Energieertrag der Photovoltaik-Anlage zu ermitteln, wurde eine Ertragssimulation auf Basis des erstellten Anlagendesigns durchgeführt. Für eine möglichst genaue Ertragsberechnung wurden örtliche Einstrahlungswerte der vergangenen Jahre genutzt. Daraus ergab sich eine jährliche Stromerzeugung von 118.190 kWh.
Ermittlung von Eigenverbrauch und Kostenersparnis sowie Einspeisemenge und Vergütung

Da zum Zeitpunkt der Betrachtung keine standortbezogenen Lastgangdaten des Strombezugs vorlagen, wurde aufgrund der Verbrauchswerte des Vorjahres eine Simulation auf Grundlage des Jahresstromverbrauchs und des für das vorliegende Gewerbe typischen Lastprofils auf 15-Minuten-Werte vorgenommen. Der Jahresstromverbrauch betrug 75.000 kWh für einen Luft-Wärmetauscher sowie 68.000 kWh für die übrigen Verbraucher und lag somit bei rund 143.000 kWh. Aufgrund des Lastprofils ist ein gleichmäßig hoher Energiebedarf an Werktagen mit einem hohen Eigenverbrauchsanteil des produzierten Stroms anzunehmen. An Wochenenden wird dagegen ein Großteil der Leistung in das Netz eingespeist.

Um die aus dem Netz bezogene Energie zu reduzieren, muss der Solarstrom zu dem Zeitpunkt verbraucht werden, zu dem er erzeugt wird. Durch Nutzung eines Batteriespeichers ließe sich der externe Strombezug weiter reduzieren. Im vorliegenden Fall erfolgte die Berechnung der Kostenersparnis für den selbst verbrauchten Strom und eine Berechnung der Vergütung für den eingespeisten Strom ohne Speicher. Dazu wurde die voraussichtlich produzierte und selbst verbrauchte Strommenge mit dem derzeitigen Bezugs-Strompreis des aktuellen Energieversorgers multipliziert. Dieser lag bei der Erstellung der Machbarkeitsstudie bei 0,27 €/kWh. Die exportierte Energie wurde mit einer angenommenen Vergütung von 0,05 €/kWh addiert. Zum Zeitpunkt der Studienerstellung wurde zudem die bis dato geltende Gebühr von 40% auf die EEG-Umlage auf selbstverbrauchten Strom berücksichtigt. Der inzwischen beschlossene Entfall dieser Gebühr zum 1.7.2022 wird den Case noch weiter verbessern.

Produzierte Strommenge insgesamt / Jahr:

kWh Eigenverbrauch / Jahr:

Eigenverbrauchsquote:

Autarkiegrad:

Ersparnis / Jahr:

Export Strommenge / Jahr:

Vergütung für exportierte Strommenge / Jahr:

118.190 kWh

54.001 kWh

46 %

38 %

13.765 €

64.189 kWh V

3.209 €

Emissionseinsparungen

Die Reduzierung der CO2-Emissionen wird anhand der erzeugten Energie durch die PV-Anlage und der vom Stromnetz bezogenen Energie berechnet. Der örtliche Stromversorger gibt seine CO2 Emissionen mit 81 g/kWh an. Bei einer Stromerzeugung von 118,2 MWh pro Jahr bedeutet das eine jährliche CO2-Einsparung von 9,6 t.

Wirtschaftlichkeit: Stromgestehungskosten und Amortisierung

Die Ermittlung der spezifischen Installationskosten erfolgte auf Basis marktüblicher Preise und einschlägiger Erfahrungswerte von greentech. Für schlüsselfertige Anlagen dieser Größenordnung ergab sich zum Zeitpunkt der Studienerstellung ein Preis von 750 €/kWp Leistung. Bei der vorgesehenen Anlagengröße von 130 kWp ist auf dieser Grundlage mit Investitionskosten von 97.500 € zu rechnen.

Um eine Vorstellung über die Wirtschaftlichkeit der Anlage zu erhalten, wurden die Stromgestehungskosten der Anlage (Levelized Cost of Energy, kurz: LCOE) ermittelt. Sie definieren sich aus den Gesamtkosten des Lebenszyklus der Anlage (Anschaffungskosten sowie Betriebs- und Reparaturkosten) und werden in Bezug gesetzt zur Energieproduktion über die Gesamt-Lebensdauer. Für die betreffende Anlage ergaben sich folgende relevante Parameter:

Investitionskosten:Lebensdauer:

Jährliche Betriebskosten:

Indexierung der Betriebskosten:

Betriebskosten über die gesamte Lebensdauer:

Jährliche Stromerzeugung:

Systemdegradation:

Energieerzeugung über die gesamte Lebensdauer:

Stromgestehungskosten/LCOE:

97,5 k€25 Jahre

3,25 k€

2% p.a.

104,1 k€

118,2 MWh

0,5% p.a.

2,784 MWh

0,0724 €/kWh

Da die Stromgestehungskosten deutlich geringer sind als der Strombezugspreis von 0,27 €/kWh ergibt sich für diesen Fall ein positiver Business-Case. Es ist davon auszugehen, dass sich die Anlage nach 6 Jahren amortisiert.

Fazit

Eine Machbarkeitsstudie gibt dem Eigentümer der Dachfläche eine erste Vorstellung über die Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit seines PV-Projektes. Er erhält Aufschluss, ob sich seine Dachfläche unter den gegebenen Rahmenbedingungen überhaupt für die Installation einer PV-Anlage eignet.

Im positiven Fall amortisieren sich die Investitionskosten der Anlage deutlich zügiger als die angenommene Gesamtlaufzeit. Die Anlage sorgt so für eine Verringerung des externen Strombedarfs und eine positivere CO2-Bilanz des Unternehmens. Bei einer frühen Amortisierung ist von insgesamt geringeren Energiekosten auszugehen. Zunehmend werden auch Speicherlösungen attraktiv, die einen zeitversetzten Verbrauch des selbst produzierten Stroms ermöglichen, was langfristig weiter Kosten senkt und die Abhängigkeit von steigenden Energiepreisen reduziert. Jedoch müssen auch hier die zusätzlichen Investitionskosten eines Speichers und dessen Lebensdauer gegen den verringerten externen Strombedarf gerechnet und die Gesamt-Wirtschaftlichkeit am Ende geprüft werden.

Die tatsächlichen spezifischen Anschaffungskosten haben sich in den vergangenen Monaten aufgrund stark gestiegener Rohstoff- und Logistikpreise erhöht. Vor der Auftragsvergabe sollten daher vom Installateur aktuelle Preise ermittelt und zur finalen Berechnung herangezogen werden. Die deutlich steigenden Stromkosten können die höheren Investitionskosten jedoch meist wieder kompensieren oder sogar einen noch positiveren Business Case bewirken.


Autor: greentech

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