IKZ Energy Solares Bauen (Vorschau)

6/7 | Juni 2014 

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Solares Bauen Seite 14 

Solarstromspeicher Seite 36 

Kompakte Brennwertgeräte Seite 56 

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Perfect Welding / Solar Energy / Perfect Charging 

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BRANCHENTICKER 

PV-Strom günstiger als AKW-Strom 

Eine aktuelle Studie der Prognos AG hat 

die Kosten CO 2 -freier Stromerzeugung untersucht. 

Das Ergebnis: Strom aus Wind 

und Sonne sind schon heute günstiger 

als Atomstrom – und das selbst mit Reservekraftwerken. 

Als einen wesentlichen 

Grund führt die Studie die enormen Technologieentwicklung 

der letzten zwei Jahrzehnte 

an, die zu einer drastischen Senkung 

der Kosten für Strom aus Windkraft 

und Photovoltaik führten. So sind 

die Vergütungssätze für Solaranlagen in 

Deutschland alleine in den vergangenen 

fünf Jahren um etwa 80 % gefallen. Doch 

wie wettbewerbsfähig sind Wind- und Solaranlagen 

im Vergleich zu anderen CO 2 - 

freien Technologien? Welche Rolle können 

Erneuerbare im Rahmen von CO 2 -Vermeidungsstrategien 

spielen, wenn neben dem 

Umweltschutz auch die Kosteneffizienz 

in den Vordergrund rückt? Auch hierauf 

gibt die Studie Antwort. Neue Wind- und 

Solarstrom anlagen können Strom um bis 

zu 50 % günstiger herstellen als neue Atomkraftwerke, 

lautet das Ergebnis der Prognos-Untersuchung. 

Die Analysen basieren 

auf den Vergütungssätzen für neue Atomkraftwerke 

in England sowie auf den Vergütungssätzen 

für Ökostrom gemäß dem 

EEG in Deutschland. Ebenso wie Atomenergie 

ist auch die in Europa nicht kommerziell 

verfügbare Technologie des „Carbon 

Capture and Storage“ – die unterirdische 

Einlagerung von Kohlendioxid – eine 

teurere Variante des Klimaschutzes als 

die Stromproduktion aus Wind und Sonne. 

Neben den Kosten der Stromerzeugung 

wurden in der Studie auch die Kosten für 

ein Stromerzeugungssystem abgeschätzt, 

in dem die wetterabhängige Einspeisung 

aus Wind- und Sonne durch gasbetriebene 

Reservekraftwerke ausgeglichen wird. Dabei 

zeigt sich, dass eine verlässliche Stromversorgung 

durch Wind- und Sonnenkraftwerke 

kombiniert mit Gaskraftwerken um 

20 % günstiger ist als eine Stromversorgung, 

die auf Atomkraft basiert. 

Für die Agora Energiewende, eine Initiative 

der Stiftung Mercator und der European 

Climate Foundation und Auftraggeber 

der Studie, ist der Wettbewerb um die kostengünstigste 

CO 2 -freie Stromerzeugung 

damit entschieden: „Wind- und Sonnenenergie 

werden in Zukunft in immer mehr 

Ländern der Welt das Stromsystem prägen. 

Deutschland kann – gemeinsam mit anderen 

Vorreiterregionen – als Labor der Welt 

zeigen, wie sich eine stabile und günstige 

Stromversorgung auf Basis von Wind- und 

Solarenergie aufbauen lässt.“ 

Wie richtig die Agora Energiewende mit 

dieser Schlussfolgerung liegt, zeigt das 

Beispiel USA. Erst vor wenigen Tagen kündigte 

US-Präsident Obama an, die Solarenergie 

stärker zu fördern und den CO 2 - 

Ausstoß in seinem Land zu senken. In den 

kommenden Jahren sollen 2 Mrd. Dollar investiert 

werden, um den Energieverbrauch 

in Regierungsgebäuden zu senken. Die 

Installation von Solarkollektoren auf dem 

Dach des Weißen Hauses sei jetzt abgeschlossen. 

Darüber hinaus sei mit 300 Firmen 

eine stärkere Nutzung der Sonnenenergie 

vereinbart worden. „Es gibt kostengünstige 

Möglichkeiten, den Klimawandel 

zu bekämpfen und gleichzeitig Arbeitsplätze 

zu schaffen“, begründet Präsident Obama 

die Maßnahme. Eine Erkenntnis, die 

bei vielen Politikern und Entscheidern 

hierzulande noch aussteht. 

Besuchen Sie 

den STROBEL VERLAG und die IKZ-ENERGY 

auf der Intersolar Europe 2014. 

Sie finden uns in Halle A1, Stand 534 

Erfolgreiche 

Solarstromspeicher-Förderung 

Rund 4000 Solarbatterien wurden seit 

dem Start der staatlichen Förderung für 

Solarstromspeicher vor genau einem Jahr 

bis heute gefödert. Die KfW vergab dafür 

zinsgünstige Kredite in Höhe von rund 

66 Mio. Euro sowie Zuschüsse von über 

10 Mio. Euro. Diese Zahlen nannte kürzlich 

der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW- 

Solar). Sie beruhen auf Angaben der KfW 

Bankengruppe in Berlin. Für den BSW-Solar 

Anlass, nach dem ersten Jahr eine positive 

Bilanz zu ziehen. Nicht nur, dass Solarstromspeicher 

so fürs Eigenheim oder 

den Gewerbebetrieb erschwinglich werden. 

Durch die Investition in ein Photovoltaik-Speicher-System 

werde die Energiewende 

vorangetrieben. 

Erklärtes Ziel des staatlichen Förderprogramms 

ist es, den Markt für Batteriespeicher 

anzukurbeln und so zu einer 

Weiterentwicklung und auch Kostensenkung 

der Speichertechnologie beizutragen. 

Die KfW fördert die Installation einer 

PV-Anlage und eines Batteriespeichers 

mit einem zinsgünstigen Darlehen. Bis zu 

30 % der Anschaffungskosten übernimmt 

der Staat als Tilgungszuschuss. Für die 

Beantragung des Zuschusses akzeptiert 

die KfW neben der Fachunternehmererklärung 

auch den PV-Speicherpass, ein 

vom BSW-Solar und dem Zentralverband 

der Deutschen Elektro- und Informationstechnischen 

Handwerke entwickeltes Qualitätssiegel 

für Solarstrom-Speicher. Ausführliche 

Informationen zum Thema Solarstromspeicher 

sowie Details der staatlichen 

Fördermöglichkeiten bietet die Website 

www.die-sonne-speichern.de. 

Noch ein Hinweis: Solarstromspeicher 

fallen unter das BatterieG. Damit sind 

Rücknahmeverpflichtungen für die Hersteller 

verbunden. Weitere Informationen 

hierüber sowie über die Recycling-Verpflichtungen 

für die PV-Branche, die durch 

das neue ElektroG formuliert werden, sind 

beim BSW-Solar erhältlich. 

Welche aktuellen Entwicklungen der Solarstromspeicher-Markt 

zu bieten hat, finden 

Sie in diesem Heft ab Seite 36. ■ 

Hilmar Düppel 

Chefredakteur IKZ-ENERGY 

h.dueppel@strobel-verlag.de 

6/7/2014 IKZ-ENERGY 3

INHALT 

RUBRIKEN 

3 Branchenticker 

45 Tipps & Trends 

64 Firmen & Fakten 

67 Impressum 

TITELTHEMEN 

14 Viel versprechende Perspektiven 

Solare Glasanwendungen in 

der Gebäudehülle erzeugen 

umweltfreundlich Energie und 

erfüllen zusätzlich weitere 

energetisch bedeutsame Funktionen. 

Die im Markt verfügbaren 

Technologien und die 

Notwendigkeit, weltweit 

Erneuerbare Energien verstärkt 

zu nutzen, bieten ideale Voraussetzungen für eine positive 

Entwicklung dieser Solarsparte und stellen Architekten vor 

neue Herausforderungen. 

36 Solarstromspeicher machen die Photovoltaik erwachsen 

Steigende Strompreise sind 

nach wie vor in aller Munde. 

Endverbraucher und gewerbliche 

Akteure suchen somit 

nach zukunftsfähigen Lösungen, 

Energie effizienter zu 

nutzen. Es scheint somit immer 

attraktiver, den Eigenverbrauch 

an regenerativ erzeugtem Strom mit einer PV-Anlage zu 

erhöhen. Verbunden damit sind Energiespeichersysteme. Bei der 

Anwendung von dezentralen Solarstromspeichern stellen sich 

jedoch viele Fragen. 

56 Eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative 

Die Wärmeerzeuger monovalent 

zu betreiben, gehört der 

Vergangenheit an. Aus ökonomischen 

und Komfortgründen 

geht der Trend zur multivalenten 

Betriebsweise oder zu 

hybriden Heizsystemen über, 

die in den meisten Fällen die 

konventionellen Brennstoffarten 

(Erdgas oder Heizöl EL) 

mit regenerativen Energien 

wie Erdwärme oder Solarthermie 

kombinieren. Insofern 

lassen sich die Gas- oder Öl- 

Brennwert-Wärmeerzeuger 

mit der Solarthermie oder 

mit einer Wärmepumpe kombinieren. 

IKZ-ENERGY AKTUELL 

6 Weltweiter Expertentreff 

Vom Eigenverbrauch bis zur Systemtechnik: das umfassende 

Rahmenprogramm der Intersolar Europe 2014. 

8 Quo vadis Intersolar? 

Interview mit Markus Elsässer von der Solar Promotion. 

SONNENENERGIE 

12 Mehr Transparenz bei der Bewertung von Sonnenkollektoren 

Die ISO 9806 ermöglicht den Vergleich solarthermischer Anlagen. 

14 Viel versprechende Perspektiven 

BIPV – Solare Glasanwendungen in der Gebäudehülle. 

12 

20 Höhere Effizienz dank vollintegrierter Produktion 

Effektive Solarglas-Beschichtungstechnologien für einen höheren 

Wirkungsgrad. 

26 Solarfassade an einem Baudenkmal 

Forschungsprojekt zur Energiegewinnung im denkmalgeschützten 

Gebäude. 

26 

4 IKZ-ENERGY 6/7/2014

INHALT 

32 Die Energiewende ist nicht aufzuhalten 

Interview mit Stefan Ams, Sales Director Germany bei Hanwha 

SolarOne. 

34 Solarenergie: ertragreich, kosteneffizient und sicher 

Neue Module optimieren Leistung und erhöhen die Sicherheit 

von PV-Anlagen. 

36 Solarstromspeicher machen die Photovoltaik erwachsen 

Kriterien zur Bewertung von Leistung und Qualität im Überblick. 

ENERGIEEFFIZIENZ 

56 Eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative 

Marktübersicht Brennwerttechnologie: Kompakt Brennwertgeräte 

und Hybridsysteme. 

62 Ideales Bindeglied zwischen Strom- und Wärmemarkt 

Interview mit Karl-Heinz Stawiarski vom BWP. 

36 

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Messen 

Weltweiter Expertentreff 

Vom Eigenverbrauch bis zur Systemtechnik: das umfassende Rahmenprogramm der Intersolar Europe 2014 

Vom 4. bis 6. Juni 2014 wird die Messe München wieder zum Zentrum der internationalen Solarbranche. Rund 1100 Aussteller zeigen 

die neuesten Technologien, Produkte und Dienstleistungen, die nötig sind, um das erklärte Ziel einer Energiewende zu erreichen. Das 

umfangreiche Rahmenprogramm thematisiert zudem aktuelle Technologietrends und Marktentwicklungen. 

Im Rahmen der General Session (Auftaktveranstaltung) 

der Intersolar Europe 

beleuchtet am 4. Juni eine Podiumsdiskussion 

die Energiewende in Deutschland und 

ihre aktuelle Entwicklung. Im Fokus stehen 

dabei die neue Bundesregierung und 

die unterschiedlichen Vorschläge und Beschlüsse 

zur EEG-Novelle. Wie bereits im 

letzten Jahr können sich Zuschauer und 

Teilnehmer auf eine kontroverse Diskussion 

freuen. 

Ein weiteres Highlight ist die Verleihung 

des Intersolar AWARD auf der Neuheitenbörse 

in Halle A3 an Stand 550 am 4. Juni 

um 16 Uhr. Verliehen wird der AWARD an 

internationale Unternehmen, die ihre Innovationskraft 

mit herausragenden Dienstleistungen 

und Produkten unter Beweis 

gestellt haben. Zuvor gibt es von den nominierten 

Unternehmen eine kurze Präsentation 

der Technologien. 

Auch während der folgenden Messetage 

stellen zahlreiche Aussteller der Intersolar 

Europe auf der Neuheitenbörse in kurzen 

Vorträgen aktuelle Lösungsangebote vor. 

Daneben stehen die Themen Smart Grids 

sowie die Bürgerbeteiligung an der Energiewende 

vor Ort im Fokus. 

Neuer Bereich Regenerative Wärme 

Die Investition in eine PV-Anlage 

kann sich auch für Unternehmen schnell 

auszahlen. Am 4. Juni informiert von 

14.30 – 17.00 Uhr der Messe-Workshop 

„PV auf Industrie- und Gewerbedächern“ 

über diese und weitere Themen. Über die 

finanziellen Aspekte hinaus klären Experten 

auch über rechtliche Rahmenbedingungen 

von Eigenverbrauchsanlagen auf 

und zeigen an konkreten Projekten, worauf 

bei der Umsetzung geachtet werden muss. 

In diesem Jahr baut die Intersolar den 

Themenbereich solare Wärmeversorgung 

aus und integriert regenerative Heizsysteme, 

wie Hackschnitzel- und Pelletheizungen, 

Mini-BHKWs, KWK-Anlagen und 

Wärmepumpen. Mit dem breiteren Technologieangebot 

will die Messe das Geschehen 

im Markt noch besser abbilden sowie zukünftige 

Trends aufzeigen und damit vollständige 

Komplettlösungen für das Heizen 

präsentieren. Zusätzlich zum Ausstellungsbereich 

informiert das Forum Regenerative 

Wärme in Halle C4 vom 4. bis 6. Juni mit 

Vorträgen zu verschiedenen ökologischen 

und energieeffizienten Heizsystemen, Wärmespeichern 

und der neuen europäischen 

Energieeffizienz-Kennzeichnung. 

Auf dem Intersolar Global Pavillon (Halle 

A3, Stand 540) informieren die Veranstalter 

der Intersolar über die Entwicklung 

der weltweiten Solarwirtschaft und 

die Möglichkeiten, sich in den Schlüsselmärkten 

im Rahmen der unterschiedlichen 

Intersolar-Veranstaltungen zu präsentieren. 

Begleitend zur Intersolar Europe findet 

vom 2. bis 4. Juni 2014 die Intersolar 

Europe Conference im ICM Internationales 

Congress Center München statt. Die Konferenz 

begleitet und vertieft die Themen der 

Messe und beleuchtet mit rund 300 Referenten 

die neuesten Trends, aktuelle Anwendungen 

und die Zukunft der internationalen 

Märkte. Im Fokus der diesjährigen 

Konferenz stehen im Themenbereich PV 

neben den Entwicklungen auf den weltweiten 

Märkten vor allem neue Geschäftsmodelle 

zur Vermarktung von Solarstrom. 

Im Konferenzbereich Energiespeicher 

thematisieren insgesamt sieben Sessions 

den Stand und die weitere Entwicklung des 

Marktes für Speicherlösungen sowie Technologien 

und Anwendungen. Im Bereich 

Regenerative Wärme & Solarthermie widmen 

sich mehrere Sessions den Einsatzmöglichkeiten 

unterschiedlichster Systemkombinationen 

regenerativer Heizsysteme 

und neuen Technologien. 

■ 

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Eine komplette Event-Übersicht zur 

Intersolar finden Besucher zu Messebeginn 

über die Intersolar Europe App. 

Vorregistrierungen für die App sind 

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FAMILIE 

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Interview 

Quo vadis Intersolar? 

Interview mit Markus Elsässer von der Solar Promotion 

Die Solarbranche befindet sich in einem starken Umbruch. Zahlreiche Unternehmen sind vom Markt verschwunden, aber auch neue 

Entwicklungen hinzu gekommen. Wie geht es weiter mit der Solarbranche? Die Intersolar Europe ist einer der wichtigsten Seismographen, 

wenn es um die wirtschaftliche und technische Entwicklung der Branche geht. IKZ-ENERGY-Chefredakteur Hilmar Düppel 

sprach mit Markus Elsässer, Geschäftsführer der Solar Promotion und verantwortlich für die Intersolar Europe, über die Zukunft der 

Messe und der Branche. 

IKZ-ENERGY: Herr Elsässer, die PV-Branche 

durchläuft seit geraumer Zeit ein Tal 

der Tränen, wie sehen Sie die aktuelle Entwicklung? 

Elsässer: Die letzten drei Jahren waren 

sehr schwierig für die Solarbranche. Seit 

einigen Monaten gibt es aber Anzeichen 

für eine Trendwende. Zum einen wächst 

die weltweite Nachfrage wieder. Zum anderen 

stabilisieren sich die Preise in einigen 

Produktsegmenten. Das Wachstum 

setzt sich bei einigen Unternehmen in steigende 

Umsätze um, auch die Margen steigen 

wieder. 

IKZ-ENERGY: Das bezieht sich aber mehr 

auf den internationalen Markt. Wie sieht 

es speziell für den deutschen aus? 

Elsässer: In Deutschland hat die Solarbranche 

zusätzlich damit zu kämpfen, dass die 

Politik keine klaren Signale setzt, keine 

klare Industriepolitik für die Erneuerbaren 

– speziell für die PV – macht. Dies trifft 

übrigens für den ganzen europäischen 

Raum zu. Die Diskussionen über EE sind 

reine Kostendiskussionen geworden. Von 

daher gestalten sich die Märkte in Deutschland 

und Europa deutlich schwieriger als 

in anderen Märkten weltweit. 

IKZ-ENERGY: Wo sind aus Ihrer Sicht die 

Gründe für diese negative Entwicklung im 

PV-Markt zu finden? 

Elsässer: Im Vergleich zu vielen anderen 

Ländern müssen wir in Deutschland leider 

feststellen, dass wir seitens der Politik zunehmend 

weniger Unterstützung und verlässliche 

Rahmenbedingungen für die Erneuerbaren 

haben. Das gilt auch für die Industrie- 

bzw. Herstellungsseite. So ist der 

Zugang zum Kapital extrem schwierig geworden. 

Man muss es nur einmal z. B. mit 

China vergleichen. Bei der Novellierung 

des EEG wird inzwischen ausschließlich 

über Kosten diskutiert und nicht an den 

tatsächlichen Ursachen für den Anstieg der 

Umlage gearbeitet. Dabei braucht die Industrie 

dringend Perspektiven für neue Geschäftsmodelle 

und 

keine Torpedierung 

dieser. 

IKZ-ENERGY: Können 

Sie hierfür ein 

Beispiel nennen? 

Elsässer: Noch vor 

zwei Jahren gab es 

einen Bonus für 

den Eigenverbrauch, 

wenn man sich dafür 

entschieden hatte, 

den Strom selbst 

zu nutzen statt ins 

Netz einzuspeisen. 

Jetzt bestraft man 

den Eigenverbrauch. 

Das ist nur ein Beispiel 

dafür, dass die 

Verlässlichkeit und 

die klare Linie fehlt. 

IKZ-ENERGY: Was wären die dringlichsten 

Maßnahmen, um diesen Trend zu stoppen 

bzw. um wieder ein Wachstum im Solarmarkt 

zu erreichen? 

Elsässer: Erstens, zunächst keine Deckel 

für die EE. Dann den Eigenverbrauch stärken, 

statt zu bestrafen. Und schließlich 

eine klare, langfristig verlässliche Politik 

machen. 

IKZ-ENERGY: Der Aderlass der einst so prosperierenden 

PV-Branche bleibt nicht ohne 

Folgen für vor- und nachgelagerte Wirtschaftszweige. 

Wie sieht es für die Intersolar 

aus? 

Elsässer: Wir hatten 2011 mit über 

2200 Unternehmen die höchste Ausstellerzahl 

aller Zeiten. Uns war damals allerdings 

schon klar, dass im Markt extreme 

Überkapazitäten bestanden und nicht alle 

Geschäftsmodelle nachhaltig ausgerichtet 

waren. Es musste zwangsläufig zu einer 

Konsolidierung kommen. Womit wir nicht 

gerechnet hatten ist, dass diese so schnell 

und mit solcher Wucht kam. 

Wir benötigen eine klare, 

langfristig verlässliche Politik. 

MARKUS ELSÄSSER 

IKZ-ENERGY: Wenn 

man sich die Wertschöpfungskette 

anschaut, 

hat dann 

die Branche in den 

verschiedenen Bereichen 

unterschiedlich 

darunter 

gelitten? 

Elsässer: Ja, wir sehen 

das ganz deutlich 

an der Intersolar. 

Zum einen im 

Bereich der Produktionstechniken. 

Hier ist ein starker 

Rückgang zu verzeichnen. 

Das ist 

auch logisch, denn 

bei Überkapazitäten 

wird nicht in 

neue Anlagen investiert. 

Aber ich 

denke, dass in diesem Segment die Talsohle 

durchschritten ist und es gegen Ende 

des Jahres zu einer positiven Entwicklung 

kommen wird. Im Bereich der Zell- und Modulhersteller 

hat eine ganz starke Konsolidierung 

stattgefunden. Die Zahl der Player 

dort ist stark gesunken. Es gibt aber auch 

Bereiche, die stabil geblieben sind oder sogar 

wachsen. Zu nennen ist vor allem der 

Bereich der Systemtechnik, der Wechselrichter, 

der recht stabil geblieben ist, obwohl 

die Unternehmen mit einem starken 

Preisverfall zu kämpfen haben. Vergleichsweise 

stabil ist zudem der Bereich Montagesysteme. 

Und als Wachstumssegment 

verzeichnen wir seit drei Jahren das Thema 

Energiespeicher. Es wird in diesem Jahr 

weiter zulegen. 

IKZ-ENERGY: Können Sie aktuelle Zahlen 

zum Stand der Intersolar 2014 bezüglich 

Hallenbelegungen, Ausstellerzahlen, der 

internationalen Resonanz nennen? 

Elsässer: Wir belegen acht Hallen und erwarten 

über 1000 Aussteller, wahrschein- 


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Interview 

lich werden es rund 1100. Mit über 54 % 

ausländischen Firmen ist die Intersolar 

wieder sehr international. China stellt hinter 

Deutschland das zweitgrößte Kontingent. 

Aber auch bei den Chinesen gibt es 

einen Rückgang. Waren es 2011 noch über 

500 chinesische Aussteller, so werden es 

in diesem Jahr etwa 200 sein. 

IKZ-ENERGY: Welche Themen, welche 

Highlights kann das Fachpublikum erwarten? 

Sicherlich steht die Speichertechnologie 

vorne an? 

Elsässer: Ja, hier gibt es auch eine wichtige 

Neuerung zum letzten Jahr. So wurde 

zusätzlich die Messe Electrical Energy 

Storage (EES) integriert, die Branchenplattform 

für den wachsenden Energiespeicher- 

Markt. Damit konnten wir weitere Themen 

um die Speicherthematik integrieren, 

so z. B. Speicherproduktion, Recycling, 

Zweitnutzungskonzepte, Sicherheitsthematiken. 

Aus diesen Bereichen sind über 40 

neue Aussteller hinzugekommen. 

Eben- 

falls erweitert wurde 

das Konferenzprogramm, 

das nun 

eine dreitägige Speicherkonferenz 

beinhaltet. 

Für die Messebesucher 

gibt es ein tägliches Vortragsprogramm 

zum Thema Energiespeicher 

der Halle B1 – erstmals wird auch der 

Electrical Energy Storage (EES) Award für 

innovative Speichertechnologien verliehen. 

IKZ-ENERGY: Zu den klassischen und etablierten 

Themen der Intersolar gehören die 

Bereiche PV, PV-Produktionstechnik, Solarthermie 

und seit einiger Zeit auch Energiespeicher. 

Neu in diesem Jahr ist der Bereich 

„Regenerative Wärme“. Was verbirgt 

sich dahinter? 

Elsässer: In erster Linie der Trend, dass 

zunehmend Systeme kombiniert werden: 

Wärmepumpen mit PV oder Solarthermie 

oder Solarthermie- mit Biomasseheizungen. 

Im Markt werden immer mehr 

und komplexere Hybridsysteme angeboten. 

Dies erfordert aber auch, dass noch viel 

Informationsarbeit geleistet werden muss. 

Die Intersolar 2014 hat speziell hierfür ein 

Forum geschaffen und erstmalig diese Themen 

in einer Halle zusammengeführt. Hier 

geben verschiedene Anbieter den Messebesuchern, 

also den Planern und Handwerkern, 

einen Einblick in diverse Komplettangebote. 

Sicherlich mit einem starken 

Fokus auf die PV, aber auch die Solarthermie 

ist seit Jahren ein starkes Thema der 

Wir stehen erst am Anfang 

der Entwicklung.“ 

MARKUS ELSÄSSER 

Intersolar. Das alles wird zusammen gebracht 

mit neuen Themen wie Wärmepumpen, 

Biomasse etc. 

IKZ-ENERGY: Gibt es nennenswerte Aussteller 

oder ist es eher eine Systemvorstellung? 

Elsässer: Es sind eine Reihe nennenswerter 

Aussteller in diesem Bereich vertreten, z.B. 

aus den Reihen der Wärmepumpenhersteller. 

Zudem haben wir zusammen mit dem 

Deutschen Energie Pellet Verband (DEPV) 

einen Informationsstand Pellets ini tiiert, 

auf dem einige Pelletanbieter mit vertreten 

sind. 

IKZ-ENERGY: Wird es in Zukunft noch weitere 

neue Themenbereiche geben? Entwickelt 

sich die Intersolar hin zu einer Messe 

für den Gesamtbereich der Erneuerbaren 

Energien? 

Elsässer: Es gibt sicherlich einige Themenbereiche, 

die wir ganz stark im Fokus 

haben. Einige 

wurden bereits genannt, 

wie die Systemtechnik, 

die 

Speichertechnologie. 

Themen wie die Vernetzung 

von Erzeugung 

und Nachfrage, 

Smart Home und Smart Grid werden 

immer wichtiger. Da wird sicherlich 

ein großer Fokus in der Zukunft liegen. 

IKZ-ENERGY: Die Erfolgsgeschichte der Intersolar 

kann sich sehen lassen. Welche 

Strategie verfolgt die Messe, um in dem 

rückläufigen Markt auch zukünftig weiter 

erfolgreich zu sein? 

Elsässer: Zum einen ist es die internationale 

Positionierung, die wir seit 2001 kontinuierlich 

ausbauen. Aktuell gibt es auf 

vier Kontinenten Intersolar Auslandsmessen 

und Konferenzen wie die Intersolar 

Summits. Das stärkt die Marke Intersolar 

insgesamt weltweit und hilft, auch internationale 

Besuchergruppen nach München 

zu locken. Nicht zuletzt deshalb besuchen 

Fachleute aus 150 Ländern die Intersolar 

in München. Ein anderer Punkt 

ist, dass wir die Intersolar auch zunehmend 

als Teil der Energiewirtschaft sehen. 

Vor vielen Jahren war die Solar energie 

noch ein Randthema. Die erste Aufgabe 

bestand darin, im industriellen Maßstab 

zu produzieren und das Thema Solar 

überhaupt in den Markt zu bringen. Die 

Solarenergie ist jetzt in vielen Bereichen 

eine energiewirtschaftliche relevante 

Größe. Jetzt geht es vor allem darum, mit der 

Energiewirtschaft Lösungen zu finden und 

die intelligente Integration der EE, der PV 

in die Netze zu forcieren. Der ganze Bereich 

der Systemtechnik und der Vernetzung der 

unterschiedlichsten Verbraucher im Haushalt, 

im Gewerbe und in der Industrie mit 

der Stromerzeugung muss praxisgerecht 

gelöst und dargestellt werden. Für die Intersolar 

ist es ei ne klare strategische Ausrichtung, 

diese Themen noch stärker voranzutreiben. 

IKZ-ENERGY: Ein jährlicher Turnus ist für 

Fachmessen eher ungewöhnlich. Bleibt die 

Intersolar bei dieser Ausrichtung? 

Elsässer: Wir hatten ja nicht von Anfang an 

einen jährlichen Turnus. Rund zehn Jahre 

fand die Intersolar im Zweijahres-Turnus 

statt. 2000/2001 kam dann eine unglaubliche 

Dynamik in den Markt, es gab so viele 

Innovationen, sodass an einem Ein-Jahres- 

Rhythmus kein Weg vorbei führte. Jetzt 

ist der Markt wieder stark im Umbruch. 

Und immer noch gibt es jede Menge Innovationen 

im Markt. Die Speichertechnologie 

ist nur ein Stichwort. Vor drei Jahren hatten 

wir 15 Aussteller in diesem Bereich, jetzt 

sind es bereits 250. Die starke Dynamik im 

Markt ist also immer noch vorhanden. Deshalb 

sehen wir den Ein-Jahres-Rhythmus 

als noch angebracht. Aber Messen sind immer 

ein Spiegel des Marktes. Wenn der Jahresrhythmus 

nicht mehr im Einklang mit 

den Innovationen der Branche steht, dann 

kann sich das eventuell auch ändern. 

IKZ-ENERGY: Abschließend ein kleiner 

Blick in die Zukunft: Wo sehen Sie die Intersolar, 

die Solar- und Erneuerbare Energien-Branche 

in 10 Jahren? 

Elsässer: Was die Intersolar betrifft, werden 

wir sicherlich weiterhin international 

in allen wichtigen Märkten stark vertreten 

sein. Sei es mit Messen oder mit 

Konferenzen. Ich bin auch optimistisch, 

dass wir auch in Europa weiterhin eine 

starke Intersolar sehen werden. Momentan 

befindet sich die Branche in einer 

Umbruchphase. Insgesamt sehe ich die 

ganze Solar- und EE-Branche aber erst 

am Anfang der Entwicklung. In einigen 

Jahren reden wir weltweit über weiter 

gesunkene Solarstromerzeugungskosten 

und viel höhere Gigawatt-Produktionen 

als heute. Ich bin da sehr optimistisch. 

IKZ-ENERGY: Herr Elsässer, vielen Dank 

für das Gespräch. 

■ 


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SONNENENERGIE 

Solarthermie 

Mehr Transparenz bei der Bewertung 

von Sonnenkollektoren 

Die ISO 9806 ermöglicht den Vergleich solarthermischer Anlagen 

Die ISO 9806 macht eine Vergleichbarkeit solarthermischer Anlagen möglich: Der Wärmeertrag je Bruttofläche etabliert sich als Maß 

zur Beurteilung der Leistungsfähigkeit. Bis Ende 2015 müssen alle Kollektoren, die nach dem europäischen Qualitätsstandard Solar- 

Keymark zertifiziert werden sollen, auf die neue Referenzfläche umgeschrieben werden. 

Solarthermie macht private Haushalte 

und öffentliche Einrichtungen bei der Gewinnung 

von Wärme weitgehend unabhängig 

von Öl- und Gas – und bringt Ökologie 

und Ökonomie auf unkomplizierte Art 

zusammen. Doch bislang war es schwierig, 

die Leistungsfähigkeit solarthermischer 

Anlagen zu 

vergleichen. Das ist jetzt anders: 

Kollektortests für solarthermische 

Anlagen müssen 

seit Ende Oktober 2013 nach 

ISO 9806 durchgeführt werden 

und beziehen sich nun auf 

die Bruttofläche. Bis spätestens 

Ende 2015 müssen alle Kollektoren, 

die nach dem europäischen 

Qualitätsstandard SolarKeymark 

zertifiziert werden 

sollen, auf die neue Referenzfläche 

umgeschrieben werden. 

Branche und Kunden 

profitieren 

„Was für den Laien erst einmal 

abstrakt erscheint, hat in 

der Praxis handfeste Vorteile 

und ist ein wichtiger Schritt für 

die Branche“, sagt Thomas Weidemann, Bereichsleiter 

Sonnenkollektoren der Ritter 

Gruppe. „Die ISO 9806 erlaubt Fachleuten 

und Endkunden endlich, worauf sie schon 

lange warten: Transparenz bei der Beurteilung 

der Leistungsfähigkeit von Solarthermie-Kollektoren 

und den möglichen 

Erträgen, die sie erbringen können“, so 

Weidemann. Denn mit der Festlegung auf 

die Bruttokollektorfläche sind jetzt erstmals 

Kosten und der Nutzen eines Kollektors 

ohne zusätzliche Umrechnung vergleichbar. 

Darüber hinaus ist der neue Referenzwert 

der Bruttokollektorfläche leicht 

zu ermitteln: Er ergibt sich aus der Multiplikation 

von Länge und Breite der Außenmaße. 

Bislang war es schwierig, die Leistungsfähigkeit solarthermischer Anlagen 

zu vergleichen. Das ist jetzt anders: Kollektortests für solarthermische 

Anlagen müssen seit Ende Oktober 2013 nach ISO 9806 durchgeführt 

werden und beziehen sich nun auf die Bruttofläche. 

Die bislang als Referenzfläche für die 

Kennzahlen verwendete Aperturfläche 

hingegen war in vielen Fällen nur schwer 

zu ermitteln und im Ergebnis oft irreführend. 

In der Praxis führt die Verwendung 

der Kennzahlen mit Bezug auf die Aperturfläche 

darüber hinaus dazu, dass ineffiziente 

Anlagen höher gefördert werden als 

solche, die weit ertragsstärker sind. 

Die Aperturfläche bezieht sich auf die 

Fläche, durch die Sonneneinstrahlung in 

den Kollektor gelangen kann. Demgegenüber 

ist die Angabe der Bruttofläche für 

den Nachweis der Mindestanforderung 

und der Bemessung der Fördersumme nach 

dem Marktanreizprogramm der Bundesregierung 

„MAP“ erforderlich. Eine Bewertung 

der Leistungsfähigkeit und der Erträge 

der Kollektoren war dadurch für Fachleute 

und Endkunden bislang nahezu nicht 

möglich. „Doch solange sich die Förderung 

auf die Fläche und nicht auf den Ertrag des 

Kollektors bezieht, kommt die Solarthermie 

nicht weiter, weil innovative Anlagen 

benachteiligt werden“, so Weidemann. 

Das Problem: Die Aperturfläche als Referenzgröße 

eignet sich nicht zur Darstellung 

des Kollektorertrags, da sie nicht den 

tatsächlichen Flächenverbrauch des Kollektors 

widerspiegelt. Der Grund 

dafür sind die unterschiedlichen 

Verhältnisse der Bezugsgrößen 

zueinander, die sich je 

nach Bauweise stark voneinander 

unterscheiden. So kommt 

es, dass die weit höheren Wirkungsgrade 

und erheblich höheren 

Wärmeerträge von hocheffizienten 

Vakuum-Röhrenkollektoren 

nicht honoriert 

und von den Kunden oftmals 

nicht erkannt werden. Durch 

die Umstellung auf die Bruttokollektorfläche, 

die der zur Errichtung 

der Solaranlage benötigten 

Dachfläche entspricht, ist 

es auch für Endkunden künftig 

leichter zu erkennen, wie gut 

das einfallende Licht auf der zur 

Verfügung stehenden Dachfläche 

genutzt wird – damit werden 

erstmals alle Kollektoren vergleichbar. 

Bis zur verpflichtenden Umstellung auf 

den neuen Referenzwert zum 31.12.2015 

dauert es allerdings noch. In der Zwischenzeit 

sollten Fachleute und Endkunden 

sich am zweiten Datenblatt des Solar- 

Keymarks orientieren, das den jährlichen 

Kollektoroutput in kWh angibt. Hier werden 

alle nach dem europäischen Standard 

zertifizierten Kollektoren und ihre Erträge 

aufgeführt. Das Datenblatt zeigt dabei 

die Standardkollektorerträge für Referenzstandorte 

bei unterschiedlichen Temperaturniveaus 

für die jeweiligen Modulgrößen. 

Mit diesen Daten haben die Kunden 

die Möglichkeit, Kollektorerträge zu vergleichen. 

■ 


Europas höchste Gebäudeintegrierte PV-Anlage befindet sich auf dem Klein Matterhorn oberhalb von Zermatt in der Schweiz. Die von 3S Photovoltaics 

erstellte Fassade des 3883 m hoch gelegenen Gipfel-Restaurants erfüllt energetisch höchste Anforderungen und muss Windgeschwindigkeiten 

bis 300 km/h sowie extrem niedrigen Temperaturen widerstehen. 

Bild: Schweizer Solarpreis 2010/Solar Agentur Schweiz 

Viel versprechende Perspektiven 

BIPV – Solare Glasanwendungen in der Gebäudehülle 

Solare Glasanwendungen in der Gebäudehülle erzeugen umweltfreundlich Energie und erfüllen zusätzlich weitere energetisch 

bedeutsame Funktionen. Die im Markt verfügbaren Technologien und die Notwendigkeit, weltweit Erneuerbare Energien verstärkt 

zu nutzen, bieten ideale Voraussetzungen für eine positive Entwicklung dieser Solarsparte und stellen Architekten vor neue Herausforderungen. 

PV-Anlagen gehören mittlerweile 

in vielen Ländern zum 

alltäglichen Erscheinungsbild 

von Städten und Gemeinden. In 

der Regel handelt es sich dabei 

um nachträglich aufgeständerte 

Dachmodule oder Freiland-Anlagen. 

Die gebäudeintegrierte 

PV, kurz GIPV bzw. BIPV (Building-Integrated 

Photovoltaics), 

findet man hingegen bisher 

noch eher selten. Derzeit entfallen 

laut dem Portal Solarserver 

nur knapp zwei Prozent des gesamten 

PV-Marktes auf diesen 

zukunftsweisenden Typ von Solaranlagen. 

Die Fachwelt und Marktforscher 

sind sich jedoch einig, 

dass dieser Anteil in Zukunft 

massiv steigen wird. Basis 

für die positiven Prognosen 

ist unter anderem die europäische 

Richtlinie über die „Gesamtenergieeffizienz 

von Gebäuden“ 

(Energy Performance 

of Buildings Directive / EPBD 

2010). Sie sieht vor, dass ab 

2020 alle in den EU-Staaten erstellten 

Neubauten als „nearlyzero 

energy buildings“ ausgeführt 

werden müssen. Dieses 

ambitionierte Ziel ist nur dann 

zu erreichen, wenn die europäische 

Bauwirtschaft die PV stärker 

einbezieht als bisher. Das 

für die BIPV infrage kommende 

Potenzial ist enorm. Allein 

für Deutschland setzt die Fachgruppe 

BIPV im Bundesverband 

Bausysteme e. V. eine Größenordnung 

von 3000 km 2 geeigneter 

Fläche an. 

Positive Zukunftsprognosen 

Die Analysten der weltweit 

tätigen Unternehmensberatung 

Frost und Sullivan prognostizieren 

in einer 2011 erstellten 

Studie der Gebäudeintegrierten 

Photovoltaik in Europa 

für den Zeitraum von 2007 bis 


SONNENENERGIE 

Solares Bauen 

2016 ein Wachstum von 1,3 Mrd. 

auf 2,7 Mrd. Euro. Zahlen für 

den weltweiten Markt liefern 

die Marktforscher der amerikanischen 

NanoMarkets LC. in ihrer 

Studie „Building-Integrated 

Photovoltaics Markets 2009 and 

Beyond“ prognostizieren sie einen 

Anstieg von etwa 1,6 Mrd. 

US Dollar im Jahr 2009 auf rund 

8,7 Mrd. USD im Jahr 2016. 

Weltweit müssen die Rohstoffressourcen 

geschont und 

der CO 2 -Ausstoß reduziert werden. 

Die PV stellt hier eine 

Schlüsseltechnologie dar. Das 

wissen auch die Solarunternehmen 

und die Glasindustrie, die 

als Zulieferer und Modulproduzent 

an der Entwicklung beteiligt 

ist. Ungeachtet der aktuell 

vorherrschenden massiven 

Preis- und Absatzprobleme 

bei PV-Modulen wird weltweit 

an der Weiterentwicklung der 

Technologie und ihrer Einsatzmöglichkeiten 

gearbeitet. Ein 

zentraler Forschungsschwerpunkt 

ist dabei die BIPV. 

telständische Glasunternehmen 

mit entsprechendem Know-how 

und der erforderlichen Maschinenausstattung 

ist die BIPV ein 

lukrativer Nischenmarkt. Viele 

Unternehmen nutzen die BIPV 

bereits, um ihr Angebot zu diversifizieren 

und partizipieren 

so vom Trend zur zukunftsorientierten, 

nachhaltigen Architektur. 

Wissensdefizite bei Planern 

und Architekten 

Bedingt durch die vorherrschenden 

Förderbedingungen 

wird die BIPV vor allem in 

Deutschland, Italien und Frankreich 

eingesetzt. Aber auch in 

diesen Ländern findet sie bisher 

fast ausschließlich in Vorzeigeobjekten 

Anwendung. Die 

Gründe für den zurückhaltenden 

Einsatz der zukunftsweisenden 

Technologie werden 

seitens der PV-Hersteller 

klar formuliert. Viele Archi- 

Substitution 

klassischer Baumaterialien 

Ein elementarer Vorteil der 

BIPV gegenüber den zusätzlich 

auf bzw. am Gebäude montierten 

PV-Anlagen ist, dass 

sie klassische Baumaterialien 

ersetzt und neben der Stromerzeugung 

noch weitere Funktionen 

wie Wetter- und Sonnenschutz, 

Schalldämmung, Lichtlenkung 

etc. übernehmen kann. 

Im Markt verfügbare Ausführungsvarianten 

lassen sich 

nahtlos in Kalt-, Warm- und 

Doppelfassaden integrieren und 

bieten ein hohes Maß an Flexibilität 

hinsichtlich ihrer Form, 

Farbe und Funktion. 

Ein wesentlicher Teil der 

Multifunktionalität der BIPV 

basiert auf Veredelungstechnologien, 

die die Betriebe der Glasbranche 

in ihren klassischen 

Arbeitsfeldern bereits erfolgreich 

einsetzen. Zuschnitt, Bedruckung, 

Laminierung, Gläser 

zu leistungsstarken Funktionseinheiten 

veredeln – all dies findet 

auch in der Solartechnik Anwendung. 

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15

SONNENENERGIE 


tekten und Planer hätten sich 

noch nicht ausreichend mit der 

Materie beschäftigt und noch 

keinen Überblick über die im 

Markt verfügbaren Produkte 

und deren Leistungsfähigkeit, 

monieren die Unternehmen. Zudem 

stuften sie die Gebäudeintergierte 

PV nach wie vor als 

zu teuer und ihre Umsetzung 

als sehr aufwendig ein. Weitere 

Hemmschuhe bei der Realisierung 

von Solarfassaden sind die 

erforderliche gewerkeübergreifende 

Zusammenarbeit und der 

im Vergleich zu Aufdach-Anlagen 

geringere Wirkungsgrad 

der BIPV. Abhängig von der 

Ausrichtung der Fassade und 

dem Einstrahlungswinkel der 

Sonne kann er gegenüber einer 

baugleichen, optimal ausgerichteten 

Dach-Anlage bis auf 60 % 

von deren Leistung abfallen. 

Semitransparente Dünnschicht-Solarmodule überzeugen mit einer brillanten Durchsicht. Als Verbundglasoder 

als Isolierglaselemente ausgeführt, können Sie neben der Stromerzeugung weitere Funktionen (Wärmeschutz, 

Schallschutz, etc.) übernehmen. 

Bild: Schott 

Dünnschichtmodule lassen sich problemlos in Funktionsgläser mit unterschiedlichsten Aufbauten integrieren. 

Diese semitransparente Dachverglasung substituiert die klassische Dacheindeckung. Sie produziert Strom, beschattet 

den Raum und bietet zudem einen zuverlässigen Wärmeschutz. 

Bild: Arnold Glas 

Dünnschichttechnologie 

bevorzugt 

Sämtliche Bereiche der Gebäudehülle, 

also Fenster, Fassaden 

und Dächer, lassen sich 

als BIPV ausführen. Die Vielfalt 

der möglichen Formen 

und Farben sowie der variable 

Grad der Transparenz bieten 

dabei vielfältige Gestaltungsmöglichkeiten. 

PV-Module lassen 

sich in nahezu jeden beliebigen 

Glasaufbau integrieren 

und mit klassischen Glasbearbeitungstechnologien 

individuell 

veredeln. So kann die BIPV 

in Dächern und Fassaden konstruktiv 

und gestalterisch dieselben 

Anforderungen erfüllen 

wie herkömmliches Funktionsglas. 

Mehrfach-Isoliergläser mit 

Wärme- und Schallschutzfunktion 

sowie Überkopf- und begehbare 

Verglasungen mit integrierter 

PV sind problemlos realisierbar. 

Entsprechend ausgelegt, 

kann beispielsweise eine Anlage 

in einer Südfassade nicht nur 

hohe Energiegewinne erzielen, 

sondern durch ihre Sonnenschutzfunktion 

auch eine zusätzliche 

Verschattungsanlage 

überflüssig machen. 

Grundsätzlich können in 

BIPV-Systemen alle Arten von 

Solarzellen eingesetzt werden. 


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Obwohl mono- und multikristalline 

Module deutlich höhere 

Wirkungsgrade (14 bis 20 %) erzielen, 

haben sich in der BIPV 

Dünnschichtmodule durchgesetzt. 

Bei dieser Technologie 

werden hauchdünne Schichten 

eines Halbleitermaterials 

auf ein Glassubstrat oder andere 

Materialien aufgebracht. 

Die Zellen sind semitransparent 

oder opak erhältlich und 

bieten ein sehr homogenes Erscheinungsbild. 

Der Wirkungsgrad 

entsprechender Module 

liegt mit 6 bis 12 % zwar unter 

dem von kristallinen Modulen, 

aber ihre Herstellung ist deutlich 

kostengünstiger und vor 

allem flexibler. Zudem haben 

Dünnschichtmodule ein besseres 

Schwachlichtverhalten. Das 

prädestiniert sie für den Einsatz 

in Bereichen mit indirekten 

oder diffusen Lichtverhältnissen. 

Form und Größe der Module 

sind weitgehend frei wählbar. 

Ihre Herstellung kann also projektbezogen 

erfolgen. 

Interessant für den Einsatz 

in der gebäudeintegrierten Photovoltaik 

sind auch die neu auf 

den Markt drängenden Farbstoffzellen. 

Sie wandeln mittels 

eines metallorganischen 

Farbstoffs Sonnenlicht in elektrischen 

Strom um. Für die sogenannte 

„künstliche Photosynthese“ 

benötigen die Zellen 

keine direkte Sonneneinstrahlung. 

Tageslicht reicht für die 

Stromproduktion aus, und auch 

Verschattungen sind kein Problem. 

Bei der Fertigung der Zellen 

werden kostengünstig Materialien 

und Herstellungsverfahren 

aus der Siebdrucktechnik 

genutzt. 

In Deutschland forscht das 

Fraunhofer-Institut für Solare 

Energiesysteme (ISE) intensiv 

an der Weiterentwicklung dieser 

Technologie. Die Freiburger 

haben bereits Dreifach-Isolierglaseinheiten 

mit integrierten 

Farbstoffsolarmodulen entwickelt. 

Auch das australische 

Unternehmen Dyesol arbeitet 

mit internationalen Partnern 

intensiv daran, die Farbstoffsolarzellen-Technologie 

in Produkte 

der Baubranche zu integrieren. 

Als Trägermaterial hat 

man dabei auch den Werkstoff 

Glas im Fokus. 

Energetisches 

Gesamtkonzept erforderlich 

Bei der Entscheidung für 

eine BIPV sind die Größe und 

Ausrichtung der Anlage, die 

Art der Konstruktion sowie ihrer 

Zusatzfunktionen relevant. 

Um eine Solarfassade energetisch 

optimal auszulegen und 

optisch ansprechend zu gestalten, 

ist eine ganzheitliche Planung 

notwendig. Die Vertreter 

aller beteiligten Gewerke 

sollten darum möglichst früh 

in die Planungsphase einbezogen 

werden. Alle Einflussfaktoren 

des Gebäudes müssen 

im Zusammenspiel über 

die gesamte Nutzungsdauer 

der BIPV-Anlage bewertet werden. 

Architekten kommt in diesem 

Kontext die Aufgabe des 

Impulsgebers und Beraters zu. 

Weitreichende Kenntnisse der 

verfügbaren Technologien und 

ihrer Leistungsmerkmale sind 

dafür unerlässlich. Diese Anforderung 

gilt gleichermaßen für 

die involvierten Solarunternehmen 

und Glasveredler, denn nur 

das Wissen über die Möglichkeiten 

der jeweils anderen Seite 

ebnet den Weg zu optimierten 

Produkten. 

Einen ausgezeichneten Rahmen, 

sich über den aktuellen 

Entwicklungsstand bei der BIPV 

und ihre Berührungspunkte 

Besser informiert. 

8/9 | September 2013 

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SONNENENERGIE 


Farbstoffsolarmodule sind eine noch junge Photovoltaik-Technologie, die sich aber in den letzten Jahren 

deutlich über den Labormaßstab hinaus entwickelt hat. Ihre Zielanwendung ist die Integration in die 

Gebäudehülle. Das Bild zeigt den Prototyp eines am Fraunhofer ISE mittels Siebdruck hergestellten 60 cm x 

100 cm großen Farbstoffsolarmoduls. Bild: Fraunhofer ISE 

zur Glasindustrie zu informieren, 

bietet in diesem Jahr neben 

der Intersolar Europe im Juni 

auch die weltweit bedeutendsten 

Messe der Glasbranche, 

glasstec, sowie die solarpeq, 

ihre Schwesterveranstaltung 

für solare Produktionstechnik 

vom 23. bis 26. Oktober 2012 in 

Düsseldorf. Bereits einen Tag 

vor dem Messestart diskutieren 

im Congress Center Ost Experten 

aus der Glas- und Solarindustrie 

ihre Schnittstellenthemen. 

Am zweiten Konferenztag 

geht es dabei speziell um BIPV. 

Das von den Initiatoren entwickelte 

Programm der Konferenz 

richtet sich an Produzenten von 

Dünnschicht- wie auch kristalliner 

Photovoltaik, Solarsystemintegratoren 

und Hersteller von 

Montagesystemen für PV. Angesprochen 

werden auch Anbieter 

von Automatisierungstechnik, 

Glashersteller, Systemanbieter 

von Glasanwendungen 

und Glasmontagesystemen sowie 

Zulieferer der Glas- und Solarbranche. 

Aber auch in den 

Messehallen ist BIPV ein präsentes 

Thema. So dokumentiert 

die Sonderschau „glass technology 

live“ in Halle 11 den aktuellen 

Stand der technologischen 

Entwicklung im Bereich (Dünnschicht-)PV 

mit zahlreichen Exponaten 

und im Fassadencenter 

sind innovative Fassaden-Mock- 

Ups mit integrierter Photovoltaik 

zu sehen. Außerdem ist Photovoltaik 

in der Gebäudehülle 

ein Thema der wissenschaftlichen 

Fachkonferenz für den 

konstruktiven Glasbau, „engineered 

transparency“, die am 

25. und 26. Oktober als Teil des 

Rahmenprogramms der glasstec 

stattfindet. Hier diskutieren 

Architekten, Bauingenieure, 

Gebäudeplaner und verwandte 

Professionen Möglichkeiten und 

Einsatzbereiche. 

Standardisierung 

senkt Kosten 

Noch sind in die Gebäudehülle 

integrierte PV-Anlagen 

Unikate mit hohem Planungsaufwand. 

Die benötigten Elemente 

werden in der Regel individuell 

angefertigt. Aber auch 

KONTAKT 

Messe Düsseldorf GmbH 

40001 Düsseldorf 

Tel. 0211 456001 

Fax 0211 4560668 

glasstec-support@messe-duesseldorf.de 

www.glasstec.de 

in diesem Segment reduziert 

der Preisverfall bei PV-Modulen 

die Bausumme. Die Modulkosten 

bei einer BIPV liegen 

bei ca. 30 % der Gesamtkosten. 

Zudem müssen die Kosten für 

substituierte Bauteile subtrahiert, 

energetische Gewinne addiert 

und der monetäre Gewinn 

durch die Eigennutzung des erzeugten 

Stroms bzw. die Netzeinspeisung 

für die Nutzungsdauer 

der Anlage in die Gesamtberechnung 

einbezogen werden. 

Im so entstehenden Gesamtbild 

relativieren sich die Erstellungskosten 

für eine multifunktionale 

BIPV-Anlage. 

International laufen bereits 

Projekte, BIPV als standardisiertes 

Produkt in einem Massenmarkt 

zu etablieren. So 

werden beispielsweise in Japan 

industriell gefertigte Fertighäuser 

mit einem Aufpreis 

von nur 8 % mit integrierter PV 

angeboten. In der vom österreichischen 

Klima- und Energiefonds 

beauftragten Studie „Gebäudeintegrierte 

Photovoltaik“ 

(Teil 1) aus dem Jahr 2009 heißt 

es dazu: „Ein zentrales Problem 

der GIPV sind hohe Aufwendungen 

durch die `Einzigartigkeit´ 

jedes einzelnen architektonisch 

anspruchsvollen GIPV- 

Projekts. (...) Im drastischen 

Gegensatz dazu zeichnen sich 

Fertighäuser durch Standardisierung, 

Modularisierung, Gesamtplanung 

und Fertigung unter 

industriellen Bedingungen 

aus. Dabei eröffnen hohe Stückzahlen 

ein bedeutendes Kostensenkungspotenzial. 

In logischer 

Konsequenz ergeben sich aus 

der Fertigbauweise auch für 

die GIPV große Chancen.“ Zur 

künftigen Entwicklung gebäudeintegrierter 

Solarlösungen 

formuliert Dipl.-Ing. Ingmar 

Höbarth, Geschäftsführer des 

österreichischen Klima- und 

Energiefonds: „Sie sind die Lösungen 

der Zukunft. Die Stromerzeugung 

wird selbstverständlicher 

Teil des Gebäudes. Baumaterial 

wird durch PV-Module 

ersetzt.“ 

■ 


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Solarglas 

Höhere Effizienz 

dank vollintegrierter Produktion 

Effektive Solarglas-Beschichtungstechnologien für einen höheren Wirkungsgrad 

Die steigende Nachfrage nach funktionalen Beschichtungen führt bei Solarglasherstellern verstärkt zu Überlegungen, ihre Produktionslinie 

im eigenen Haus um Beschichtungs- und Veredelungsanlagen zu verlängern. Die Firma f | solar GmbH aus Osterweddingen 

bei Magdeburg hat eine solche integrierte Produktion bereits realisiert. Der folgende Beitrag befasst sich außerdem mit den Themen 

Antireflex- und TCO-Beschichtung sowie den Verfahren, die dafür infrage kommen. 

Die Dimensionen sind beeindruckend: 

Den Kopf der 238 m langen Floatglasanlage 

bildet ein gewaltiger Schmelzofen, in 

dessen Schlund das verschwindet, was 

die Fachleute Gemenge nennen: ein rund 

25 °C warmes Gemisch aus Sand (60 %), 

Soda (19 %), Dolomit (15 %) und weiteren 

Stoffen. In der Hitze der Schmelzwanne, 

bei einer Temperatur von rund 

1580 °C, wird daraus flüssiges Glas. Dann 

beginnt der lange Weg zum Endprodukt: 

Mit einer Ziehgeschwindigkeit von zwei 

bis 22 m/min. durchläuft die Schmelze zunächst 

ein Zinnbad, in dem sie bei rund 

1100 °C „in Form“ gebracht wird. An der 

nächsten Station kühlt ein „Kühlofen“ das 

nunmehr zu Glasscheiben gewordene Material 

bei 600 °C langsam und spannungsarm 

ab. In der Schneidelinie erfolgen abschließend 

Qualitätskontrolle und Zuschnitt. 

Vollintegrierte Produktion 

Dieser Herstellungsprozess in der Floatglasanlage 

der f | solar GmbH im sachsenanhaltischen 

„Glass Valley“ Osterweddingen, 

läuft so oder so ähnlich auch in anderen 

Floatglas-Fabriken ab. Das junge 

Unternehmen ist aus einer Kooperation von 

Scheuten und Interpane hervorgegangen, 

zwei multinationalen Glasproduzenten, 

die zusammen fast 100 Jahre Erfahrung 

in der Herstellung von hochwertigen Glasprodukten 

haben. 

In unmittelbarer Fortsetzung der Produktionslinie 

durchlaufen die Glasscheiben 

eine Beschichtungsanlage, in der sie 

mit hochwertigen Funktionsschichten versehen 

und so für die zukünftige Anwendung 

fit gemacht werden. Gleich danach 

folgt die letzte Station mit den Arbeiten, die 

den Produktionsweg des Glases abschließen: 

Schneiden, Schleifen und Bohren sowie 

„online“-Qualitätsinspektion und automatische 

Scherbenentsorgung. Die Hallen 

von f | solar GmbH beherbergen also 

eine vollintegrierte Produktion, die nicht 

nur die Herstellung von Glas, sondern auch 

dessen Beschichtung und Weiterverarbeitung 

umfasst. 

Welche Vorteile hat ein solcher alle Arbeitsschritte 

umfassender Produktionsaufbau? 

„An fast allen Stellen der Wertschöpfungskette 

geht es um Zehntel-Prozentpunkte, 

von denen die Wirtschaftlichkeit 

einer Solaranlage abhängen können“, antwortete 

der heutige Geschäftsführer Thomas 

Keyser vor einiger Zeit in einem Fachvortrag. 

„Da fühlen auch wir uns in der 

Verantwortung; und das hat zu einem Umdenken 

in Richtung integrierte Produktion 

geführt. Heute haben wir die gesamte 

Veredelungstiefe unter einem Dach. Die anderswo 

üblichen oft weiten Wege von Gläsern 

aus den Herstellungs- zu den Veredelungsbetrieben 

entfallen hier, was nicht 

nur Kosten spart, sondern auch der CO 2 - 

Bilanz des Produktes zugutekommt.“ Es 

ist nicht unwahrscheinlich, dass diese 

Konzeption in Zukunft häufiger Nachahmer 

finden wird, da Modul- und Kollektorhersteller 

verstärkt auch Beschichtungen 

nachfragen. Steht dafür kein Equipment 

am Produktionsstandort zur Verfügung, 

wird die Zahl der Glastransporte zuneh- 

Das Gemenge wird über einen „Tisch“ in die Schmelzwanne geschoben. 

Bild: f | solar GmbH 

Dem Produktionsprozess folgt die AR-Beschichtung – Blick in die Sputterkammer. 



SONNENENERGIE 

Solarglas 

men. Die damit verbundenen Kosten und 

Umweltbelastungen könnten viele Glashersteller 

tatsächlich zu einer Umstrukturierung 

ihrer Produktionslinien veranlassen. 

Beschichtungen 

für einen höheren Wirkungsgrad 

Beschichtungen erhöhen die Funktionalität 

von Gläsern auf mannigfaltige 

Weise. Sie können beispielsweise Reflexionen 

mindern, die Transparenz erhöhen 

und Farbtemperaturen korrigieren; sie tragen 

zur Selbstreinigung von Oberflächen 

bei, filtern UV- sowie IR-Strahlung und 

dienen dem Sonnen- und Wärmeschutz. 

Außerdem laufen zurzeit in einigen Entwicklungsabteilungen 

und Labors Tests zu 

hydrophoben Beschichtungen und Diffusionssperrschichten. 

Bei der Herstellung 

von Solarglas konzentriert sich die Nachfrage 

auf Antireflex- und TCO-Beschichtungen. 

Die Antireflexbeschichtung 

Besitzer von Objektiven können kaum 

darauf verzichten, und auch Brillenträger 

schätzen entspiegeltes Glas sehr. Die Industrie 

hat sich längst darauf eingestellt und 

bietet entsprechende Lösungen. Bei Gläsern 

für Module und Kollektoren gestaltet 

sich das Ganze allerdings etwas schwieriger, 

denn hier geht es nicht nur darum, 

die Reflexion des sichtbaren Lichts, sondern 

die der gesamten nutzbaren Sonnenstrahlung 

zu minimieren. 

Ursache für die Reflexion an der Glasoberfläche 

ist der Unterschied im Brechungsindex 

zwischen Luft und Glas, 

was zur Folge hat, dass auf jeder Glasseite 

etwa 4, insgesamt also 8 % der Lichteinstrahlung 

reflektiert werden. Da das Glas 

zusätzlich noch rund 1 % der Strahlung 

streut und absorbiert –, wenn es sich um 

eisenarmes Glas handelt – reduziert sich 

der Transmissionswert von 100 auf 91 %. 

Bei Maßnahmen zur Minimierung von Reflexionsverlusten 

muss es also darum gehen, 

den Unterschied im Brechungsindex 

zwischen Luft und Glas so klein wie möglich 

werden zu lassen. Dazu gibt es unterschiedliche 

Möglichkeiten. 

In einem Forschungsprojekt entwickelte 

das Chemieunternehmen Merck vor einigen 

Jahren in Zusammenarbeit mit dem 

Glashersteller Centrosolar Glas sowie mit 

Unterstützung der Fraunhofer-Institute Silicat-Forschung 

und solare Energiesysteme 

ein Solarglas mit einer dünnen nanoporösen 

Schicht, die Reflexionen weitgehend 

vermeidet. Die Schicht besteht aus einem 

Sol, genauer gesagt aus Siliciumdioxid-Kü- 

Sol-Gel-Verfahren, dargestellt in vier Schritten: (1) Herstellung einer Lösung mit den notwendigen 

Grundstoffen. (2) In der Flüssigkeit wachsen – fein verteilt – Partikel, die das menschliche Auge 

nicht wahr nehmen kann. (3) Beim Auftragen des Sols auf eine Oberfläche vernetzen sich die 

Teilchen. Es bildet sich ein poröses Gel. (4) Weiteres Erhitzen führt zu einer festen nanoporösen 

Oberflächenbeschichtung. 

Bild: Merck KGaA 

Schematische Darstellung einer kontinuierlich arbeitenden Beschichtung mit Hochleistungs- 

Kathodenzerstäubung (Sputterverfahren). 

Schematischer Schnitt durch eine Kathodenkammer. Das Plasma ist an seiner typischen Farbe, 

ähnlich der in Leuchtstoffröhren, erkennbar. 

Bild: Interpane 


SONNENENERGIE 

Solarglas 

gelchen mit 20 bis 50 Nanometern Durchmesser, 

die in einem Lösungsmittel verteilt 

sind. „Wir stellen mit diesem Sol von Merck 

antireflexbeschichtetes Einscheibensicherheitsglas 

für die Abdeckung von Sonnenkollektoren 

und PV-Anlagen her“, sagt Dr. 

Thomas Hofmann, Forschungsleiter bei 

Centrosolar Glas. Das Beschichtungsverfahren 

– bekannt als Sol-Gel-Verfahren – 

laufe so ab, dass ein Roboter die zuvor gereinigten 

Glasplatten in eine Wanne mit 

Beschichtungs-Sol tauche und sie wieder 

herausziehe. „Über die Ziehgeschwindigkeit 

lässt sich die Schichtdicke der Antireflexschicht 

genau einstellen; optimal sind 

TCO-beschichtetes Glas kommt aus dem Ofen. 

Bild: AGC Solar 

150 Nanometer“, erläutert Hofmann. Beim 

Trocknen der Platten entsteht dann auf 

der Glasoberfläche ein Gel, das bei 650 °C 

fest in das Glas eingebrannt und mit diesem 

gehärtet wird. Mit dieser Lösung lässt 

sich nach Unternehmensangaben die Reflexion 

von 8 auf 2 % reduzieren und so die 

Energieausbeute von Solaranlagen deutlich 

verbessern. 

Viele Unternehmen beschichten ihre 

Solargläser im Magnetron-Sputter-Verfahren 

(auch Physical Vapour Deposition 

oder PVD genannt). Der Druck im Beschichtungsbereich, 

in der sogenannten 

Sputterkammer, beträgt etwa 1 Millionstel 

bar; es herrscht dort also fast ein Vakuum. 

Das Glas wird nun von der Einlaufschleuse 

über eine Transferkammer in die Sputterkammer 

eingeschleust, und zwar mit 

konstanter Geschwindigkeit, um höchstmögliche 

Gleichmäßigkeit der Schichten 

zu erreichen. 

Nach dem Anlegen einer hohen Spannung 

an Kathode und Anode zündet im 

Vakuum ein Plasma. Es entsteht dadurch, 

dass Atome des in die Kammer eingelassenen 

Schwergases Argon durch Zusammenstöße 

mit vorhandenen Elektronen zu 

schweren positiv geladenen Argon-Ionen 

werden. Ein starkes elektrisches Feld, erzeugt 

durch die hohe Spannung, beschleunigt 

die schweren positiv geladenen Argon- 

Ionen in Richtung Kathode. Auf der Kathode 

ist ein sogenanntes Target montiert, 

das aus einem Beschichtungsmaterial (z. B. 

Solarkollektoren „Euro C20 AR“ von Wagner & 

Co. mit AR-Solarglas von Sunarc^. 

Bild: Wagner & Co. 

Silber) besteht. Die mit hoher Energie auftreffenden 

Argon-Ionen schlagen aus dem 

Target Material heraus, das sich als dünne 

Schicht auf dem Glas absetzt. Zur Herstellung 

chemischer Verbindungen aus den abgestäubten 

Target-Materialien wird in die 

Kammer zusätzlich Sauerstoff als Reaktivgas 

eingelassen. 

Mit den beiden gerade genannten additiven 

– Sol-Gel- und Sputterverfahren – 

konkurrieren noch subtraktive Prozesse, 

bei denen durch Ätzen eine spezielle Mikrostruktur 

in die Oberfläche der Glasscheibe 

eingeprägt wird, die dann eine 

Minimierung der Reflexion und gleichzeitig 

eine deutliche Erhöhung der Transmission 

bewirkt. 

Da die Antireflexschicht nicht als 

Fremdmaterial auf dem Glas aufliegt, sondern 

selbst aus Glas besteht, ist sie äußerst 

kratzfest und widerstandsfähig. Bereits 

Anfang der 90er-Jahre wurden erste Proben 

des Antireflexglases in Schweden produziert 

und in Sonnenkollektoren getes tet. 

Auch nach sieben Jahren zeigte sich keine 

Alterung im Vergleich zu konventionellen 

Solargläsern. 

TCO-Beschichtung 

für Dünnschicht-Solarmodule 

Bei Dünnschicht-Solarmodulen spielt 

die Ausführung der elektrischen Kontaktierung 

eine wichtige Rolle. Auf der Rückseite 

des Moduls übernimmt eine nicht 

durchsichtige Metallschicht diese Funktion, 

auf der der Sonneneinstrahlung zugewandten 

Vorderseite eine hochtransparente 

und leitfähige Metalloxidschicht, 

die sogenannte TCO-Schicht (TCO: Transparent 

Conductive Oxide). Übliche TCO- 

Materialien sind Zinkoxid (ZnO), Zinndioxid 

(Sn0 2 ) oder Indium-ZinnOxid (ITO). 

Die Hersteller von Dünnschicht-Solarmodulen 

kauften die TCO-beschichteten Gläser 

bislang direkt bei den Glasherstellern. 

Viele von ihnen waren mit dieser Situation 

unzufrieden, weil sie stattdessen lieber 

selbst die Möglichkeit gehabt hätten, 

mit eigenen Anlagen Einfluss auf die Optimierung 

von TCO-Schichten zu nehmen. 

Diese Möglichkeit besteht jetzt, nachdem 

der Anlagenhersteller Oerlikon auf der 

Intersolar 2007 erstmals die marktreife 

Beschichtungsanlage TCO 1200 präsentierte 

und sie dann in die Solarfabriken 

einführte. Die Anlage basiert auf einem 

LPCVD-Prozess (Low Pressure Chemical 

Vapour Deposition), der anstelle des weit 

verbreiteten fluordotierten Zinnoxids das 

kostengünstige und umweltfreundliche 

Zinkoxid verwendet. Die Abscheidungstemperaturen 

liegen bei relativ niedrigen 

200 °C, sodass sich die thermische Belastung 

des Substrats in Grenzen hält. Beim 

Abscheideverfahren reagieren Diethylzink 

und Wasserdampf unter reduziertem Druck 

zu Zinkoxid, wobei unter geeigneten Prozessbedingungen 

Schichten von zwei Mikrometern 

Dicke mit exzellenter Oberflächentextur 

entstehen. 

Forschung für 99 % Transmission 

Labors und Entwicklungsabteilungen 

von Forschungsinstituten und Unternehmen 

suchen seit Jahren nach weiteren 

Möglichkeiten zur Minimierung von Reflexionen 

an Solargläsern. Hier „tobt“ offensichtlich 

– wie an anderen Stellen der 

solaren Wertschöpfungskette – der Kampf 

um Zehntel-Prozentpunkte für die Wirkungsgradverbesserung. 

Einige neue Verfahren 

sind bereits in der Erprobung, wo- 


SONNENENERGIE 

Solarglas 

bei die Unternehmen mit Informationen 

dazu aus nachzuvollziehenden Gründen 

mitunter recht geizig sind. Eine interessante 

Entdeckung machten Forscher des 

1. Physikalischen Instituts der Universität 

Stuttgart. Sie fanden heraus, dass eine Beschichtung 

mit metallischen Nanopartikeln 

die Lichtreflexion fast vollständig unterdrücken 

kann, wie die Fachzeitschrift 

„Physical Review B“ im Januar 2010 berichtete. 

Die metallischen Nanopartikel, so die 

Forschergruppe um Prof. Martin Dressel 

und Dr. Bruno Gompf, wirken als Antireflexbeschichtung; 

sie ist tausendmal dünner 

ist als bei herkömmlichen Methoden. 

Eine kleine Marktumschau 

Die in Brüssel ansässige AGC Solar, Mitglied 

der japanischen AGC Group – AGC 

steht für Asahi Glass Co., Ltd. – produziert 

für Solaranwendungen sowohl Floatals 

auch Strukturglas. Die Beschichtung 

und Weiterverarbeitung ist im eigenen Untenehmen 

angesiedelt. „Dieses integrierte 

Geschäftsmodell erlaubt uns, die verschiedenen 

Prozessschritte immer wieder selbst 

zu optimieren“, erläutert der zuständige 

Marketing-Direktor. Der hauptsächliche 

Vorteil für die Kunden liege darin, dass 

man für jede gewünschte Beschichtung 

die bestmögliche Technik einsetzen könne, 

beispielsweise die Chemical Vapour Deposition 

(CVD) für die TCO- und das Sputteringverfahren 

für die Molybdän-Beschichtung. 

Man übernehme damit den Kunden 

gegenüber die Gesamtverantwortlichkeit – 

für die Qualität des Glases ebenso wie für 

die Qualität der Beschichtung. 

AGC Solar bietet mehrere funktionale 

Beschichtungen an. Zunächst sei die immer 

häufiger nachgefragte Solar Plus Anti-Reflective 

Coating (SPARC) genannt. Sie 

wird mithilfe eines proprietären Herstellungsverfahrens 

sowohl auf Float- als auch 

auf Strukturglas aufgebracht, und zwar vor 

dem Härtungsprozess. Die zweite funktionale 

Beschichtung aus dem Fertigungsprogramm 

von AGC Solar wird in der PV- 

Dünnschichttechnologie gebraucht: die 

„Transparent Conductive Oxide“ (TCO)- 

Intelligente Gebäude steigern die 

Produktivität und sparen Ressourcen. 

Effizienzgewinne sind Gewinne, die man immer wieder macht. 

Beschichtung für μ Si- und CdTe-Module. 

Auch die dritte funktionale Beschichtung, 

die hier zu nennen ist, findet in der PV- 

Dünnschichttechnologie Anwendung: die 

Molybdän-Beschichtung als Rückseitenkontakt 

von CIGS-Modulen. 

Wie das Unternehmen weiter mitteilte, 

hat man vor einiger Zeit eine neue Art von 

TCO-Beschichtung entwickelt, den sogenannten 

HU-Typ. Eigentlich ist die von 

TCOs induzierte Lichtstreuung für Licht 

mit kurzer Wellenlänge stärker als für 

Licht mit langer Wellenlänge. Letztere sind 

für mikromorphe Solarzellen aber besonders 

wichtig. Um die Streuung bei längeren 

Wellenlängen weiter zu erhöhen, hat AGC 

Solar einen Zellentyp entwickelt, der sich 

durch eine doppelte Textur auszeichnet. 

Diese doppelte Textur ermöglicht es, dass 

das Licht über seine volle Wellenlänge gestreut 

wird. 

Ein wichtiger Gesichtspunkt zur Beurteilung 

der Qualität von AR-Solargläsern 

ist die Beständigkeit der Beschichtungen 

gegenüber Umwelteinflüssen. Die Bewww.siemens.de/buildingtechnologies 

Unternehmer stehen in der Verantwortung: sie sollen Mitarbeitende 

und Geschäftsprozesse schützen, Ressourcen 

schonen, Energiesparpotenziale ausschöpfen und ein nachhaltiges 

Energiemanagement betreiben. Fachgerechte Beratung 

und intelligente Gebäudetechnik unterstützen diese 

Vorhaben, ermöglichen Energieeinsparungen von bis zu 

50 Prozent und reduzieren den CO 2 -Ausstoß – ohne Abstriche 

beim Komfort. Die präzise Interaktion zwischen der Gebäudeautomation 

und den Sicherheitssystemen sorgt für mehr 

Sicherheit, Flexibilität und Effizienz der Immobilie, was sich 

täglich bezahlt macht. Damit bleibt Siemens der bevorzugte 

Partner von weitsichtigen Unternehmern. 

Answers for infrastructure and cities.

SONNENENERGIE 

Solarglas 

schichtungen müssen UV-stabil sein und 

unempfindlich gegenüber Bewitterung, ferner 

sind Wisch- und Kratzfestigkeit sowie 

Reinigungsfähigkeit erforderlich. In diesem 

Zusammenhang verweist AGC Solar 

darauf, dass Kunden ihre Module nach IEC- 

Normen zertifizieren lassen – und mit ihnen 

also auch die Gläser von AGC Solar. 

Außerdem habe man bei der Entwicklung 

von AR-Solarglas auf jahrzehntelange Erfahrungen 

bei der Beschichtung von Architekturglas 

und der Herstellung von TCObeschichtetem 

Glas zurückgreifen können. 

Die Frage, welche Coating-Produkte den 

größten Anteil am Umsatz haben, beantwortet 

das Unternehmen nur allgemein: 

„Unbeschichtetes Glas macht im kristallinen 

Segment den größten Anteil aus. In 

Bezug auf funktionell beschichtetes Glas 

tragen TCO-Schichten den größten Teil 

bei. Aber wir sehen auch, dass Antireflexschichten 

im Markt stetig mehr Akzeptanz 

finden und wir erwarten, dass sie in den 

kommenden Jahren zur Standardlösung 

werden.“ 

Hecker Glastechnik GmbH & Co. KG aus 

Dortmund verkauft strukturiertes Solarglas 

für die Photovoltaik- und Solarthermieindustrie 

und Floatglas, das sich auch 

in Dünnschichtmodule einsetzen lässt. 

Die Gläser können vorgespannt, geschliffen, 

gebohrt, bedruckt und mit entspiegelter 

Oberfläche geliefert werden. Die Antireflex-Eigenschaft 

entsteht in einem Tauchverfahren, 

„bei dem nichts aufgebracht, 

sondern etwas weggenommen wird“, wie 

das Unternehmen erläutert. Gemeint ist natürlich 

ein Ätzverfahren. 

Die dänische Sunarc Technology A/S 

vertreibt ihre Solargläser ausschließlich 

mit Antireflexschicht; der Transmissionswert 

liegt bei 96 %. Nachdem die Gläser, die 

Sunarc von Herstellern aus Europa und 

Asien bezieht, verschiedene Bäder durchlaufen 

haben, werden sie einem speziellen 

Ätzverfahren unterzogen. Die verwendete 

Säure ist nicht toxisch, im Gegensatz zu der 

häufig eingesetzten sehr giftigen HF-Säure. 

Das Ergebnis ist eine mikroporöse Oberflächenstruktur 

von etwa 100 Nanometern 

Dicke auf beiden Glasseiten und einer 

Transmission von etwa 96 %. Die Produktion 

ist vollautomatisch, was ein gleichbleibende 

Oberflächeneigenschaft und hohe 

Qualität gewährleistet. 

Die Euroglas GmbH hat 1995 im elsässischen 

Hombourg die erste Floatglasanlage 

in Betrieb genommen, zwischen 1998 

und 2009 folgten Produktionslinien in Haldensleben 

und Osterweddingen, beide in 

der Nähe von Magdeburg, und im polnischen 

Ujazd. Für solare Anwendungen 

stehen zwei Floatgläser zur Auswahl: „Eurofloat“ 

als standardisiertes Floatglas und 

„Eurowhite Solar“, ein extra weißes Glas 

mit deutlich verringertem Eisenanteil und 

einer Transmission von 91,5 %. Sie werden 

in vier Schritten (Schleifen, Schneiden, 

Bohren und Härten) zu Euroglas PV 

Flat weiterverarbeitet. In einem weiteren 

Arbeitsschritt entsteht das Euroglas „PV 

Hy TCO“, das als Frontglas von PV-Modulen 

zum Einsatz kommt. Es wurde der PV- 

Branche erstmals auf der internationalen 

Messe für Photovoltaik-Produktionstechnik 

Ende April 2010 in Stuttgart vorgestellt. 

Die Saint-Gobain Solar Glass (SGSG), 

eine Business Unit innerhalb der Saint-Gobain 

Solar, hat für solare Anwendungen 

das extraweiße eisenarme Floatglas Securit 

Diamant Solar im Programm. Es wurde 

speziell für die Solartechnologie entwickelt, 

hat dank des Herstellungsverfahrens 

im Floatbad auf beiden Seiten eine glatte 

Oberfläche und lässt sich mit einer Anti- 

Reflexions-(AR-)Schicht versehen, um die 

Effizienz von Solarmodulen zu verbessern. 

Der Vorgang erfolgt online. Die PV-AR- 

Beschichtung weise auch unter ungünstigen 

Umweltbedingungen eine hohe Beständigkeit 

auf, heißt es bei Saint-Gobain. 

Sie erfülle alle für die Zertifizierung von 

PV-Modulen vorgeschriebenen Prüfungen 

und Belastungstests und bewirke – je nach 

Quanteneffizienz der Zelle – eine Effizienzsteigerung 

von 2,5 %. Außerdem fertigt das 

Unternehmen Floatgläser mit Molybdän- 

Schicht als Rückseitenkontakt von CIS-Modulen. 

Die Beschichtung erfolgt mithilfe 

des Magnetron-Kathodenzerstäubungs- 

Verfahrens (Sputterverfahren). 

„Wir verkaufen Transmission!“ – so 

lautet das Motto von f | solar GmbH. Das 

im Werk in Osterweddingen produzierte 

f | solarfloat HT ist besonders eisenarm, 

die Transmissionswerte werden durch eine 

hochwertige Anti-Reflexions-Beschichtung 

maximiert. Das Glas ist für Si-basierte PV- 

Module sowie für Solarkollektoren ausgelegt. 

Für PV-Dünnschichtmodule hat man 

das f | ecofloat im Programm. Das Unternehmen 

präsentierte auf der EU PVSEC 

2013 in Paris ein nur 2 mm dickes besonders 

eisenarmes Solar Floatglas, erstmals 

hergestellt in Serienproduktion. ■ 

Autor: 

Wilhelm Wilming 

Die Floatglasproduktion von f | solar GmbH in Osterweddingen bei Magdeburg. 



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SONNENENERGIE 

Fassadenkollektor 

Solarfassade des Forschungsprojekts an einem Wintertag. 

Bild: Rolf Canters 

Solarfassade an einem Baudenkmal 

Forschungsprojekt zur Energiegewinnung im denkmalgeschützten Gebäude 

Obgleich Baudenkmäler von den energetischen Anforderungen der EnEV weitestgehend freigesprochen sind, zeigt ein Forschungsprojekt 

im nördlichen Baden-Württemberg, das selbst ein Baudenkmal Energie gewinnen kann und daraus eine Vielzahl von Erkenntnissen 

auch für den Neubau generiert werden können. 

Mit der luftund solegeführten Solarfassade 

des Bau- und Energielabors Dipl.-Ing. 

Rolf Canters gewinnt ein Gebäude nicht 

nur ganzheitlich passiv Solargewinne für 

das gesamte Gebäude. Vielmehr wird auch 

der erforderliche Mindest-Außenluftvolumenstrom 

zur Sicherstellung des baulichen 

Feuchteschutzes als freie Lüftung allein 

durch die Wirkkraft des thermischen Auftriebs 

sichergestellt. Eine umfassende Validierung 

soll dabei Wege aufzeigen, auch in 

anderen Gebäuden – wie herkömmlichen 

Altbauten und auch Neubauten – auf der 

Basis einer solaren Optimierung nicht nur 

Energiegewinne, sondern auch weitere 

Synergien zum Wohle der nachhaltig-systemischen 

Betrachtung von Gebäuden zu 

generieren. 

Leitgedanke des Luft-Wasser-Fassadenkollektors 

ist, durch die Verwendung 

weitestgehend aus nachwachsenden Rohstoffen 

bestehende Komponenten der Baukonstruktion, 

den Gesamtenergiebedarf 

für Fassadensanierungen zu senken und 

dauerhafte energiegewinnende Systemlösungen 

zu generieren, die dem jeweiligen 

Gebäude und seiner Nutzung entsprechen. 

Dabei leistet dieses hybride Anlagenkonzept 

drei wichtige Elemente des Wohnens: 

Lufterneuerung, Wohnraumtemperierung 

und Warmwasserbereitung. 

Prototyp genügt 

dem Denkmalschutz 

Das denkmalgeschützte Dorfschulhaus 

aus dem Jahre 1857 wird heute als 

Wohnhaus, Büro und Bau- und Energielabor 

genutzt. 2003 wurde das Fachwerkhaus 

baubiologisch und energetisch saniert 

und 2012, gefördert durch das GreenCon- 

Serve-Programm für mehr Klimaschutz, 

der südliche Fachwerkgiebel in eine Ener- 


SONNENENERGIE 


giegewinn-Fassade gewandelt. Dort erwärmt 

das von Rolf Canters entwickelte 

Solar-Fassaden-System, das unter optimalem 

Materialeinsatz im Sinne einer nachhaltigen 

Wertschöpfung gebaut wurde, 

Wasser und Luft als Wärmeträgermedien, 

die mit Schilf und Holz gedämmte und mit 

Kalk verputzte, verglaste Fassade. 

Dieses System deckt den Warmwasserbedarf 

für die Bewohner der Referenzwohnung 

zu Dreivierten des Jahres und ist 

zugleich Lüftungs- und Heizungsanlage. 

Die solare Deckungsrate für die Warmwasserbereitung 

beträgt nach dem ersten Betriebsjahr 

74 % und sorgte allein damit für 

eine Energieeinsparung von einem Fünftel. 

Im Gegensatz zu gängigen Systemen 

wurde der Kupferabsorber direkt in den 

Luftraum hinter den Solargläsern und der 

dünnen mineralischen Putzschicht montiert. 

Somit wird die Gebäudehülle nicht 

nur gedämmt, sondern gewinnt rund sieben 

Mal mehr Energie als sie durch Transmission 

verliert. 

Unterschiede ergeben sich im Volumenstrom 

bei wechselnden Temperaturen und 

den daraus resultierenden Veränderungen 

der Luftdichten. Der thermische Auftrieb 

bildet dennoch den „Motor“ dieser solaren 

Zuluftanlage, die unmittelbar nach der 

Durchführung durch die thermische Hülle 

von einem Luftkanal geführt wird. Dabei 

wirkt die Solarfassade auch als Sturmsicherung 

dieser freien Lüftung, die eben 

nicht die Kraft des Windes nutzt, sondern 

die der Wärme. Also ist die Windrichtung 

bei diesem Anlagensystem weit weniger 

relevant und ermöglicht daher eine ungleich 

flexiblere und dennoch betriebssichere 

Funktion der freien Lüftung. Der entstehende 

Überdruck im Innenraum wird 

über Restundichtigkeiten (Infiltration / Exfiltration) 

und über einen Abluftschacht abgebaut. 

In den Sommermonaten, wird der Luftstrom 

über eine Bypass-Klappe über das 

Giebeldreieck nach außen geführt. Dabei 

wird jedoch durch den Sog auch die Luftrichtung 

im Innenraum umgekehrt. Es entsteht 

nach dem Prinzip der Venturi-Düse 

ein Unterdruck im Innenraum mit reversibler 

Wirkung. Dieses Lüftungssystem 

sichert nicht nur den hygienischen Luftwechsel 

für die Bewohner, sondern redu- 

Solaroptimierte freie Lüftung 

Um praxisnahe und belastbare Ergebnisse 

zu erhalten, wird mit dem Prototypen 

des Modellprojekts eine Dachgeschoss-Wohnung 

in einem Denkmal als 

Referenzwohnung mit solarer Wärme und 

einem solaren Außenluftvolumenstrom 

versorgt, der nicht nur den Anforderungen 

an den baulichen Feuchteschutz erfüllt, 

sondern bis zu der dreifachen Menge 

der Mindestanforderung bringt, also 

durchaus auch Nennlüftung erreicht, wie 

jüngste Messungen ergaben. 

Da das Gebäude ebenso wie der Luftkollektor 

(die Fassade) hinsichtlich der Luftdichtigkeit 

sehr gut ausgeführt ist, wirkt 

diese Art der freien Lüftung – unabhängig 

von etwaigen Windlasten – in der Hauptsache 

durch den thermischen Auftrieb in 

der Solarfassade. Dieser sammelt nicht nur 

Wärme ein, sondern saugt auch noch Außenluft 

durch die Konstruktion ein und 

führt diese – solar erwärmt – als Zuluft in 

den Wohnbereich. 

Der thermische Auftrieb bewirkt den 

Volumenstrom hinter der Verglasung tagsüber 

durch Wärmeeinstrahlung der Sonne 

und nachts durch den „Wärmeverlust“ aus 

der mineralischen Oberfläche der Außenwand. 

Diese Putzschicht wirkt als Wärmespeicher, 

um tagsüber Wärmeenergie einzuspeichern 

und nachts bei entsprechender 

Temperaturdifferenz wieder abzugeben. 

Entscheidend dafür ist der Dach überstand 

als wirksamer Schutz gegen Auskühlung 

der Fassade. 

Ergänzung der freien Lüftungssysteme nach DIN 1946-6. 

Quelle: Frank Hartmann 


SONNENENERGIE 


ziert auch nachhaltig die Lüftungs-Wärmeverluste 

des Innenraumes. 

Forschungsprojekt 

mit Referenzwohnung 

Das Dachgeschoss wird von drei Menschen 

bewohnt. Häufige Besucher bilden 

eine seriöse Grundlage für realistisches 

Last- und Anforderungsprofil entsprechend 

eines 4-Personen-Haushaltes. Diese Nutzung 

ist besonders für die solare Abdeckung 

des Trink-Warmwassers relevant. 

Erforscht wird des Weiteren der zusätzliche 

Wärmegewinn über die Fassadenrückseite 

an das Bauteil, die bei einer 

herkömmlichen Hinterlüftung des Kollektors 

(Fassadenmontage) bzw. Aufdachmontage 

verloren ginge, bei dieser Anlagenform 

aber direkt von einer mineralischen 

Materialstruktur vom Bauteil absorbiert 

wird. Nur im schräg gestellten Bereich 

eines Solarkollektors wird die Lufttemperatur 

der Frostgrenze unterschritten. Leitgedanke 

war im ökologisch-bauphysikalischen 

Sinne, bei der diffusionsoffenen 

Dämmung mit nachwachsenden Rohstoffen 

(Schilfrohr, Lehm- und Kalkputze) die 

Luftschicht in der Fassade thermisch und 

hygrisch zu aktivieren. 

Von Bedeutung ist ferner auch die durch 

die Wand eindiffundierende Feuchte kontrolliert 

und sicher abzuführen, um Kondensatausfall 

oder Eiskristallen vorzubeugen. 

Zu untersuchen ist in diesem Zusammenhang 

auch die Wirkung im Vergleich 

von Fassaden- und Dachausrichtung hinsichtlich 

der Temperaturdifferenzen von 

Himmel und Umgebung, die zwar im klimatologischen 

Kontext klar sind, bislang 

in der Anwendung aber kaum berücksichtigt 

werden. 

Der solegeführte Solarabsorber 

Die Fassadenfläche beträgt 20 m² und 

wird vollkommen genutzt. Die Absorberfläche 

des soleführenden Teils beträgt aufgrund 

der Fassadenfläche allerdings nur 

2 x 4 m² und besteht aus zwei getrennten 

Solarkreisen. Tatsächlich handelt es sich 

um zwei eigenständige Solaranlagen, bestehend 

aus einem Absorberfeld mit einer 

Aperturfläche von 4 m², das über eine Solarleitung 

mit entsprechenden Armaturen 

und messtechnischen Einrichtungen an 

einem waagrecht positionierten Doppel- 

Mantelspeicher zur Warmwasserbereitung 

mit einem Nennvolumen von 300 l angeschlossen 

ist. 

Der solegeführte Absorber liefert 20 % 

Energieeinsparung (Gegenüberstellung 

laut EnEV). Während der stetigen Echtzeit-Datenerfassung 

werden die Ergebnisse 

regelmäßig ausgewertet und mit den 

Berechnungen der Anlagenplanung abgeglichen. 

Die gemessene Leistung der Absorber 

übersteigt an klaren Wintertagen 

550 W/m² deutlich. 

Warmwasserversorgung 

Die Warmwasserversorgung erfolgt 

über sehr kurze Leitungswege direkt von 

den Speichern an die Warmwasser-Entnahmestellen 

im Obergeschoss der Wohneinheit. 

Im Sinne der Trinkwasserhygiene 

erfolgt die Leitungsführung seriell, um 

einerseits Stagnation von Trink-Warmwasser 

im Leitungssystem zu vermeiden. Und 

andererseits, um über einen Vier-Wege- 

Mischer eine periodische Durchströmung 

der Warmwasserspeicher bei zu langen 

Stillstandszeiten – oder auch zum Schichtungsausgleich 

in den Speichern – zu ermöglichen. 

In diesem Bereich werden verschiedene 

Betriebsszenarien erprobt und 

dokumentiert. Auf einen Warmwassermischer 

ist wie bei jeder solarthermischen 

Warmwasseranlage allein aus Gründen des 

Verbrühungsschutzes nicht zu verzichten. 

Die Trink-Warmwasserversorgung bedient 

sich gleichermaßen beider Speicher, 

da diese durchaus – obgleich sie dieselbe 

Positionierung haben, im Detail aber doch 

in links und rechts der Giebelachse aufge- 

Wirkprinzip der solaroptimierten freien Lüftung. 

Quelle: Frank Hartmann 


SONNENENERGIE 


Anordnung der beiden Solarabsorber an der Fassade. 

Quelle: Rolf Canters 

teilt sind – unterschiedliche Temperaturverläufe 

aufweisen. Denn die Sonne wirkt 

niemals statisch und wirkt selbst bei dieser 

nahezu gen Süden ausgerichtete Fassade 

entsprechend ihres Tageslaufes, vom 

Osten kommend gen Westen gehend, was 

freilich in den Temperaturverläufen der 

beiden symmetrisch angeordneten Absorberfelder 

im Monitoring deutlich darzustellen 

ist. 

Natürlich ist es die Gesamtkonzeption 

der Anlage, die in ihrer kompakten 

Bauweise und den daraus resultierenden 

sehr kurzen Leitungswegen auch Bereitstellungsverluste 

deutlich reduziert, da 

die Wärme aus den Solarabsorbern nicht 

erst durchs ganze Haus transportiert 

wird und allein aus diesem Grund schon 

Zwangs-Zirkulationen und Umwälzpumpen 

benötigt. Bereits im März dieses Jahres 

konnte der Warmwasserbedarf für drei 

Personen zu 100 % solar bereitgestellt werden. 

Nicht nur das Trinkwasser, sondern 

auch das Heizungswasser wird mikrobiologisch 

und physikalisch durch regelmäßige 

Untersuchungen beobachtet und bewertet. 

Das Thermosiphon-Prinzip 

In einem geschlossenen Kreis also, 

werden die Anschlussleitungen des Absorbers 

an hochliegende Speicher geführt, 

wohin die solar erwärmte Sole strömt 

und durch den Temperaturhub nach dem 

Schwerkraftprinzip zu zirkulieren beginnt. 

Dieses Prinzip hatte eine lange Tradition 

im Zentralheizungsbau, als der Heizkessel 

ebenfalls hochliegende Heizkörper 

versorgte und als „Schwerkraftheizung“ 

oder auch Thermosiphon bezeichnet wurde. 

Der thermische Auftrieb findet also in 

dieser Anlagenentwicklung seine anwendungsspezifische 

Entsprechung im Medium 

Wasser bzw. Sole ebenso wie im Medium 

Luft. 

Im dargestellten Anlagenschema sind 

die beiden getrennten Solarabsorber zu erkennen, 

die als eigenständige Wärmequellenanlagen 

jeweils einen Warmwasserspeicher 

thermisch beladen. Selbstredend wird 

an den Absorbern keine Luft durchgeführt, 

da diese den Absorber sonst abkühlen und 

seine Leistung reduzieren würde. Demzufolge 

ist der Absorber in der Fassade als 

Kollektor ausgebildet und vollständig abgedichtet. 

Der Luftstrom wird also an den 

Absorbern vorbeigeführt. 

Bei den flachliegenden Speichern handelt 

es sich um Doppelmantelspeicher, die 

eine maximale Wärmeübertragungsfläche 

für die solaren Gewinne aufweisen. 

Ein Glattrohrwärmetauscher ermöglicht 

die Entnahme von Wärme aus dem Warmwasser 

für das Niedrigtemperatursystem 

zur Wärmeübertragung an den Raum in 

Form von Bauteilaktivierung in den Duschbereichen 

und als Wandflächentemperierung. 

Sowohl die Heizungswasserentnahme 

aus den Brauchwasserspeichern funktioniert 

im Schwerkraftprinzip, als auch 


SONNENENERGIE 


die Nacherwärmung der Speicher und der 

Wärmeübertragung an den Raum über einen 

tiefstehenden Holzkessel, dem ein Pufferspeicher 

zur Seite steht. 

Von besonderer Bedeutung für die Funktionssicherheit 

des Thermosiphon-Prinzips 

war natürlich auch die Auswahl der Armaturen 

und Ventile hinsichtlich ihres Strömungswiderstandes. 

Festzustellen ist, 

dass es diesbezüglich sehr unterschiedliche 

Produkte gibt, was insofern nachvollziehbar 

ist, da man ja ohnehin eine Pumpe 

im Einsatz hat und man daher auf diese hydraulischen 

Einheiten keinen besonderen 

Wert mehr legen muss. In früheren Zeiten, 

als in den Ausführungen von Zentralheizungsanlagen 

noch ein eher naturwissenschaftlich-technischer 

Geist lebte, ist heute 

diese Einheit aus Kenntnis der thermo-dynamischen 

Prozesse und handwerklichem 

Können kaum noch existent. 

Hilfsenergiebedarf 

Elektrische Energie wird lediglich für 

motorische Stellantriebe in der Anlagenhydraulik 

und für die umfassende Datenerfassung 

des Monitorings benötigt. Bei 

der Auswahl der Stellglieder wurde sehr 

wohl darauf geachtet, wie sich der Strombedarf 

in der vorgesehenen Nutzung einstellen 

wird. Dementsprechend wurden die Armaturen 

dahingehend ausgewählt, wie sie 

sich in der Stromaufnahme verhalten werden, 

also ob „stromlos geschlossen“ oder 

„stromlos geöffnet“. 

Der Löwenanteil des Bedarfs an Hilfsenergie 

von Hydrauliksystemen liegt in 

der Regel bei der Leistungs-(= Strom) Aufnahme 

von Umwälzpumpen. Diese sind 

zwar auch hier aus Gründen der Betriebsredundanz 

als Bypass vorgesehen, wurden 

aber bis zum heutigen Tage nicht benötigt. 

Auch wenn moderne, elektronische 

Umwälzpumpen den Stromverbrauch drastisch 

reduzieren, ist diese Errungenschaft 

nahezu bedeutungslos, wenn auf eine Pumpe 

grundsätzlich verzichtet werden kann. 

Denn dort, wo keine Energie benötigt wird, 

muss auch keine Energie gespart werden. 

Überdies zeigt die Erfahrung dieser Forschungsanlage 

bereits heute schon, dass 

das hydraulische Verhalten nach dem Thermo-Siphon-Prinzip 

ungleich ausgewogener 

auf den Punkt zu bringen ist, als es mit 

einer Zwangsumwälzung der Fall ist, wo 

die Pumpenwirkungen nicht immer eine 

optimale Schichtung der Energieflüsse 

in einem System begünstigen, sondern 

leider auch oftmals diesem entgegenwirken. 

Obgleich der Bedarf an Hilfsenergie 

sehr gering ist, wird dieser in Zukunft 

auch genau erfasst, um in einem weiteren 

Schritt eine Bereitstellung von elektrischer 

Hilfsenergie aus dezentraler Sonnen- 

oder Windenergie zu generieren. Dementsprechend 

ist eine Anlagenerweiterung 

durch die Integration von PV-Halbleitern in 

der Fassade und Kleinst-Windkraft im Glockenturm. 

Daraus sollen dezentrale Versorgungskonzepte 

für elektrische Energie für 

den allgemeinen Wohnungsbau entwickelt 

werden, die sich durch zielorientierte Systemkomponenten, 

insbesondere zur Speicherung 

von elektrischer Energie, in einem 

ausgewogenen Preis-Leistungsverhältnis 

auszeichnen. 

Frostschutz an der Fassade 

Durch die Verwendung mineralischer 

Baustoffe entsprechend einem ausgewogenen 

Maß aus Wärmedämmung und Wärmespeicherung 

werden auch Erkenntnisse 

hinsichtlich des thermischen Pufferverhaltens 

zu generieren sein, was insbesondere 

in den Abend- und Nachtstunden von Bedeutung 

sein kann. Die Auskühlung dieser 

Solarfassade wird allerdings grundsätzlich 

eine geringere Auskühlung in der Nacht 

aufweisen, weil sie nicht dem kalten Him- 

Anlagenschema der Thermosiphonanlage mit Messpunkten. 

Quelle: Rolf Canters 


SONNENENERGIE 


Bypass-Klappe 

für die 

Sommerlüftung. 

Bild: Rolf Canters 

mel ausgesetzt ist, wie es bei einer schrägen 

Ausrichtung der Fall wäre. 

Die Ausrichtung und die vertikale Anbringung 

– mit entsprechendem Dach- oder 

Traufüberstand als rein konstruktive Maßnahme 

– schützen besonders in den sonnenarmen 

Stunden ungleich mehr vor Auskühlung, 

als es bei der üblichen Schrägdachmontage 

von Solarkollektoren der Fall 

ist. Hinzu kommt noch die ausgewogene 

Materialzusammenstellung, die sich nicht 

allein auf den U-Wert reduziert, sondern 

auch das Wärmespeicherverhalten berücksichtigt 

bzw. optimiert. 

Denn in der Tat ist festzustellen, dass 

selbst bei Umgebungstemperaturen unter 

der Frostgrenze die Temperaturen im Kollektor 

und auch der Luftschicht deutlich 

höher sind. Aus diesem Grund ist auch in 

den Nachtstunden ein thermischer Auftrieb 

möglich und zwar aus zwei Gründen: 

 

Kollektor durch die transparente Fläche 

(tagsüber), 

 

Pufferung des Materialaufbaus in der Solarfassade 

(nachts). 

Selbstredend erhält der Fassadenkollektor 

eine Wärmedämmebene zwischen Außenwandbauteil 

und Luftschicht im Kollektor. 

Die Winddichtheitsebene ist allerdings 

mit Kalkputzen (und entsprechenden Zuschlägen) 

auch als Massespeicher ausgelegt 

und vermag über den Tag durch solare 

Wärmestrahlung auch im Bauteil Wärme 

zu absorbieren, ohne dass diese über 

das Bauteil Fassade bis in den Innenraum 

dringt. Dennoch wird aber durch die Wärmestrahlung 

aus dem Bauteil ein Temperaturhub 

erreicht, der den thermischen Auftrieb 

aktiviert. 

Die frostigen Himmelstemperaturen lassen 

selbst im Sommer Temperaturen bis 

zu -70 °C messen. Nicht zuletzt aus diesen 

Gründen ist bei herkömmlichen Solarkollektoren 

auf Schrägdächern das Auskühlverhalten 

des Kollektors deutlich höher als 

bei Fassadenlösungen, die aber dennoch einen 

Frostschutz bis -25 °C verlangen. Dieser 

Frostschutz wird durch eine Wasser- 

Glykol-Mischung erreicht, die als „Sole“ 

bezeichnet wird. Nur vereinzelt bietet der 

Markt solarthermische Systeme, die auf 

Frostschutz verzichten und nur mit Wasser 

betriebssicher funktionieren. 

Bereits nach dem ersten Winter wurde 

nach den Auswertungen der Temperaturverläufe 

der Frostschutzgehalt der Sole 

deutlich reduziert. Ziel der Experimente in 

diesem Sinne wird auch sein, unter welchen 

Bedingungen auf einen Frostschutz 

gänzlich zu verzichten sein wird, um auf 

das Glykol verzichten zu können und ein 

funktionsfähiges und sicheres Wärmeträgermedium 

auf Wasserbasis zu entwickeln. 

Vorteilhaft wären diesbezüglich insbesondere 

die Reduzierung eines Wärmeübertragungsprozesses 

und eine ungleich 

einfachere hydraulische Einbindung des 

Solar absorbers in das Gesamtsystem. 

Baubiologische Haustechnik 

Diese Anlagenkonstellation zeigt sehr 

deutlich angewendete Prinzipien der Baubiologischen 

Haustechnik und zeichnet 

sich darüber hinaus dadurch aus, dass 

diese Anlage – obgleich schon in diesem 

Stadium hervorragende Ergebnisse erzielt 

werden – auch als Experimentierfeld 

einerseits und zur wissenschaftlichen 

Validierung andererseits nicht zuletzt 

dadurch Zeichen setzen wird, dass 

sie auch öffentlich zugänglich ist und hier 

regelmäßig Workshops veranstaltet werden. 

Weitere Informationen dazu unter 

www.bauplusenergie.de 

■ 

Autor: Frank Hartmann 

Seit 1982 

Qualität aus Bayern 

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SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

Die Energiewende ist nicht aufzuhalten 

Interview mit Stefan Ams, Sales Director Germany, bei Hanwha SolarOne 

Mit den sinkenden Einspeisevergütungen ist auch der Solarmarkt in einem starken Umbruch. Welche neuen Trends kann man erkennen? 

Wohin steuert der Solarmarkt? Hat die PV in Deutschland noch eine Zukunft? Hierüber und über andere Themen sprach die 

IKZ-ENERGY mit Stefan Ams von Hanwha SolarOne. 

IKZ-ENERGY: Herr Ams, der Solaranlagenbesitzer 

entscheidet sich heute nicht 

mehr nur für eine Solaranlage, um die Energie 

ins Netz einzuspeisen und so eine Rendite 

durch die Einspeisevergütung zu erhalten. 

Ams: Ja, das stimmt. Vielmehr geht es vielen 

Hausbesitzern mittlerweile darum, die 

erzeugte Energie selbst zu verbrauchen – 

und so ihre Energiekosten zu reduzieren. 

Die seit Jahren kontinuierlich steigenden 

Strompreise zeigen außerdem, wie entscheidend 

Autarkie bei der Energieversorgung 

ist: Mit einer eigenen Solaranlage 

können sich Eigentümer in gewissem 

Umfang von solchen Situationen unabhängiger 

machen. Wer extern Strom bezieht, 

muss mit Unsicherheiten und steigenden 

Kos ten rechnen. Wer Eigenstrom zur Verfügung 

hat, macht einen wichtigen Schritt 

in Richtung Unabhängigkeit. 

IKZ-ENERGY: Wer sind die typischen Kunden 

von einer PV-Eigenverbrauchsanlage? 

Ams: Es gibt hier unterschiedliche Modelle. 

Eines wäre beispielsweise das Einfamilienhaus 

mit Speichersystem oder kommerzielle 

Dächer, z. B. Industriebetriebe, wo die 

Anlagenbesitzer selbst die Energie direkt 

verbrauchen. Weiterhin gibt es ein Modell, 

bei dem der Anlagenbesitzer den produzierten 

Strom nicht selber verbraucht, sondern 

ihn z. B. an eine Mietpartei liefert. Da 

Lastprofil, Bezugspreise und gesetzliche 

Rahmenbedingungen bei diesen Modellen 

unterschiedlich aussehen, sollten sich Interessenten 

genau informieren, welches Modell 

für sie infrage käme, welche Möglichkeiten 

es generell gibt – und auch, wo vielleicht 

die Herausforderungen liegen. Die 

aktuelle politische Diskussion um die EEG- 

Reform trägt leider nicht zu mehr Klarheit 

beim Eigenstromverbrauch bei, ganz im 

Gegenteil, Eigenstromverbrauch soll bestraft 

werden. 

IKZ-ENERGY: Welche technischen Möglichkeiten 

hat ein Privathaushalt, den Eigenverbrauch 

zu optimieren? 

Intelligente Steuerungssysteme 

werden immer wichtiger, 

um die PV Anlage mit den 

Stromgeräten im Haus zu verbinden. 

STEFAN AMS 

Ams: Hier stehen inzwischen einige technische 

Lösungen zur Verfügung, die den 

Eigenverbrauch optimieren können. Als 

Faustregel sollte eine Anlage so geplant 

werden, dass der Anlagenbesitzer ungefähr 

60 % seines Strombedarfs durch Solarstrom 

abdecken kann. Das geht allerdings 

nur mit einem gut ausgelegten Speichersystem. 

Hauptsächlich werden Blei-Gel 

oder Nickel-Cadmium (Ni-Cd) -Akkus eingesetzt. 

Blei-Gel ist die günstigere Investition, 

allerdings mit einer beschränkten 

Lebensdauer im Vergleich zu den 

Ni-Cd-Akkus. Die Batterietechnologien 

sind noch nicht ganz ausgereift, aber die 

Automobilindustrie leistet zurzeit hier einen 

wichtigen Beitrag für die Weiterentwicklung. 

IKZ-ENERGY: Die Speichersysteme sind 

zurzeit aber noch recht kostspielig. 

Ams: Hier kann ein Darlehen durch die 

KfW-Bank eine gute Option sein, wobei 

man sich hier die Rahmenbedingungen genau 

anschauen muss. Ich erwarte, dass wir 

die nächsten drei bis fünf Jahre bei Batterien 

deutliche Kostenreduzierungen sehen 

werden. Um den Eigenverbrauchsfaktor zusätzlich 

zu erhöhen, kann man auch eine 

Kombination mit Wärmepumpe einbauen. 

Intelligente Steuerungssysteme werden 

immer wichtiger, um die PV-Anlage 

mit den Stromgeräten im Haus zu verbinden. 

Nicht nur Solaranlage und Speicher/ 

Wärmepumpe mit Schichtladespeicher und 

Heizstab, sondern z. B. auch die Waschmaschine 

sollte sich dann einschalten, wenn 

Solarstrom zur Verfügung steht. Weiterhin 

kann man beim Neubau auch eine (strombasierte) 

Infrarot-Heizung einbauen und 

so mit Eigenstrom einheizen. Die Technologie 

bietet schon heute ganz viele Möglichkeiten, 

wenn man sich entsprechend informiert 

und smart plant. 

IKZ-ENERGY: Was ist bei kommerziellen 

Dächern zu bedenken? 

Ams: Industrie und Gewerbe haben oft ein 

Lastprofil, das ideal mit der PV-Produktion 

über den gesamten Tag hinweg übereinstimmt. 

Allerdings haben speziell Industriebetriebe 

einen hohen Energiebedarf, 

gleichzeitig ist die Fläche für eine PV-Anlage 

begrenzt. In den meisten Fällen wird der 

Strombedarf nicht komplett durch die PV- 

Anlage abgedeckt. Allerdings: Ein Großteil 

des von der eigenen Anlage produzierten 

Solarstroms kann fast komplett selber verbraucht 

werden. Das reduziert nicht nur 

die eingekauften Kilowattstunden – auch 

die Lastspitzen können hier gedeckelt werden. 

Da die Industrie meist einen höheren 

Preis zahlt, wenn die Last über eine festgelegte 

Höhe hinausgeht, liegt hier ein Sparpotenzial. 

Der eigenproduzierte Strom 

bleibt im Preis konstant, bis die Anlage 

abbezahlt ist. Ab diesem Zeitpunkt ist der 

Solarstrom dann sogar nahezu kostenlos. 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

IKZ-ENERGY: Und wenn man in einer Anlage 

auf dem Dach investiert, aber den Strom 

an dritte weiterleitet, z. B. an Mieter? 

Ams: Hier ist die gesetzliche Lage sehr komplex. 

Klar ist, dass Mehrwertsteuer und 

Netzentgelte gezahlt werden müssen, was 

natürlich die Wirtschaftlichkeit belastet. 

Damit auch Menschen, die zur Miete wohnen, 

die Möglichkeit bekommen, PV-Strom 

vom Dach zu beziehen, müsste man die Rahmenbedingungen 

klären und die Prozesse 

vereinfachen. Gerade in Großstädten gibt 

es viele Flachdächer, die sich für eine PV- 

Anlage eignen und gleichzeitig Menschen, 

die in diesen Häusern zur Miete wohnen. 

Diese Menschen sollten sich auch bei der 

Energiewende beteiligen können. Leider 

ist hier wenig Engagement aus der Politik 

sichtbar, um solche Konzepte einfach 

zu ermöglichen. 

IKZ-ENERGY: Wie schätzen Sie das Potenzial 

für den PV-Eigenverbrauch in Deutschland 

vor diesem Hintergrund ein? 

Ams: Wir erleben bei Endkunden eine 

große Bereitschaft, die Energiewende zu 

realisieren. Nicht nur, um Geld zu sparen 

und für die Zukunft planen zu können – 

die Umwelt ist nach wie vor ein wichtiges 

Thema. Die Technologie ermöglicht schon 

heute eine dezentrale Energieversorgung, 

gleichzeitig werden die Lösungen immer 

effizienter. Auch das Herzstück einer PV- 

Anlage, das Solarmodul, hat sich rasant 

weiterentwickelt. Unsere Module sind von 

sehr hoher Qualität – sie sollen ja auch über 

mehrere Jahrzehnte einen verlässlichen Ertrag 

generieren. Aus diesem Grund haben 

wir auf eine robuste Bauweise gesetzt: Ob 

Schnee oder Wind, die Module halten diesen 

Belastungen stand. Darüber hinaus 

konnten wir die Zelle optimieren, sodass 

die Module auch bei diesigem Wetter und 

bedecktem Himmel eine gute Leistung 

bringen. Durch Produktinnovationen und 

Einkauf in Großserie ließen sich außerdem 

die Preise deutlich senken. Dank dieser 

Entwicklungen haben wir die Ertragsseite 

gestärkt und gleichzeitig die Kosten reduziert 

– was die Wirtschaftlichkeit einer 

Solaranlage natürlich positiv beeinflusst. 

Zusammengefasst: Die technischen 

Möglichkeiten sind da, das Interesse in der 

Bevölkerung ebenfalls. Meiner Meinung 

nach ist die Energiewende nicht mehr aufzuhalten, 

diese Entwicklung können die 

Politiker höchstens kurzzeitig ausbremsen. 

IKZ-ENERGY: Sie denken an die Vorschläge, 

den Eigenverbrauch mit der EEG-Umlage 

zu belasten? 

Ams: Aus unserer Sicht ist dieser Vorschlag 

nicht nachvollziehbar. Studien belegen, 

dass nicht die EE die Kostentreiber für 

die EEG-Umlage sind, sondern die in 2009 

eingeführte Zwangsvermarktung des EEG- 

Stroms (siehe Bund der Energieverbraucher 

e. V. oder Greenpeace) und die Befreiung 

von der EEG-Umlage (BSW Solar vom 

12. 02. 2014). Es wird außerdem wenig bis 

gar nicht über die versteckten Kosten geredet, 

die die Gesellschaft wegen der von 

den konventionellen Energieträgern verursachten 

Umweltverschmutzungen, Steuervergünstigungen 

oder anderen Finanzhilfen 

tragen muss. Was kostet uns die Entsorgung 

des Atommülls? Oder die Folgen 

des Klimawandels? Das FÖS (Forum Ökologisch-Soziale 

Marktwirtschaft) geht z. B. 

davon aus, dass diese versteckten Kosten 

der konventionellen Energieträger (Atom, 

Steinkohle, Braunkohle, Erdgas), die nicht 

im Strompreis abgebildet werden aber vom 

Steuerzahler gezahlt werden müssen, in 

2012 ein Volumen von ca. 40 Mrd. Euro 

hatten. Wären diese Kosten nach EEG-Methode 

auf die Stromverbraucher umgelegt 

worden, hätte diese „Konventionelle- 

Energien-Umlage“ schon im Jahr 2012 ca. 

10,2 Ct/kWh betragen. Oder anders gerechnet: 

bei einem durchschnittlichen Haushaltsverbrauch 

von 3500 kWh im Jahr wären 

das ca. 360,– Euro pro Jahr. Wenn die 

Medien und Politiker hier ein faires Bild 

zeigen würden, könnten wir die Themen 

konstruktiv diskutieren und uns für die 

Zukunft vernünftig aufstellen. Die Möglichkeiten 

sind da. Man muss sie aber auch 

ergreifen wollen. 

IKZ-ENERGY: Herr Ams, vielen Dank für 

das Gespräch. 

■ 

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SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

Der PV-Hersteller Trina Solar hat in Zusammenarbeit mit Tigo Energy die „Trinasmart“-Module entwickelt, die über eine modulintegrierte Elektronik 

verfügen. Diese bietet Moduldiagnostik und sorgt für maximale Erträge durch Leistungsoptimierung auf Modulebene. Zudem reduziert sie die Gefahr 

von Lichtbögen und Bränden und erhöht die Sicherheit. Leistung und Funktionsfähigkeit der Anlage lassen sich fernüberwachen und die Anlage im 

Bedarfsfall abstellen bis auf Modulebene. 

Solarenergie: 

ertragreich, kosteneffizient und sicher 

Neue Module optimieren Leistung und erhöhen die Sicherheit von PV-Anlagen 

Wirtschaftliche und technische Anforderungen an PV-Anlagen sind in den vergangenen Jahren deutlich gestiegen. Vor allem aber 

haben die sinkenden Einspeisevergütungen für Solarstrom die Rendite von PV-Anlagen reduziert und den Effizienzdruck auf die entsprechenden 

Systeme deutlich verstärkt. Inzwischen sind jedoch Technologien auf dem Markt, die den aktuellen Marktanforderungen 

Rechnung tragen und zudem die Installation ebenso wie das Management von PV-Anlagen vereinfachen: In Kooperation mit Tigo 

Energy hat Trina Solar beispielsweise mit „Trinasmart“ eine Lösung entwickelt, die nicht nur die Leistung von PV-Anlagen optimiert, 

sondern auch hohe Sicherheitsstandards bietet und neuen rechtlichen Anforderungen voll entspricht. 

Die sukzessiven Absenkungen der Einspeisevergütungen 

und der wachsende 

Trend zur Eigenversorgung mit Solarstrom 

haben die Prioritäten von Investoren für 

PV-Anlagen verschoben: Im Zentrum steht 

neben dem Renditegedanken auch ein möglichst 

optimaler Ertrag über die gesamte 

Lebensdauer der Anlage, ob nun für die 

Einspeisung oder den Eigenverbrauch. Nun 

sind Solarmodule zwar aufgrund von Innovationen 

der Hersteller über die Jahre immer 

leistungsfähiger geworden. Einbußen 

können aber auch durch Einflussfaktoren 

im Umfeld der Anlage wie beispielsweise 

Verschattungen oder durch Verschmutzungen 

von Modulen entstehen. Diese sind 

nicht immer auf den ersten Blick erkennbar, 

können aber zu empfindlichen Leistungsverlusten 

führen. 

Und hier kommt es auf jedes einzelne 

Modul an: Da alle Module im selben 

String genauso viel Strom liefern wie das 

schwächste Modul, kann bereits die Verschattung 

auch nur eines einzigen Moduls 

die Ausgangsleistung des kompletten 

Strings und damit der gesamten Anlage 

beeinträchtigen. Aber auch die Beschaffenheit 

des Dachs und die Anordnung der 

Module kann den Installateuren Grenzen 

setzen – und in der Folge dann auch der 

Anlagenleistung. Intelligente Lösungen 

zur Optimierung von PV-Systemen wie 

z. B. „Trinasmart“ minimieren die Auswirkungen 

leistungsmindernder Faktoren. 

Außerdem ermöglichen sie eine flexiblere 

Anordnung der Module und damit eine bessere 

Ausnutzung der verfügbaren Dachfläche. 

Im Ergebnis lässt sich so der Ertrag 

von PV-Anlagen um bis zu 20 % steigern. 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

Leistung wird permanent angepasst 

Entscheidend ist dabei, dass „Trinasmart“ 

die Leistung bis auf Modulebene 

exakt und in Echtzeit erfasst und auf dieser 

Basis das Gesamtsystem optimiert. Die 

Methode, die dabei zum Einsatz kommt, 

nennt sich Impedanzanpassung: Dabei 

misst der Leistungsoptimierer Stromstärke, 

Spannung und Temperatur der einzelnen 

Module und sendet diese Daten an die 

zentrale Steuerungseinheit, die sogenannte 

Maximizer Management Unit (MMU). 

Diese wiederum berechnet aus den zugrundeliegenden 

Informationen den optimalen 

Betriebspunkt eines jeden Moduls 

und sendet die Ergebnisse an den Optimierer 

zurück, der daraufhin seine Ausgangswerte 

neu einstellt. 

Wenn nun die Leistung eines oder 

mehrerer Module Steigerungspotenzial 

hat, wird der Ausgangsstrom durch die 

Spannungswandlung angehoben. So werden 

alle PV-Module im Punkt maximaler 

Leistung (MPP) betrieben; Diskrepanzen 

gleicht der Leistungsoptimierer automatisch 

aus. Somit liefern alle Module im selben 

String am Ausgang denselben Strom, 

und die Gesamtspannung des Strings passt 

sich an die parallel liegenden Strings an. 

Auf diese Weise verringert „Trinasmart“ 

die Verluste beim einzelnen Modul (primäre 

Verluste) ebenso wie im gesamten 

String (sekundäre Verluste). Jedes Modul 

– und damit in der Konsequenz auch die gesamte 

Anlage – liefert so den höchstmöglichen 

Ertrag. 

Maximale Nutzung der Dachfläche 

Bei der Leistungsoptimierung der PV- 

Anlage spielt aber auch die Anordnung 

der Module auf dem Dach eine Rolle. 

Denn nicht auf jedem Dach lassen sich die 

Strings in gleichmäßig parallelen Reihen 

installieren; Giebel und andere Unebenheiten 

erfordern unter Umständen 

Lücken, die ausgespart werden müssen. 

Hier kommt nun die patentierte „Smart- 

Curve“-Technologie von Trina Solar zum 

Tragen: Diese reduziert die maximale Ausgangsspannung 

der Module und erlaubt 

so eine flexiblere Anordnung in bis zu 

30 % längeren oder auch asymmetrischen 

Strings. So können die Installateure die 

Anlage auch mit einer geringeren Zahl von 

Strings einrichten, was wiederum die Leitungsverluste 

reduziert. Zudem lässt sich 

die Anlage so besser an die Gegebenheiten 

des Daches anpassen und die zur Verfügung 

stehende Fläche optimal ausnutzen. 

U. a. sind dadurch auch Teile des Daches 

mit Modulen belegbar, die beispielsweise 

morgens und abends verschattet sind. Das 

erhöht das Potenzial der Anlage und bringt 

Einsparungen – ein wesentlicher Beitrag 

zur Kostensenkung der gesamten Anlage. 

Auf der Kostenseite verbuchen Investoren 

noch weitere Vorteile: Wenn die PV- 

Anlage auf Basis der „Smart-Curve“-Technologie 

mit weniger Strings auskommt, 

sind natürlich auch weniger Stringkabel, 

Generatoranschlusskästen und Sicherungen 

erforderlich, und der Aufwand für 

die Montage reduziert sich. Zudem kosten 

„intelligente“ Module von Trina Solar deutlich 

weniger als Add-On-Boxen mit Leistungsoptimierern, 

die zusätzliche Verkabelung/Installationsaufwand 

erfordern. Und 

last but not least lässt sich das Kosten-Leistungs-Verhältnis 

durch die bessere Auslastung 

und Steuerung der einzelnen PV- 

Module optimieren. In Kombination tragen 

all diese Faktoren dazu bei, dass die BOS- 

Kosten sinken. 

Neben der Leistungs- und Kostenoptimierung 

bietet „Trinasmart“ technische 

Features, die Einrichtung und Betrieb der 

Anlage flexibler machen und den Aufwand 

bei der Installation reduzieren. So wird das 

Maximum Power Point Tracking (MPPT) 

bei „Trinasmart“ weiterhin vom Wechselrichter 

durchgeführt, was flexibler und sicherer 

im Betrieb ist. Wenn keine Mismatches 

auftreten, braucht der Leistungsoptimierer 

auch nicht zu arbeiten und schaltet 

den Strom nur durch. Vor allem aber funktioniert 

„Trinasmart“ mit jedem Wechselrichter. 

Auf der Habenseite für Installateure 

steht die direkte Integration von 

„Trinasmart“ ins Modul, wodurch der Aufwand 

für eine zusätzliche Modulverkabelung 

entfällt. 

Plus an Sicherheit 

Aber nicht nur die Leistung ist ein relevanter 

Faktor bei Solaranlagen, sondern 

auch die Sicherheit. Dazu gibt es neue Vorschriften: 

Seit 2014 ist eine Abschaltmöglichkeit 

für PV-Anlagen als Maßnahme 

zum Brandschutz in der VDE-Richtlinie 

AR-E-2100-712 vorgesehen. 

„Trinasmart“ hat die Sicherheit von 

PV-Anlagen signifikant erhöht, denn die 

Technologie erlaubt eine Anlagenüberwachung 

auf Modulebene. Im Fall eines Defekts 

schaltet das System die betroffenen 

Module automatisch ab und sie können 

bei der nächsten Wartung ersetzt werden. 

Auch die gesamte Anlage lässt sich bei Bedarf 

ferngesteuert abstellen. „Trinasmart“ 

schützt PV-Systeme außerdem vor Schäden 

durch Lichtbögen in der Anschlussdose; 

Fehlalarme, die durch Störsignale von 

Wechselrichtern ausgelöst werden können, 

werden eindeutig identifiziert und ein Ausfall 

des Systems so vermieden. 

Die Überwachung der Anlage und Identifizierung 

von Störungen und leistungsmindernden 

Effekten ist aber nicht nur im 

„Krisenfall“ wichtig. Denn dadurch, dass 

die Technologie automatisch sämtliche Informationen 

über die Leistung der Solaranlage 

erfasst, kann der Betreiber Probleme 

umgehend erkennen und Gegenmaßnahmen 

ergreifen. „Trinasmart“ liefert ihm die 

Daten zur schnellen und einfachen Erstellung 

von Reports, etwa zur Ertragsstatistik, 

ob nun bezogen auf die Leistung einzelner 

Module oder des Gesamtsystems. Vor allem 

aber erhält der Betreiber im Störungsfall 

umgehend eine Alarmmeldung, auf die er 

dann schnell reagieren kann. Die Informationen 

stehen via Computer, Handy oder 

Tablet-PC zur Verfügung, immer und von 

jedem Ort. 

Besonders effizient ist dies, wenn beispielsweise 

mehrere Anlagen gleichzeitig 

überwacht werden müssen, oder Büro und 

Anlage räumlich weiter voneinander entfernt 

liegen. 

Photovoltaik profitiert 

von Effizienzgewinnen 

Lösungen wie „Trinasmart“ bieten Installateuren 

ebenso wie Betreibern handfeste 

Vorteile, die angesichts des Kostenund 

Effizienzdrucks auf die PV zunehmend 

ins Gewicht fallen: Sie senken die Systemkosten 

und nutzen das Leistungspotenzial 

von Anlagen und Dachflächen bestmöglich 

aus. Im Ergebnis erzielen sie ein nicht unbeträchtliches 

Ertragsplus, betrachtet auf 

den Lebenszyklus der Anlage. Auf diese 

Weise trägt „Trinasmart“ dazu bei, die PV 

auch für die Zukunft zu einer ebenso ökologisch 

wie wirtschaftlich attraktiven Alternative 

zur Stromversorgung zu machen. 

Solarenergie wird in immer mehr Ländern 

wettbewerbsfähig und hat sich damit den 

Anforderungen an Wirtschaftlichkeit, Ertrag 

und auch Sicherheit zu stellen. 

Trina Solar stellt auf der diesjährigen 

Intersolar Europe in Halle A1, Stand 290 

aus. 

■ 

KONTAKT 

Trina Solar GmbH 

85609 Aschheim-Dornach 

Tel. 089 122849250 

Fax 089 122849251 

info@trinasolar.com 

www.trinasolar.com 


Dieses Haus in Dülmen ist 100 % schlechtwetterunabhängig mit Strom für Haushalt und Elektromobilität sowie mit Wärme versorgt: mit einer PV- 

Anlage und Solarthermie auf dem Dach, einem Stromspeicher von E3/DC („Hauskraftwerk“) und einem Mini-BHKW bzw. Mikro-KWK-Gerät im Keller 

sowie mit zwei Elektroautos in der Garage. 

Bild: E3/DC GmbH/Jürgen Hüpohl 

Solarstromspeicher 

machen die Photovoltaik erwachsen 

Kriterien zur Bewertung von Leistung und Qualität im Überblick 

Steigende Strompreise sind nach wie vor in aller Munde. Endverbraucher und gewerbliche Akteure suchen somit nach zukunftsfähigen 

Lösungen, Energie effizienter zu nutzen. Es scheint somit immer attraktiver, den Eigenverbrauch an regenerativ erzeugtem Strom mit 

einer PV-Anlage zu erhöhen. Verbunden damit sind Energiespeichersysteme. Bei der Anwendung von dezentralen Solarstromspeichern 

stellen sich jedoch viele Fragen. 

Wer heute den Bau einer PV-Anlage auf 

dem Dach seines Wohnhauses oder gewerblichen 

Gebäudes plant, tut dies nicht 

mehr aus Renditegründen. Mit hohen garantierten 

Einspeisevergütungen hat die 

Politik noch bis vor Kurzem den Ausbau der 

Sonnenenergie gefördert. Besitzer von PV- 

Anlagen konnten den Sonnenstrom teurer 

verkaufen, als sie selbst für die elektrische 

Energie zahlen mussten. 

Eigenverbrauch und Autarkiegrad 

erhöhen 

Heute klafft die Schere immer mehr anders 

herum auseinander: Haushaltsstrom 

kostet rund 27 Cent die Kilowattstunde 

während die Einspeisevergütungen immer 

weiter sinken. Aktuell liegen sie gerade 

einmal bei rund 13 Cent für kleine 

Anlagen. Aus diesem Grund scheint es immer 

sinnvoller, PV zu nutzen, um sich zu 

einem Großteil selbst mit Strom zu versorgen. 

Solarspeicher sind in dieser Hinsicht 

das fehlende Puzzleteil, welches die Anlagentechnik 

vervollständigt. Man könnte 

sagen: Damit erst wird die PV erwachsen. 

Oder ist zumindest auf dem Weg dorthin. 

Denn durch Speicherung ist es möglich, 

mehr des selbst erzeugten Stroms auch 

selber zu verwenden. 

Der Eigenverbrauch ist jedoch eher eine 

technische Größe und sagt nichts darüber 

aus, inwieweit sich ein Haushalt selber 

mit Strom versorgen kann. Relevant 

ist dabei der Autarkiegrad. Grundsätzlich 

sind Autarkiegrade von 70 bis 80 % 

und Eigenverbrauchsanteile von nahezu 

100 % möglich. Ob sie jedoch auch sinnvoll 

sind, ist im individuellen Fall zu ermitteln. 

Grundsätzlich ist die Speicherkapazität 

so auszulegen, dass der Speicher den 

Haushalt möglichst bis zum nächsten Ladegang, 

wenn die PV-Anlage wieder Strom 

produziert, mit gespeichertem Strom versorgen 

kann. Tritt zwischenzeitlich eine 

höhere Spitzenlast auf, dann wird zusätzlich 

Strom aus dem Netz bezogen. Doch 

zunächst einmal mehr zum Markt, Technologien 

und den relevanten Parametern. 

Markt und Technologien 

Der Markt für Solarstromspeicher 

wächst rasant. Zahlreiche Geräte befinden 

sich am Markt, der eine schnelle Entwicklung 

erfährt. Die verschiedenen Speichertechnologien 

und Lösungsansätze ma- 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

chen den Vergleich der Systeme schwierig. 

Einheitliche Richtlinien gibt es bisher leider 

nicht. 

Außer hinsichtlich der Batterietechnologie, 

Blei- oder Lithium-Ionen-Technologie, 

ist auch zwischen AC- und DC-gekoppelten 

Systemen zu unterschieden. 

Batteriespeicher auf Blei-Säure oder 

Blei-Gel-Basis sind wirtschaftlich erprobt 

und länger im Einsatz als Lithium-Ionen- 

Batterien. Die Lebensdauer der Lithium- 

Ionen-Technologie und ihr Wirkungsgrad 

sind jedoch höher. Die Lithium-Eisenphosphat-Technologie 

kann sich nicht selbst entzünden, 

wie es bei Handy- und Laptop-Unfällen 

schon passiert ist. Die Energiedichte 

dieser Akkus ist etwa doppelt bis dreimal 

so hoch als die von Blei-Akkus, weshalb 

sie entsprechend weniger Platz brauchen. 

Oftmals sind Kompromisse 

notwendig 

Solarspeicher können entweder im Anschluss 

an den Wechselrichter der PV-Anlage 

im Wechselstromkreis des Hauses 

(AC-gekoppelt) oder vor dem Wechselrichter 

im zwischengeschalteten Gleichstromkreis 

(DC-gekoppelt) eingebunden sein. Da 

Ein Querschnitt des Haus und ein Überblick 

über die gesamte Technik am Beispiel des 

„Vitovolt“ Batteriespeichersystems von Viessmann. 

Die Vorteile für Anwender: einfache 

Bedienung und Verwaltung über Internet und 

Smartphone, sichere Notstromversorgung, 

einfache Nachrüstung bestehender Photovoltaikanlagen, 

Anzeige der verfügbaren PV- 

Energie und der Energieflüsse im Haus und 

Visualisierung von Wetterdaten und PV-Ertragsprognose. 

Bild: Viessmann 

Die Eigenverbrauchslösung „Krannich Trinity“: 

Ist der aktuelle Strombedarf geringer als der 

Strom, den die 80 „Axitec“-Module bei diesem 

Anwender erzeugen, wird der Überschuss 

in acht Hoppecke Batterien gespeichert und 

kann dann in den Abendstunden abgerufen 

werden. Erst bei voller Auslastung der Batterien 

wird der Solarstrom ins öffentliche Netz 

eingespeist. Der „Sunny Home“ Manager von 

SMA erledigt diesen Multitasking-Job. Er sorgt 

dafür, dass der Strom immer die richtigen 

Wege geht und flexibel einsetzbare Geräte wie 

Waschmaschine, Spülmaschine und Wäschetrockner 

nach Möglichkeit zu Sonnenstunden 

in Betrieb genommen werden. 

Bild: Krannich Group GmbH 

Marktübersicht Mobile Stromspeicher für PV-Anlagen AC-gekoppelt. 

Hersteller E3/DC GmbH Fronius 

International 

GmbH 

Produktname S10E AC Fronius Symo 

Hybrid / Fronius 

Solar Battery 

Technische Daten 

Batterietechnologie 

Speicherkapazität 

(Nennwert, in kWh) 

Empfohlene 

PV-Leistung 

Lithium-Ionen- 

Technologie 

Lithium- 

Eisenphosphat 

IBC SOLAR AG 

Set IBC SolStore L1 

+ 

IBC SolStore 8.0 Pb 

Blei-Gel 

6,9 bis 13,8 4,5 - 12 8.0 16.2 


+ 


Blei-Gel 

Bis 15 kW p 3 - 8 kW p Ertrag ab Ertrag ab 

ca. 4500 kWh p. a. ca. 9100 kWh p. a. 

Entladungstiefe 100 % 80 % 50 50 

Nutzbare Speicher- 6,9 bis 13,8 3,6 - 9,6 4.0 8,1 

kapazität (in kWh) 

Maximale 

3 2,4 - 6,4 K. A. K. A. 

Entladeleistung (in kW) 

Maximale Ladeleistung 3 2,4 - 6,4 K. A. K. A. 

(in kW) 

C-Rate (in Stunden) K. A. Max. 0,66 K. A. K. A. 

Zyklenlebensdauer 

(in Vollzyklen) 

4500 6000 2700 2700 

Kalendarische 

Lebensdauer Garantie 

(in Jahren) 

Gebrauchsdauer 

(unter Annahme von 

200 Entladungen/Jahr) 

7 2 Jahre Garantie / 

7 Jahre Garantie bei 

deutscher Speicherförderung 

/ Kalendarische 

Lebensdauer 

20 Jahre (bei 20 °C) 

10; 

Zeitwertersatzgarantie: 

7 

21 30 Jahre Vgl. Lebensdauer 

Kann im PV-Anlagenbestand 

nachgerüstet 

werden 

Kann im PV-Anlagenbestand 

nachgerüstet 

werden 

10; 


7 

Vgl. Lebensdauer 

Systemwirkungsgrad > 88 % > 85 % > 85 > 85 

1- oder 3-phasig 3-phasig 3-phasig 1-phasig 1-phasig 

Vollspeiser ja/nein Ja Ja K. A. K. A. 

Notstromoption ja/nein Ja Ja Optional Optional 

Bemerkungen 

Nachrüstbar; 

förderfähig 

Nachrüstbar; 

förderfähig 

Internetadresse www.e3dc.de www. www.ibc-solar.de 

fronius.com 

Übersicht erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Die Werte in der Tabelle beruhen auf Angaben 

der Hersteller. K. A. = keine Angabe 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

eine Solarbatterie grundsätzlich Gleichstrom 

lädt, sind AC-gekoppelte Systeme 

zusätzlich mit einem Konverter ausgestattet, 

der den Wechselstrom in Gleichstrom 

umwandelt. Da DC-gekoppelte Systeme diesen 

Konverter nicht benötigen, ergibt sich 

für sie ein leicht höherer Wirkungsgrad. 

Allerdings muss bei nachträglicher Installation 

eines Speichers der Wechselrichter 

der PV-Anlage nicht getauscht werden, im 

Gegensatz zu AC-gekoppelten Systemen. 

Zudem gibt es unterschiedliche Ausprägungen 

zu den Aspekten Notstromfähigkeit, 

Energiemanagement und Anlagenvisualisierung. 

Oftmals handelt es sich 

bei den angebotenen Systemen um Kompromisslösungen, 

die nicht alle Anforderungen 

an ein Speichersystem erfüllen. 

So sind beispielsweise viele Systeme nur 

1-phasig, nicht notstromfähig, nur für AC- 

Kopplung geeignet oder vom Aufbau her 

sehr komplex. 

Kennzeichen vergleichen 

Einige Kriterien sind geeignet, die angebotenen 

Solarspeicher miteinander zu vergleichen 

und zu bewerten. Die Nennkapazität 

gibt an, wie viel Strom eine Batterie 

speichern kann. Sie sollte mit einem Herstellerhinweis 

versehen sein, für welche 

PV-Leistung die Solarbatterie empfohlen 

ist. Eine Solarbatterie kann aber nicht zu 

100 % entladen werden, da die Tiefenentladung 

die Batterie schädigt. Die Entladungs- 

Marktübersicht Mobile Stromspeicher für PV-Anlagen AC-gekoppelt. 

Hersteller IBC SOLAR AG SiG Solar GmbH 

Produktname 


+ 

IBC SolStore 5.0 Li 

Set IBC SolStore XL1 

+ 


Set IBC SolStore XL1 

+ 


SunStorage FLEX S SunStorage FLEX M SunStorage FLEX L 


Batterietechnologie Lithium-Polymer Blei-Gel Blei-Gel Li-Ion (LiNMC) Li-Ion (LiNMC) Li-Ion (LiNMC) 


(Nennwert, in kWh) 

Empfohlene PV-Leistung 

5.0 8.0 16.2 2 4 8 

Ertrag ab 

ca. 4500 kWh p. a. 

Ertrag ab 

ca. 4500 kWh p. a. 

Ertrag ab 

ca. 9100 kWh p. a. 

2 - 6 kW p 4 - 8 kW p 6 - 12 kW p 

Entladungstiefe 90 50 50 90 % 90 % 90 % 

Nutzbare Speicher- 4,9 4.0 8,1 1,8 3,6 7,2 

kapazität (in kWh) 

Maximale 

K. A. K. A. K. A. 1,5 1,5 3 

Entladeleistung (in kW) 

Maximale Ladeleistung K. A. K. A. K. A. 1,5 1,5 3 

(in kW) 

C-Rate (in Stunden) K. A. K. A. K. A. 0,75 0,4 0,4 



Kalendarische 

Lebensdauer Garantie 

(in Jahren) 


(unter Annahme von 


5000 2700 2700 > 5000 > 5000 > 5000 

15; 


7 

10; 


7 

10; 


7 

20 20 20 

Vgl. Lebensdauer Vgl. Lebensdauer Vgl. Lebensdauer 20 20 20 

Systemwirkungsgrad > 95 > 85 > 85 > 91 % > 91 % > 91 % 

1- oder 3-phasig 1-phasig 1-phasig 1-phasig 1-phasig 1-phasig 2-phasig 

Vollspeiser ja/nein Ja Ja Ja 

Notstromoption ja/nein Optional Optional Optional Ja (optional) Ja (optional) Ja (optional) 

Bemerkungen 

Nachrüstbar; 

förderfähig 

Nachrüstbar; 

förderfähig 

Nachrüstbar; 

förderfähig 

Schutzart IP54, multicolour 

Touchscreen, 

Gridsensor mit voller 

3-Phasen-Kompensation 


Touchscreen, 




Touchscreen, 



Internetadresse www.ibc-solar.de www.sigsolar.de 

Übersicht erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Die Werte in der Tabelle beruhen auf Angaben der Hersteller. K. A. = keine Angabe 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

tiefe schwankt zwischen 50 und 90 %, je 

nach Herstellungstyp. 

Relevant ist daher die nutzbare Speicherkapazität, 

die sich aus der Nennkapazität 

und der Entladungstiefe ergibt. Ein 

Beispiel: Hat eine Solarbatterie eine Speicherkapazität 

von 9 kWh und eine Entladungstiefe 

von 80 %, so beträgt die nutzbare 

Speicherkapazität tatsächlich lediglich 

7,2 kWh. Ein Vollzyklus ist ebenfalls 

eine theoretische Größe und kennzeichnet 

den Zyklus des vollständigen Entladens bis 

zur Entladungstiefe und dem anschließend 

wieder vollständigen Aufladen. Waschmaschinen 

und andere große Geräte im Haushalt 

benötigen kurzfristig viel Strom und 

erzeugen damit Lastspitzen. Ob diese mit 

dem Speicher vollständig abgedeckt werden 

können, zeigt die maximale Entladeleistung. 

Wie schnell sich dabei die Batterie 

im Verhältnis zur Speicherkapazität 

entlädt, gibt die C-Rate an. Wie schnell 

der Speicher anschließend wieder aufgeladen 

werden kann, zeigt die maximale Ladeleistung. 

Lebensdauer und Wirkungsgrade 

Wichtig ist auch die Unterscheidung 

zwischen der kalendarischen, der Zyklenlebensdauer 

sowie der Gebrauchsdauer. 

Kalendarische und Zyklenlebensdauer 

sind theoretische Herstellerangaben, die 

Gebrauchsdauer wie die nutzbare Speicher- 

SunStorage SMART M SunStorage SMART L Solenergy Storage 

System AC25 

Solutronic Energy SolarWorld AG Sonnenbatterie 

GmbH 

Viessmann 

Photovoltaik GmbH 

SunPac LiOn 5 SunPac LiOn 10 Sonnenbatterie Vitovolt 

Stromspeicher 

Li-Ion (LiFeMnPO4) Li-Ion (LiFeMnPO4) LFP Lithium Technologie Lithium Technologie Lithium-Ionen Blei-Gel- 

Technologie 

5,5 11 3,14 pro Modul, 6,8 13,6 Von 4,5 bis 60 7,4 

max 4 Module 

5 - 10 kW p 7 - 15 kW p 3 - 15 kW K. A. K. A. Kundenspezifisch 6 

80 % 80 % 80 % K. A. K. A. 70 % 50 % 

4,4 8,8 2,5 pro Modul, 5 10 Von 3,2 bis 43,3 3,7 

max. 4 Module 

9 9 2,5 pro Modul, K. A. K. A. Von 3 (einphasig) 4,6 

max. 4 Module 

bis 6 (dreiphasig) 

1,8 3,6 2,5 pro Modul, K. A. K. A. 4,6 

max. 4 Module 

0,3 0,3 1 K. A. K. A. 0,2 - 0,9 C10: 308 Ah 

C100: 400 Ah 

> 4000 > 4000 5000 K. A. K. A. 5000 2500 

> 15 > 15 20 K. A. K. A. 20 7 (Zeitwertersatzgarantie) 

> 15 > 15 20 K. A. K. A. K. A. 12,5 

> 88 % > 88 % ca 80 - 85 % (ab- K. A. K. A. 88 % 80 % 

hängig vom WR- 

Wirkungsgrad) 

3-phasig 3-phasig 1-phasig 1-phasig 1-phasig 1-phasig und 1-phasig 

3-phasig 

Nein Nein Ja K. A. K. A. ? Ja 

Ja Ja Ja Ja Ja Standardmäßig ja Ja 

Bedienung über Touchscreen 

und/oder externen 

Router. „Quasi-USV“, echt 

dreiphasiges / drehstromfähiges 

System 

Bedienung über Touchscreen 

und/oder externen 

Router. „Quasi-USV“, echt 

dreiphasiges / drehstromfähiges 

System 

Modular erweiterbar, 

für die Nachrüstung 

von Bestandsanlagen geeignet 

www. 

solutronic.de 

Das förderfähige Speichersystem 

wird auf der Intersolar 

erstmalig vorgestellt 

www.solarworld.de 

Das förderfähige Speichersystem 

wird auf der Intersolar 

erstmalig vorgestellt 

Kann im PV-Anlangenbestand 

nachgerüstet 

werden 

www. 

sonnenbatterie.de 

Kann im PV-Anlangenbestand 

nachgerüstet werden. 

Kombinierbar 

mit Viessmann Vitocal 

Wärmepumpen 

www. 

viessmann.de 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

Marktübersicht Mobile Stromspeicher für PV-Anlagen DC-gekoppelt. 

Hersteller E3/DC GmbH Fronius 

International 

GmbH 

Produktname S10 E5 / E8 / E12 Fronius Symo 

Hybrid / Fronius 

Solar Battery 


Batterietechnologie 


(Nennwert, 

in kWh) 

Empfohlene 

PV-Leistung 

Lithium-Ionen- 

Technologie 

Lithium- 

Eisenphosphat 

SiG Solar GmbH 

SunStorage 

FLEX S 

SunStorage 

FLEX M 

SunStorage 

FLEX L 

SunStorage 

PURE Pb M 

SunStorage 

PURE Pb L 

Li-Ion (LiNMC) Li-Ion (LiNMC) Li-Ion (LiNMC) Blei-Gel (VRLA) Blei-Gel (VRLA) 

2,7 bis 13,8 4,5 - 12 2 4 8 9,6 19,2 

Bis 15 kW p 3 - 8 kW p Max. 2 kW p Max. 2 kW p Max. 4 kW p 5 - 10 kW p 5 - 15 kW p 

Entladungstiefe 100 % 80 % 90 % 90 % 90 % 35 % 35 % 

Nutzbare Speicherkapazität 

2,7 bis 13,8 3,6 - 9,6 1,8 3,6 7,2 3,4 6,7 

(in kWh) 

Maximale 3 2,4 - 6,4 1,5 1,5 3 7,5 7,5 / 15 

Entladeleistung 

(in kW) 

Maximale 3 2,4 - 6,4 1,5 1,5 3 7,5 7,5 / 15 

Ladeleistung 

(in kW) 

C-Rate 

K.A. Max. 0,66 0,75 0,4 0,4 0,8 0,3 / 0,8 

(in Stunden) 

Zyklen- 4500 6000 > 5000 > 5000 > 5000 > 1700 > 1700 

lebensdauer 


Kalendarische 

Lebensdauer 

Garantie 

(in Jahren) 

20 20 20 > 12 > 12 


(unter 

Annahme von 


Solarwechselrichter 

Nennleistung 

(in kW) 

Systemwirkungsgrad 

1- oder 

3-phasig 

Vollspeiser 

ja/nein 

Notstromoption 

ja/nein 

Bemerkungen 

7 2 Jahre Garantie / 

7 Jahre Garantie bei 

deutscher Speicherförderung 

/ Kalendarische 

Lebensdauer 

20 Jahre (bei 20 °C) 

21 30 20 20 20 > 8 > 8 

3 - 5 kW AC 1,8 1,8 3,6 7,5 7,5 / 15 

> 96 % > 85 % > 91 % > 91 % > 91 % > 81 % > 81 % 

3-phasig 3-phasig 1-phasig 1-phasig 2-phasig 3-phasig 3-phasig 

Ja Ja Ja Ja Ja Ja Ja 

Ja Ja Ja (optional) Ja (optional) Ja (optional) Ja Ja 

Kann als Hauskraftwerk 

sämtliche Energieflüsse 

dreiphasig 

steuern und verteilen 

Komplettsystem mit 

Energiemanager 


Touchscreen, 




Touchscreen, 




Touchscreen, 



Monitoring über 

Ethernetschnittstelle 

lokal oder online, 

echt drehstromfähiges 

System 

Internetadresse www.e3dc.de www. www.sigsolar.de 

fronius.com 

Übersicht erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Die Werte in der Tabelle beruhen auf Angaben der Hersteller. k. A. = keine Angabe 

Monitoring über 

Ethernetschnittstelle 

lokal oder online, 

echt drehstromfähiges 

System 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

SolarWorld AG 

Solutronic 

Energy 

SunStorage 

PURE Pb XL 

SunStorage 

PURE Li M 

SunStorage 

PURE Li L 

SunStorage 

PURE Li XL 

SunStorage 

PURE Li XXL 

SunPac 2.0 

Solenergy 

Storage System DC 

30/40/50 

Blei-Gel (VRLA) Li-Ion (LiFePO 4 ) Li-Ion (LiFePO4) Li-Ion (LiFePO4) Li-Ion (LiFePO4) Blei-Gel LFP 

28,2 5,8 9,6 19,2 28,8 11,6 3,14 pro Modul, 

max. 4 Module 

15 - 25 kW p 5 - 11 kW p 8 - 16 kW p 12 - 25 kW p 16 - 30 kW p 6 - 10 kW p 3 - 15 kW 

35 % 70 % 70 % 70 % 70 % 50 % 80 % 

10,1 4 6,7 13,4 20,1 5,8 2,5 pro Modul, 

max. 4 Module 

15 / 22,5 7,5 7,5 / 15 15 / 22,5 15 / 22,5 2,7 2,5 kW (Spitze kurzzeitig 

4 kW) 

15 / 22,5 8,4 8,4 / 16,8 16,8 / 25 16,8 / 25 2,7 2,5 kW (Spitze kurzzeitig 

4 kW) 

0,5 / 0,8 1,3 0,8 / 2 0,8 / 1,3 0,6 / 0,8 k. A. 1 

> 1700 > 5000 > 5000 > 5000 > 5000 2500 5000 

> 12 20 20 20 20 14 (ohne Garantie) 20 

> 8 20 20 20 20 12,5 20 

15 / 22,5 7,5 7,5 / 15 15 / 22,5 15 / 22,5 10 3 - 5 kW 

(verschiedene Ausführungen 

möglich) 

> 81 % > 89 % > 89 % > 89 % > 89 % K. A. Ca. 87 - 90 % 

3-phasig 3-phasig 3-phasig 3-phasig 3-phasig 3-phasig 1-phasig 

Ja Ja Ja Ja Ja Ja Ja 

Ja Ja Ja Ja Ja Nein Ja 

Monitoring über Ethernetschnittstelle 

lokal oder online, echt 

drehstromfähiges System 


lokal oder 

online, 2 bis max. 8 unabhängige 

MPPT, echt 



lokal oder 


MPPT, echt 



lokal oder 


MPPT, echt 



lokal oder 


MPPT, echt 


System ist förderfähig für 

Speicherförderung (kfW); 

Batterie kann an den 

Speicherwechselrichter 

nachgerüstet werden 

Komplettsystem mit Energiemanager 

www. 

solarworld.de 

www. 

solutronic.de 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

Marktübersicht Mobile Stromspeicher für PV-Anlagen DC-gekoppelt. 

Hersteller Wagner & Co Solartechnik GmbH 

Produktname STOREit PR Blei STOREit PR 

Lithium 

STOREit SE 

Lithium 


Batterie- Blei-Gel Lithium-Polymer Lithium-Polymer 

technologie 


(Nennwert, 

in kWh) 

Flexibel im 

Bereich zwischen 

4 und max. 18 

5,0 2,2 

Empfohlene 

PV-Leistung 

3,3 / 4,0 / 5,5 kW p ; 

abhängig von gewählter 

Wechselrichtergröße 

3,3 / 4,0 / 5,5 kW p ; 



Entladungstiefe 50 % 90 % 90 % 

Nutzbare Speicherkapazität 

(in kWh) 

Maximale 

Entladeleistung 

(in kW) 

Maximale 

Ladeleistung 

(in kW) 

C-Rate 

(in Stunden) 



Kalendarische 

Lebensdauer 

Garantie 

(in Jahren) 


(unter 

Annahme von 


Solarwechselrichter 

Nennleistung 

(in kW) 

Systemwirkungsgrad 

1- oder 

3-phasig 

Vollspeiser 

ja/nein 

Notstromoption 

ja/nein 

Bemerkungen 

Flexibel im 

Bereich zwischen 

2 und max. 9 

4,5 2,0 

3 / 3,68 / 4,6 3,68 / 4,6 K.A. 

3,6 / 4,5 3,6 / 4,5 K.A. 

10 2 2 

2600 5000 5000 

Max. 7 Jahre 

Max. 7 Jahre 

Garantie, kalendarische 

Lebensdauer 

15 Jahre 

13 25 25 

5,2 / 6,6 kW p ; 



Max. 7 Jahre 

Garantie, kalendarische 

Lebensdauer 

15 Jahre 

3 / 3,68 / 4,6 3,68 / 4,6 3,68 / 4,6 

~ 80 %, 

abhängig vom Anteil 

Direktverbrauch und 

Einspeisung 

~ 90 %, 



Einspeisung 

~ 90 %, 



Einspeisung 

1-phasig 1-phasig 1-phasig 

Nein Nein Nein 

Ja Ja Nein 

Basiert auf System Nedap 

mit PowerRouter, 

Batteriesystem Hoppecke 

Basiert auf System Nedap 

mit PowerRouter, 

Batterie LG Chem 

Internetadresse www.wagner-solar.com 

Übersicht erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit. 

Die Werte in der Tabelle beruhen auf Angaben der Hersteller. 

K. A. = keine Angabe 

Basiert auf System SMA 

SB Smart Energy 

Hybrid-Wechselrichter mit Speicherlösung – Mit dem „Symo Hybrid“ 

wird Fronius noch dieses Jahr eine Lösung auf den Markt bringen, welche 

die Anforderungen DC- und AC-Kopplung, 3-phasig, Notstromfähigkeit 

und individuelle Anpassung des Systems vereint. 

Bild: Fronius International GmbH 

Die neuen Komplettsets von IBC Solar sind mit vier verschiedenen 

Batteriesystemen verfügbar: in zwei Blei-Gel-Varianten mit 8 oder 

16 kWh, in einer Lithium-Ionen-Variante mit 5 kWh oder als Blei-Gel- 

Batterie-Rack in beliebig wählbarer Kapazität. Alle Speichersysteme, 

sowohl 1-phasig als auch 3-phasig, werden komplett mit Batteriewechselrichter, 

allen benötigten Zusatzkomponenten sowie einem 

Energiemanagementsystem geliefert. 

Bild: IBC Solar AG 

Ein Blick auf das Energiemanagement von Sonnenbatterie. Außer 

dem Speichern von Solarstrom übernimmt die Sonnenbatterie auch 

Energiemanagement-Funktionen. Dazu gehört zum Beispiel die 

Eigenverbrauchsoptimierung und das integrierte Smart-Meter, also die 

Erfassung des Stromverbrauchs aller elektrischen Verbraucher im Haus. 

Außerdem können alle Daten jederzeit per PC oder App angezeigt werden. 

Bild: Sonnenbatterie GmbH 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

kapazität aber eine praktische Größe. Während 

die Zyklenlebensauer angibt, auf wie 

viele Vollzyklen eine Batterie ausgelegt ist, 

besagt die kalendarische Lebensdauer die 

Funktionslänge unabhängig davon, ob diese 

geladen oder entladen wird. Einige Hersteller 

tauschen bei einer geringen kalendarischen 

Lebensdauer die Solarbatterie 

einmal kostenfrei aus. Die Gebrauchsdauer 

gibt an, wie lange die Batterie tatsächlich 

eingesetzt werden kann. Wird ein Batteriespeicher 

mit einer Herstellerangabe 

von 7000 Vollzyklen jährlich rund 200-mal 

vollständig geladen und entladen, so beträgt 

die Gebrauchsdauer 35 Jahre. 

Entscheidend ist auch der Systemwirkungsgrad. 

Batteriespeicher werden über 

elektronische Komponenten wie Laderegler 

und Batteriewechselrichter gesteuert. 

Daher ergeben sich wie bei allen technischen 

Anlagen Leistungsverluste von 

einigen Prozentpunkten. Die Herstellerangabe 

zum Systemwirkungsgrad einer 

Solarbatterie sind jedoch noch uneinheitlich. 

Relevant für den Systemwirkungsgrad 

sind sowohl der Zyklenwirkungsgrad des 

Akkus als auch die Teilwirkungsgrade der 

verschiedenen elektronischen Komponenten. 

Die Blei-Technologie weist einen Zyklenwirkungsgrad 

von etwa 75 % auf, bei 

der Lithium-Ionen-Technologie beträgt er 

bis zu 90 %. Die Effizienz, also der Gesamtwirkungsgrad 

zeigt, wie viel der gespeicherten 

Energie auch wieder verwendet 

werden kann. 

Was eine gute Batterie ausmacht 

Eine gute Batterie zeichnet sich durch 

eine hohe Leistungsdichte, eine schnelle 

Ladezeit, eine hohe Entladungstiefe und 

sehr hohe Sicherheit aus. Ein weiterer Faktor 

ist eine hohe Lebensdauer der Batterie, 

da es sowohl aus finanzieller als auch 

aus umweltfreundlicher Sicht wenig sinnvoll 

ist, eine Batterie alle paar Jahre auszutauschen. 

Abgesehen von diesen Basisdaten ist 

es jedoch auch wichtig, dass eine Batterie 

mit zahlreichen Steuerungsfunktionen wie 

Smart Metering, Demand Site Management 

oder Peak Shaving ausgestattet ist. Denn 

dann kann sie sich an die individuellen Bedürfnisse 

eines Haushalts anpassen und 

erreicht somit einen hohen Nutzungsgrad. 

Eine Notstromoption ermöglicht, dass 

bei einem Stromausfall die Solarbatterie im 

Bruchteil von einer Sekunde die Stromversorgung 

des Hauses übernimmt. Hierbei 

kommt es darauf an, ob der Solarspeicher 

1-phasig oder 3-phasig einspeist, damit alle 

Elektrogeräte im Haus funktionsfähig bleiben. 

Sonnenspeicher, die viele wichtige Anforderungen 

erfüllen, sind beispielsweise 

der im Laufe des Jahres auf den Markt 

kommende „Fronius Symo Hybrid“ sowie 

„Sonnenbatterie comfort“. Die Kennzahlen 

einiger Hersteller und Marken zum Vergleich 

zeigen die Tabellen. 

Kosten, Wirtschaftlichkeit 

und KfW-Förderung 

Ein Speicher ist in erster Linie für alle 

Personen und gewerbliche Betriebe interessant, 

die einen hohen Eigenverbrauchsanteil 

beziehungsweise eine hohe Autonomie 

erreicht möchten. Ziel ist es dabei, möglichst 

keinen Stromfluss über den Zähler 

zu haben – sowohl vom Netz als auch ins 

Netz. 

Hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit ist 

es schwer, Aussagen für den Einzelfall zu 

Bezug. (Mehr Informationen zu Voraussetzungen, 

Höhe und Konditionen der Förderung 

unter: www.kfw.de.) 

Der „SunStorage Sunculator“ von SiG erleichtert Installateuren die Ermittlung des optimalen 

Energiespeichersystems. 

Bild: SiG Solar GmbH 

treffen. Fakt ist jedoch, dass für Betreiber 

älterer Anlagen, die noch hohe Einspeisevergütungen 

von über 30 Cent und mehr 

vergütet bekommen, ein Speicher wirtschaftlich 

nicht sinnvoll sein kann. 

Erst bei Neuanlagen können Solarstromspeicher 

wirtschaftlich interessant werden, 

zumal eine KfW-Förderung seit Mai 2013 

mit dem Programm 275 unter bestimmten 

Umständen möglich ist. Tendenziell gilt 

aber, je größer der Jahresstrombedarf eines 

Objektes, desto geringer ist in der Regel der 

Strompreis und desto uninteressanter aktuell 

noch ein Speichersystem. Pauschale 

Aussagen lassen sich jedoch nicht treffen. 

Der Preis pro gespeicherter Kilowattstunde 

ist hier relevant. Denn diese Preisangabe 

setzt den reinen Gerätepreis mit der 

praktisch speicherbaren Energiemenge in 

Qualitätssiegel PV-Speicherpass 

Die große Unsicherheit hinsichtlich 

Technologieauswahl und Qualität hat den 

Bundesverband der Solarwirtschaft e. V. 

(BSW) und den Zentralverband der Deutschen 

Elektro- und Informationstechnischen 

Handwerke (ZVEH) veranlasst, 

gemeinsam ein Qualitätssiegel für Solarstromspeicher, 

den sogenannten „Photovoltaik-Speicherpass“, 

einzuführen. Dieser 

soll Informationslücken von Solar-Installateuren 

und Bauherren schließen, indem er 

Empfehlungen gibt und einschlägige Normen 

für Solarspeicher-Installateure niederlegt 

und fortschreibt. Der Pass soll damit 

ein anerkanntes Merkmal für die Qualität 

und Sicherheit von Installateuren von 

Solarstrom-Speichern werden. 

Mit dem PV-Speicherpass dokumentiert 

der Installateur für seinen Auftraggeber 

die Art und Weise sowie die Qualität 

der verbauten Komponenten, die fachgerechte 

Installation sowie die Prüfung 

und die Einhaltung aller Regeln und Normen. 

Er gilt für Blei- und für Lithium-Ionen-Speichersysteme. 

Die Verbände haben 

erstmals auch einheitliche Fachkriterien 

niedergelegt, welche als Praxisleitfaden für 

die Installation dienen. Zudem hilft er bei 

der Beantragung der Speicherförderung: 

Die KfW-Bank akzeptiert den Speicherpass 

als Nachweis der geforderten Fachunternehmerbescheinigung. 

(Mehr Infos 

zum Passaufbau unter (http://www.photovoltaik-anlagenpass.de). 


SONNENENERGIE 

Photovoltaik 

Dass Personen sehr zufrieden mit der 

Installation eines Solarstromspeichers sein 

können, zeigt ein Beispiel aus der Praxis. 

Praxisbeispiel: Privathaushalt 

Dr. Carsten Fischer und seine Ehefrau 

haben in ihrem Haus im nordrhein-westfälischen 

Dülmen PV-Anlage, Stromspeicher 

und Mikro-KWK miteinander kombiniert. 

Zusätzlich stehen zwei Elektroautos in der 

Garage. Das erhöht den Autarkiegrad der 

Fischers von Energieversorgern und senkt 

ihre Abhängigkeit von fossilen Energieträgern 

erheblich. 

Schritt für Schritt haben die Eheleute 

ihre ökologische Lebensweise in ihrem 

Haus mit einer Wohnfläche von 220 m² ausgebaut. 

Seit 2008 nutzen sie bereits Solarthermie, 

um ihren Haushalt mit Warmwasser 

zu versorgen. In 2010 ließen sie 

zusätzlich eine PV-Anlage auf dem Dach 

ihres Hauses mit südwestlicher Ausrichtung 

installieren. Diese produziert mit 8,1 

kW p 

Leistung Strom für Haushalt und Elektromobilität. 

Ende 2013 komplettierten die 

Fischers ihren umweltfreundlichen Technologie-Mix 

durch einen Stromspeicher 

von E3/DC und ein Mikro-KWK-Gerät von 

Viessmann. 

Die Mikro-KWK-Anlage erzeugt – basierend 

auf Gas – Wärme und Strom im Verhältnis 

6 : 1. „Das kleine BHKW nutzen wir 

nur im Winter, um unser Haus zu heizen 

und mit Strom und Warmwasser zu versorgen“, 

erklärt Dr. Fischer. „Im Sommer brauchen 

wir also gar kein Gas. Demnächst wollen 

wir auch nur noch reines Biogas beziehen“, 

sagt Fischer. 

Überschüssiger Strom wird zunächst 

in das sogenannte „S10 E8“ Hybrid-Hauskraftwerk 

gespeist und dort gespeichert. 

Ist der 13,8-kWh-Speicher voll, speist er 

den Strom in das Netz des örtlichen Energieversorgers 

und die Fischers bekommen 

den Strom entsprechend vergütet. Im 

Sommer reicht die Solarthermie aus, um 

das Brauchwasser für den Zwei-Personen- 

Haushalt zu erwärmen. Die PV-Anlage produziert 

ausreichend Strom, um die Batterien 

des Hauskraftwerks zu füllen und den 

Hausverbrauch zu decken. Fischer sagt: 

„Wenn wir in Zukunft nur noch reines Biogas 

verwenden, kommen wir Sommer wie 

Winter ohne fossile Energieträger aus“. 

„Mit unseren umweltfreundlichen Technologien können wir uns bald nicht nur im Sommer autark 

versorgen, sondern kommen auch im Winter ohne fossile Energieträger aus“, sagt Dr. Carsten 

Fischer. „Der Stromspeicher ist kompakt und aus einem Guss. Er steuert die Erträge und Verbräuche 

vollautomatisch und intelligent entsprechend der jeweiligen Gegebenheiten.“ 

Bild: E3/DC GmbH/Jürgen Hüpohl 

Jeder der Fischers besitzt ein Elektroauto 

für die täglichen Wege. Die Batterien 

der Fahrzeuge laden die Eheleute mit der 

selbst produzierten, grünen Energie. „Das 

Hauskraftwerk ermöglicht uns, die Fahrzeuge 

unabhängig vom Energieversorger 

zu laden“, sagt Fischer. Die aktive Steuerung 

des BHKWs lässt zudem eine Anpassung 

an die Lastprofile zu, die sich aus dem 

Fahrverhalten ergeben. 

Außer der zum Stromspeicher gehörigen 

App, die in Echtzeit alle relevanten 

Informationen rund um das Energiemanagement 

des Hauses abbildet, schätzt der 

Hausherr die 3-phasige Inselnetzfunktion 

und die geringen Verluste, die bei der Speicherung 

des PV-Stroms im Hauskraftwerk 

entstehen. Es wird direkt der Gleichstrom 

in die Module gespeist. 

Fazit und Ausblick 

Anwenderbeispiele wie das der Fischers 

finden sich einige. Viele Hersteller geben 

solche Referenzen an, Installateure zeigen 

am eigenen Beispiel, wie es geht. Trotzdem 

muss noch einiges passieren. Noch sind 

die Geräte sehr teuer und auch technisch 

ist sicherlich das Ende der Fahnenstange 

noch nicht erreicht. Der Markt entwickelt 

sich jedoch rasant und vieles scheint auf 

dem richtigen Weg sein – z. B. mit dem beschriebenen 

PV-Pass. 

Neben der Weiterentwicklung der Li- 

Ionen-Technik mit unterschiedlichen Materialzusammensetzungen 

konzentriert 

sich die Forschung aktuell auf Li-Luftund 

Zink-Luft-Batterien, welche deutlich 

höhere Energiedichten bei geringeren Materialkosten 

und längerer Lebensdauer 

versprechen. Bis zur Marktreife werden 

aber voraussichtlich noch einige Jahre ins 

Land ziehen. Zu erwarten ist, dass in einige 

Jahren verbesserte Li-Ionen Akkus 

marktreif werden und die Preise dann sinken 

könnten. Ein ähnlich rasanter Preisverfall 

wie bei Solarmodulen dürfte in den 

nächs ten drei bis fünf Jahren jedoch kaum 

zu erwarten sein. 

Auf der Energy Storage in Düsseldorf 

im April des Jahres sagte Prof. Dr. Eicke 

R. Weber, Präsident des Bundesverbandes 

Energiespeicher (BVES) und Leiter des 

Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme: 

„Der Energiespeichermarkt ist 

heute in derselben Situation wie die Photovoltaik 

vor zehn Jahren, nur muss die 

Entwicklung bei den Speichern wesentlich 

schneller vorangehen.“ Die Branche 

geht davon aus, dass der große Durchbruch 

der Energiespeicher in zwei bis drei Jahren 

kommen werde, wenn nach Erreichen des 

atmenden Deckels keine Einspeiseförderung 

mehr gezahlt werde. Tobias Rothacher 

von Germany Trade and Invest beispielsweise 

rechnet damit, dass in Deutschland 

bis 2020 rund 3,8 Twh PV-Strom wirtschaftlich 

gespeichert werden könnte. ■ 

Autorin: Angela Kanders, freie Journalistin 


TIPPS & TRENDS 

Intersolar-Neuheiten 

SMA 

Für mehr Unabhängigkeit 

in der Anwendung von Energie 

Mit dem „Sunny Boy Smart Energy“ können Anlagenbetreiber ihren Solarstrom 

auch nach Sonnenuntergang nutzen. Die integrierte Batterie 

mit einer Kapazität von circa 2 KW erlaubt es, den momentan im Haushalt 

nicht gebrauchten PV-Strom für später zwischenzuspeichern. 

Mit innovativen Lösungen für mehr Unabhängigkeit in der Anwendung 

von Energie präsentiert sich SMA Solar Technology. 

Dabei bildet die Integration von Speichern einen Schwerpunkt 

auf dem Messestand – von „SMA Smart Home“ zur effizienten 

Nutzung des eigenen PV-Stroms in Haushalten und Gewerbebetrieben 

bis zum neuen Batterie-Wechselrichter der MW-Klasse 

„Sunny Central Storage“. Darüber hinaus zeigt SMA auf der Intersolar 

erstmals eine umfassende Systemlösung für PV-Großkraftwerke, 

die alle heutigen und zukünftigen Anforderungen erfüllt. 

So ermöglichen die Speicherlösungen „SMA Flexible Storage“ 

System und „SMA Integrated Storage“ System mehr Unabhängigkeit 

von steigenden Strom- oder Betriebskosten. Neben dem ab 

sofort verfügbaren „Sunny Boy Smart Energy“ mit integriertem 

Speicher setzt SMA einen Schwerpunkt bei der Einbindung von 

E-Mobilität und Wärmepumpen: Gerade die Verbindung von intelligentem 

Energiemanagement mit „SMA Smart Home“ und der optimalen 

Ladeinfrastruktur erhöht signifikant den Eigenverbrauch 

und senkt die Energiekosten, so das Unternehmen. 

Auch im Bereich der String-Wechselrichter bietet SMA Neuigkeiten: 

Neben der neuen, noch leistungsstärkeren „Sunny 

Tripower“-Generation mit 20 und 25 kW gehören dazu erweiterte 

Leistungsklassen beim „Sunny Boy TL“ sowie bei der kleineren 

„Sunny Tripower“-Generation, die es demnächst bis 12 kW geben 

wird. Neu ist auch der für kleine Systeme von 2 bis 13 kW optimierte 

„Sunny Island 3.0/4.4“. Das robuste Gerät ist sowohl für autarke 

als auch für netzgekoppelte Anwendungen geeignet. 

Abgerundet wird das Lösungsangebot von dem neuen, modularen 

Service-Konzept „Service Select“. Es kombiniert bereits bekannte 

Serviceprodukte wie die Garantieverlängerung und den 

Remote Service mit neuen Dienstleistungen: Inbetriebnahme, Anlagenmodernisierung, 

regelmäßige Wartungen oder einem einmaligen 

Anlagencheck durch SMA Experten. 

Neben den neuen Serviceleistungen sorgt auch das neue 

„Sunny Portal Professional Package“ zur umfangreichen Überwachung 

und Verwaltung unterschiedlicher PV-Anlagen für sichere 

Erträge. Daneben verbindet das Community-Portal „Sunny Places“ 

eine sehr übersichtliche Anlagenüberwachung mit der Möglichkeit, 

sich unter Gleichgesinnten auszutauschen. 

Im PV-Großanlagensegment präsentiert SMA zum ersten Mal ein 

komplettes DC- zu AC-System, das alle Anforderungen an heutige 

und zukünftige PV-Großkraftwerke erfüllt. Das optimierte System 

deckt die DC-Spannungsbereiche 1000 V bei 2200 kVA Leistung 

und 1500 V bei 2500 kVA Leistung ab, ermöglicht den Einsatz von 

nahezu allen heute in Großanlagen gängigen Modultypen und ist 

weltweit für die Außenaufstellung geeignet. Durch seine kompakte 

Bauweise reduziert das als schlüsselfertige Systemlösung 

oder in flexiblen Paketen erhältliche „SMA Utility Power“-System 

die Kosten bei Transport, Installation und Inbetriebnahme. Dank 

der aufeinander abgestimmten Komponenten wie Wechselrichter, 

Mittelspannungsblock, DC-Technik, zugehörige Park-Regelung 

und Service-Leistungen erweitert das „SMA Utility Power“-System 

die Eigenschaften von PV-Kraftwerken. Bereit für den Einsatz 

mit Batteriespeichertechnologien und in PV-Hybridsystemen, ermöglicht 

es auch die Nutzung in Systemen, die bisher auf den alleinigen 

Einsatz von Dieselkraftstoff angewiesen waren. 

Die Integration von Großspeichern in PV-Kraftwerke optimiert 

den Netzbetrieb und unterstützt den weiteren Ausbau EE. In Kombination 

mit dem neuen Batterie-Wechselrichter in der MW-Klasse, 

dem „Sunny Central Storage“, können die für einen sicheren 

Netzbetrieb so wichtigen Systemdienstleistungen rund um Frequenzregelung 

und Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau 

und Netzengpassmanagement vollumfänglich erbracht werden. 

Must-Run Units können ersetzt, Betriebs- und Wartungskosten 

sowie kurzfristige Investitionen in den Netzausbau können 

reduziert und vermieden werden. 

Für industrielle Anwendungen ohne bzw. mit eingeschränktem 

Netzzugang bieten PV-Diesel-Hybridsysteme mit der „SMA 

Fuel Save Solution“ eine echte Alternative zur reinen Dieselstromerzeugung. 

Speziell entwickelt für die Einbindung großer Solarstromanteile 

von bis zu 60 % der installierten Dieselaggregate-Leistung 

reduziert diese modulare Systemlösung die Betriebskos ten 

sowie den CO 2 -Ausstoß deutlich. Die Systemlösung mit dem „SMA 

Fuel Save Controller“ wurde als Finalist für die Wahl des Intersolar 

AWARD 2014 nominiert. 

SMA Solar Technology AG, Halle B2, Stand 210 

HANWHA Q CELLS 

PV-Technologien und Lösungen 

„Engineered in Germany“ 

Hanwha Q CELLS stellt im Rahmen der Intersolar Europe 2014 

ausgereifte PV-Lösungen Engineered in Germany vor. Darüber 

hinaus informiert das Unternehmen über die aktuelle Situation 

sowie die Strategien und positiven Aussichten des Unternehmens. 

Zu den weiteren Themen der Messepräsentation gehören die sehr 

gute Modulperformance dank der hauseigenen „Q.antum“-Technologie 

und technologische Innovationen, Kraftwerkslösungen 

und Vertriebsschwerpunkte in Europa und Japan, Ausbau der internationalen 

Produktion, Eigenverbrauchssysteme für Industrie 

und Gewerbe sowie die Hanwha Partner-Initiative für das solare 

Handwerk in Deutschland. 

Hanwha Q CELLS, Halle A2, Stand 290 




TÜV RHEINLAND 

Qualität und Sicherheit 

TÜV Rheinland setzt auf ganzheitliche Prüfprogramme. 

Als weltweit tätiges Prüfunternehmen für Qualität und Sicherheit 

präsentiert TÜV Rheinland auf der Intersolar Europe ein 

breites Spektrum innovativer Prüfprogramme für Komponenten, 

Module und den Solaranlagenbau. Wichtige Innovationstreiber 

sind dabei technische Entwicklungen ebenso wie aktuelle Trends 

in den globalen Solarmärkten. 

Vorgestellt werden in München von TÜV Rheinland Ergebnisse 

aus Felduntersuchungen zur Installationsqualität von Anlagen 

und beispielsweise zu Brandrisiken sowie ein neues, komplexes 

Monitoringsystem für den Transport von PV-Modulen, das TÜV 

Rheinland gemeinsam mit dem Logistikdienstleister DB Schenker 

entwickelt und eingeführt hat. Das mehrstufige Qualifizierungsund 

Überwachungssystem zielt auf die Vermeidung von Transportschäden 

und die Transportkontrolle von Photovoltaik-Modulen. 

Es ermöglicht die Dokumentation nachvollziehbarer und gesicherter 

Leistungs- sowie Qualitätsdaten aus der Modulproduktion. 

Neue Prüfprogramme haben die Fachleute von TÜV Rheinland 

auch für Solarsysteme mit stationären Energiespeichern entwickelt. 

Daneben präsentieren die Experten Ergebnisse eines Forschungsprojekts 

zur Ausfallsicherheit von Solarsystemen sowie 

eine neue Prüfgrundlage für Gleichstrom-Strangsicherungen. Ausgehend 

vom deutschen Markt mit seiner großen Zahl installierter 

Solaranlagen hat TÜV Rheinland zudem Prüfstandards für Installations- 

und Wartungsfachbetriebe von Photovoltaik-Anlagen 

in den Markt gebracht. Neue Tests für Module konzentrieren sich 

auf extreme Belastungen durch Hagelschlag sowie Sandabrieb in 

Wüstenregionen. 

Bereich MicroGrids und Energiemanagement stehen dort ebenfalls 

im Mittelpunkt. 

Mit der neuen Wechselrichtergeneration, den „SnapINvertern“, 

deckt Fronius ein Leistungsspektrum von 1,5 bis 20 kW ab. Ob 

Einfamilienhaus oder Großanlage, das durchgängige Wechselrichter-Portfolio 

ist maximal flexibel und universell einsetzbar. 

Sämtliche „SnapINverter“ bieten ein durchgängiges Montage- und 

Installationserlebnis. Bis hin zum Service sind alle Arbeiten einfach 

und sicher durchzuführen. Anlagenplanung und Anlagenüberwachung 

sind serienmäßig zukunftssicher und benutzerfreundlich. 

Für den Einsatz im Residential Bereich stellen die 

Österreicher einen neuen, einphasigen „SnapINverter“ vor. 

„24 Stunden Sonne“, die Fronius Vision zur Energiewende stellt 

die Zukunft der Energieversorgung in den nächsten Jahrzehnten 

aus Sicht des Unternehmens dar. Mit dem neuen Wechselrichter 

„Symo Hybrid“ präsentiert Fronius im Sinne dieser Vision eine 

Speicherlösung. Die ungenutzte Energie einer PV-Anlage wird 

effizient in einer Batterie zwischengespeichert. Eine große Menge 

des tagsüber produzierten PV-Stroms kann in den Abend- und 

Nachtstunden auch selbst verbraucht werden. Kommt es zu einem 

Netzausfall, wird die Stromversorgung trotzdem aufrechterhalten. 

Durch den modularen Aufbau des Wechselrichters lässt sich der 

Speicher flexibel ergänzen, beziehungsweise erweitern. Der „Symo 

Hybrid“ ist im Laufe des Jahres 2014 verfügbar. 

Den Zentralwechselrichter „Agilo TL“ gibt es in den Leistungsklassen 

360 kVA und 460 kVA. Er ist für den Einsatz in Großanlagen 

geeignet und punktet mit einfacher Installation, einfacher 

Wartbarkeit und höchsten Erträgen. Durch den smarten Systemaufbau 

und die kompakten Abmessungen sind die Transport- und 

Betriebskosten minimal. Zusätzlich stellt Fronius einen neuer Projektwechselrichter 

für gewerbliche Anlagen und Großanlagen, 

mit höchstem Ertrag, kompakter, leichter Bauform und einfachem 

Service vor. 

„MicroGrids“ sind regionale, in sich geschlossene, intelligente 

Stromverteilnetze. In abgelegenen Gegenden werden diese meist 

mithilfe von Dieselgeneratoren betrieben. Der dafür benötigte 

Treibstoff wird immer teurer, gleichzeitig nehmen die Kosten für 

TÜV Rheinland, Halle A1, Stand 713 

FRONIUS 

Weitere Schritte 

in Richtung 24 Stunden Sonne 

Fronius stellt die neue „SnapINverter“ Wechselrichtergeneration 

in Form von „Galvo“, „Symo“, „Symo Hybrid“ und weitere Produktinnovationen 

auf dem 512 m 2 großen Messestand vor. Neuheiten 

im Bereich der Projektwechselrichter sowie Lösungen im 

Mit der neuen Wechselrichtergeneration, den „SnapINvertern“, deckt 

Fronius ein Leistungsspektrum von 1,5 bis 20 kW ab und ist der Vision 

von 24 Stunden Sonne ein paar Schritte näher. 

PV-Systeme konstant ab. Fronius präsentiert auf der Messe Intersolar 

eine Lösung, bei der Treibstoff eingespart und Kosten gesenkt 

werden. 

Des Weiteren präsentiert das Unternehmen Energiemanagement- 

Lösungen und optimierte Anlagenüberwachungen. 

Fronius International GmbH, Halle B3, Stand Nr. B3.210 


KOSTAL SOLAR ELECTRIC 

Intelligente Verbindungen für die Zukunft 

Der Fokus des Kostal-Messeauftritts liegt auf dem erweiterten Sortiment der „PIKO“- 

Wechselrichter. So kann eine Vielzahl von intelligenten Verbindungen mithilfe der 

größeren Ausstellungsfläche hautnah erlebt werden. Eine ganz besondere Verbindung 

stellt das Speichersystem dar: Das intelligente „PIKO BA“ System regelt, ob Energie im 

Haus verbraucht, gespeichert oder ins Netz eingespeist wird. Hiermit kann der Eigenverbrauch 

optimiert und ein hoher Grad der Unabhängigkeit vom Energieversorger erreicht 

werden. Durch die dreiphasige phasenkonforme Netzeinspeisung wird die Energie 

auf die entsprechende Phase geleitet, auf der sie gebraucht wird. Darüber hinaus ist das 

„PIKO BA“ System – wie alle „PIKO“-Wechselrichter – mit umfangreichen Kommunikations- 

und Monitoringmöglichkeiten ausgestattet. Durch den „PIKO BA“ Stromsensor 

ist eine dynamische Eigenverbrauchssteuerung möglich und er sorgt für die vom 

Stromzähler unabhängige Erfassung des Hausverbrauchs. Weiterhin ist mithilfe der 

„PIKO BA Backup Unit“ für eine sichere Versorgung auch während eines Stromausfalls 

gesorgt. 

Zukunftsweisende Weiterentwicklungen können ebenfalls mit der neuen Generation 

der „PIKO“-Stringwechselrichter erlebt werden. Der große Nutzen ist eine weitere Optimierung 

der neuen „PIKO“-Generation hinsichtlich der bekannten Produktvorteile: Flexibilität, 

Kommunikation und 

Handlichkeit sowie die Abrundung 

des Produktspektrums bis 

17 kW. 

Für mehr Flexibilität sorgen 

verschiedene Features. So kann 

z. B. auch der „PIKO BA Sensor“ 

für die neuen „PIKO“-Wechselrichter 

eingesetzt und somit 

Strombezugskosten reduziert 

werden. Aufgrund der hohen 

Stromfestigkeit sind die Wechselrichter 

schon heute für die Zukunft 

mit Hochleistungsmodulen 

gerüstet. Weiterhin sorgen 

bis zu drei unabhängige MPP- 

Tracker für einen optimalen 

Betrieb z. B. bei verschiedenen 

Das neue intelligente „PIKO BA“ System von Kostal Solar 

Electric regelt, ob Energie im Haus verbraucht, gespeichert 

oder ins Netz eingespeist wird. 

Dachausrichtungen. 

Darüber hinaus bringt die 

neue Generation der PIKO-Wechselrichter 

neben einer Vielzahl 

bewährter Schnittstellen und dem integrierten Datenlogger noch weitere neue Kommunikationsmöglichkeiten 

mit. Dank der Smart Home Kompatibilität ist auch die Einbindung 

in intelligent gesteuerte Haussysteme möglich. Mithilfe der Vernetzungstechnologie 

EEBus kann der Wechselrichter mit den elektronischen Geräten im Haushalt kommunizieren, 

sodass vorhandene Solarenergie wirtschaftlich sinnvoll genutzt werden 

kann. Ebenso im Bereich Anlagenüberwachung bieten die „PIKOs“ der neuen Generation 

zahlreiche Kommunikationsfeatures: Mit dem integrierten Webserver sind alle wichtigen 

Anlagendaten auf einen Blick erkennbar. Hier können auch Wechselrichtereinstellungen 

bequem und einfach über einen Browser mithilfe eines PCs oder Tablets vorgenommen 

werden. Das kostenfreie „PIKO Solar Portal“ macht das Monitoring online, immer 

und überall möglich und warnt durch z. B. aktive Alarmierung im Fehlerfall per 

E-Mail vor Ertragsausfällen. Mit der neuen „PIKO Solar APP“ kann das Anlagenmonitoring 

nun auch ganz bequem über das Smartphone oder Tablet erfolgen – natürlich kostenlos. 

Hier können die Leistung und Erträge der PV-Anlage mithilfe der grafischen Darstellungen 

auf einen Blick erfasst werden. Neben diesen Neuheiten stellt das Unternehmen 

weitere Innovationen vor. 

Kostal Solar Electric, Halle B3, Stand 130 



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VALENTIN SOFTWARE 

Neue Software für die flexible 

Planung von PV-Anlagen 

Neues Feature berechnet Eigenverbrauch: Valentin Software präsentiert 

auf der Intersolar Europe erstmals „PV*SOL premium“. 

Valentin Software aus Berlin stellt auf der weltweit größten Fachmesse 

für die Solarwirtschaft erstmals die neue Planungssoftware 

„PV*SOL premium“ vor. Mit einer neuen Oberfläche mit intuitiver 

Benutzerführung tritt „PV*SOL premium“ ab Juni die Nachfolge 

des Simulationsprogramms „PV*SOL Expert“ für die detaillierte 

Planung und Visualisierung von Solarstromanlagen an. 

Wie bei den Vorgängerversionen ist die Verschattungsanalyse 

von Aufdach- und Freiflächenanlagen im 3-D-Modus Kernstück 

des Programms: Es berechnet, wie häufig die Module im Durchschnitt 

verschattet werden und wie sich das auf den Anlagenertrag 

auswirkt und stellt die Ergebnisse grafisch dar. Dabei lassen 

sich sämtliche Verschattungsobjekte frei wählen und beliebig im 

Gelände oder auf dem Gebäude platzieren. 

Zu den neuen Features zählt die genaue Berücksichtigung des 

Eigenverbrauchs, denn „PV*SOL premium“ bildet im Unterschied 

zu den Vorgängerversionen auch die Stromspeicherung in Batteriesystemen 

ab. Stromlastgänge importiert das Programm auf der 

Basis von Stunden-, Viertelstunden- oder Minutenwerten, was die 

Eingabe des Lastverlaufs erheblich erleichtert. 

Außerdem ist die Anzahl der möglichen Teilgeneratoren pro 

PV-Anlage bei „PV*SOL premium“ jetzt beliebig groß, was die 

Flexibilität und die maximale Anlagengröße erhöht. Nutzer können 

unterschiedliche Wechselrichter auswählen und beliebig miteinander 

kombinieren. Die automatische Verschaltung zeigt in 

Sekundenschnelle alle sinnvollen Wechselrichterkombinationen 

auch im 3-D-Modus an. 

Die Energiebilanz der gesamten Anlage stellt „PV*SOL premium“ 

jetzt in einer umfangreichen Tabelle dar, was die Anlagenkontrolle 

erleichtert. Detaillierte Projektberichte für Netzbetreiber 

und Kunden und der automatisch erstellte Schaltplan für den 

Netzanschluss sorgen für zusätzliche Transparenz und Sicherheit. 

Die neue Software ist in den Sprachen Deutsch, Englisch, Französisch, 

Italienisch, Polnisch und Spanisch erhältlich. Wie bei den 

Vorgängerversionen bietet Valentin auch für „PV*SOL premium“ 

Schulungen und kostenlose Einsteiger-Webinare an. 

Valentin Software, Halle A1, Stand 631 

IBC SOLAR 

Lithium-Solarstromspeicher 

und mehr 

Auf der diesjährigen Intersolar stellt der PV-Systemanbieter 

erstmals das neuste Mitglied der „IBC SolStore“ Speicherfamilie 

vor. Der neuartige Solarstromspeicher auf Lithium-Basis ist 

sehr anpassungsfähig: Als Einsteigermodell verfügt der Speicher 

über eine nutzbare Kapazität von 5 kWh. Ändert sich die Verbrauchssituation 

des Betreibers – beispielsweise durch die Erweiterung 

der PV-Anlage, Familienzuwachs oder den Wunsch nach 

noch mehr Unabhängigkeit – ist der Speicher nachträglich auf 10 

bzw. 15 kWh erweiterbar. IBC Solar verspricht auch für den neuen 

„IBC SolStore“ eine lange Lebensdauer, hohe Zyklenfestigkeit und 

Betriebssicherheit. 

Eigenverbrauch und Unabhängigkeit sind auch bei Industrieund 

Gewerbeanlagen sowie für landwirtschaftliche Betriebe ein 

wichtiges Thema: Bei weiter steigenden Bezugskosten für Strom 

wird es für Unternehmer immer attraktiver, als Selbstversorger einen 

Teil des Strombedarfs über ein maßgeschneidertes PV-System 

zu decken. Da für diese spezifischen Einsatzbereiche Lösungen erforderlich 

sind, die sich am individuellen Verbrauchsprofil orientieren, 

sind Know-how, langjährige Erfahrung und zuverlässige 

Produktqualität gefragt. Neben Systemlösungen bietet IBC Solar 

seinen Kunden mit der Planungssoftware „PV Manager“ ein umfassendes 

Tool zur Planung von gewerblich genutzten PV-Anlagen 

an. Der Installateur kann mithilfe des „PV Managers“ die Anlage 

exakt auf den Strombedarf und das Lastprofil des Unternehmens 

abstimmen und damit höchste Wirtschaftlichkeit garantieren. 

Auch bei den Halterungssystemen stellt IBC Solar Neuerungen 

im Produkt- und Anwendungsspektrum vor, die ganz auf den Eigenverbrauch 

von Solarstrom im Gewerbe zugeschnitten sind. 

So wird auf dem Messestand u.a. eine Ergänzung des aerodynamisch 

optimierten Flachdachmontagesystems „IBC AeroFix“ 

präsentiert. Als neue Variante ist das System nun auch als „IBC 

AeroFix 10 Süd“ mit einem um fünf Grad reduzierten Anstellwinkel 

erhältlich. Dadurch kann gerade bei Eigenverbrauchsanlagen 

eine höhere Wirtschaftlichkeit erzielt werden. Zum einen ist „IBC 

AeroFix 10 Süd“ durch seine geringere Modulneigung weniger 

anfällig für Windlasten, sodass die PV-Anlagen deutlich geringer 

ballastiert werden müssen. Zum anderen erlaubt ein verkürzter 

Reihenabstand die Montage von deutlich mehr Modulen auf die 

vorhandene Fläche und optimiert damit ebenfalls die Wirtschaftlichkeit 

des Gesamtsystems. 

IBC Solar AG, Halle B2, Stand 150 

IBC Solar 

stellt mit dem 

„IBC AeroFix 10 Süd“ 

eine Ergänzung 

des aerodynamisch 

optimierten Flachdachmontagesystems 

„IBC AeroFix“ vor. 




SOLARE DATENSYSTEME 

PV-Energie optimal eingesetzt 

speicher erfolgt. Der Einschraubheizkörper wird dazu in den Pufferspeicher 

eingebaut. Er kann dann vom „Solar-Log“ in verschiedenen 

Stufen von 500 – 3500 W – abhängig von der überschüssigen 

Leistung – angesteuert werden. 

Mit dieser Lösung werden fossile Energieträger für die konventionelle 

Warmwasseraufbereitung über den Heizkessel eingespart 

und die PV-Energie effektiv genutzt. 

Zur gezielten Steuerung von Stromverbrauchern durch den 

„Solar-Log“ kommen u. a. Netzwerk-Stromsteckdosen zum Einsatz. 

Diese werden durch die Belkin „Wemo Insight Switches“ ergänzt. 

Über die „Wemo Insight Switches“ von Belkin kann der Datenlogger 

die Verbraucher nicht nur ansteuern, sondern auch die Rückmeldung 

des Verbrauches erfassen und darstellen. 

Des Weiteren stellt Solare Datensysteme eine Relais-Station vor, 

ein weiteres Werkzeug, um den Eigenstrom zu optimieren. Die potenzialfreien 

Relais eignen sich für die Ansteuerung von Motoren, 

Pumpen, Lüftungs-/Klimaanlagen, Trocknungs- und Belüftungsanlagen 

– also für Verbraucher mit verschiebbaren Lasten. Der 

„Solar-Log“ erhält dabei von jedem einzelnen Relais eine Rückmeldung 

über die Verbrauchswerte. 

Weitere vorgestellte Neuheiten und Modifikationen sind: der 

„Solar-Log Service-Tunnel“, die „Solar-Log WEB Commercial Edition”, 

ein Zeitstrahl-Modul und ein „Solar-Log Dashboard“. 

Solare Datensysteme GmbH, Halle B3, Stand 250 

Um die Lade- bzw. Entladeleistung der Batterie mit dem „Solar-Log“ zu 

überwachen, werden zusätzliche Stromzähler oder der „Solar-Log Meter“ 

mit integriertem Stromzähler benötigt. Je nach Batterietyp erfolgt 

die Messung des Ladestandes 1- oder 3-phasig. 

Solare Datensysteme stellt zahlreiche Ausbauoptionen für eine 

effektivere Nutzung des PV-Stroms vor. Speziell die Einsatzmöglichkeiten 

des Eigenstroms sollen mit ergänzenden Techniken, wie 

z. B. der Wärmepumpentechnologie, erweitert werden. Der „Solar- 

Log“ dient hierbei als Auswertungs- und Steuerungsinstrument, 

welches den Einsatz des verfügbaren PV-Stroms optimiert. Neben 

den Hardwarekomponenten bringt SDS auch bei der Monitoring-Software 

„Solar-Log WEB Commercial Edition“ einige Neuerungen 

mit zur Intersolar. Besonderes Augenmerk wurde dabei 

auf die Vergleichbarkeit von Anlagendaten und die übersichtliche 

Darstellung der Anlagenhistorie gelegt. 

Um die Lade- bzw. Entladeleistung der Batterie mit dem „Solar- 

Log“ zu überwachen, werden zusätzliche Stromzähler oder der 

„Solar-Log Meter“ mit integriertem Stromzähler benötigt. Je nach 

Batterietyp erfolgt die Messung des Ladestandes 1- oder 3-phasig. 

Die Versorgung von Wärmepumpen mit PV-Strom wird nun noch 

für weitere Wärmepumpenfabrikate angeboten und durch die Protokolleinbindung 

der Wärmepumpenhersteller erweitert. Grundidee 

ist es, eine Wärmepumpe dann mit Eigenstrom zu versorgen, 

wenn dieser überschüssig ist – also für keinen anderen Verbraucher 

eingesetzt wird. Die Koordination der Verbraucher und die 

entsprechende Steuerung des PV-Stroms übernimmt hierbei der 

„Solar-Log“. Er schaltet die Stromverbraucher zu, wenn ein vorkonfigurierter 

Schwellenwert überschritten wird, eine eingestellte 

Tageszeit oder Mindestlaufzeit erreicht wurde. Die Schwellenwerte 

lassen sich individuell an die verwendete Wärmepumpe 

und das Komfortbedürfnis des Eigentümers anpassen. Zur Messung 

des Energieverbrauchs der angeschlossenen Endgeräte wird 

ein zusätzlicher Stromzähler oder der „Solar-Log Meter“ benötigt. 

Für die Kopplung des „Solar-Log“ und einer Wärmepumpe 

eignet sich die „Solar-Log Smart Home Relais“ Box, da sie verschiedene 

Schwellwerte über die Relaiskontakte ausgibt. Einige Wärmepumpenhersteller 

können auch direkt über deren Protokoll in das 

„Solar-Log Energie-Management“-System eingebunden werden. 

Eine Möglichkeit, ohne Wärmepumpe die PV-Energie in Form 

von Warmwasser zu speichern, ist die Erwärmung des Brauchwassers 

durch Einschraubheizkörper. Der „Solar-Log“ steuert dabei die 

intelligenten Heizkörper so, dass die überschüssige PV-Energie zur 

Erwärmung des Brauchwassers in Pufferspeichern bzw. Kombi- 

Ein Vergleich aller zum 01.11.2013 

veröffentlichten Typenprüfberichte nach EN303-5 

bezogen auf den Kesselwirkungsgrad beweist: 

Pellematic Smart 

ist die effizienteste 

Pelletheizung 

der Welt! 

 

 

 

2 

 

 

Ab sofort auch 

in 10 und 12 kW 

Leistung erhältlich! 

 

 




DANFOSS SOLAR INVERTERS 

Neue Wechselrichterserie 

Als Höhepunkt wird auf dem Danfoss-Messestand die modulare 

„MLX“-Wechselrichterserie vorgestellt. Die ab diesem Sommer 

erhältliche „MLX“-Serie bietet ein völlig neues Konzept für 

den Einsatz in mittleren und großen gewerblich betriebenen PV- 

Anlagen. Ebenso am Messestand vertreten ist die Danfoss „FLX“- 

Wechselrichterserie, die zweite Generation dreiphasiger, transformatorloser 

String-Wechselrichter sowie die „QLX“-Zentral-Wechselrichterserie 

für den Utility-Sektor. 

Der „MLX“-Wechselrichter ist weder String-Wechselrichter noch 

Zentralwechselrichter und kombiniert das Beste aus beiden Welten, 

um die Gesamtbetriebskosten zu senken. Der für den Einsatz in unterschiedlichsten 

regionalen Netzen mit 50/60 Hz, 400 – 480 VAC 

ausgelegte „MLX“-Wechselrichter ist ein globales Produkt. Er verfügt 

über eine maximale Effizienz von 98,6 %. Dieser 60 kVA starke 

und lediglich 75 kg schwere Wechselrichter ist „SunSpec“-kompatibel 

und lässt sich in Steuerungs- und Überwachungssysteme 

integrieren. Das Konzept zeichnet sich durch ein schlankes Wartungskonzept 

aus: Wie die String-Wechselrichter ermöglicht der 

kompakte „MLX“-Wechselrichter einen einfachen Austausch- und 

Rückgabeservice, wodurch die Notwendigkeit von Wartungsverträgen 

zur Sicherstellung langer Betriebszeiten entfällt. 

Die „FLX“-Wechselrichterserie 

ist 

jetzt in 9 Leistungsklassen 

von 5 bis 

17 kW erhältlich. 

Die Serie mit 

5 kW, 6 kW, 

7 kW, 8 kW, 9 kW, 

10 kW, 12,5 kW, 

15 kW und 17 kW 

verfügt wie der 

bekannte „TLX“- 

Wechselrichter 

über 1000 VDC- 

Eingangsspannung 

und bis zu drei un- 

Der „MLX“-Wechselrichter ist weder String- 

Wechselrichter noch Zentralwechselrichter und 

kombiniert das Beste aus beiden Welten, um 

die Gesamtbetriebskosten zu senken. 

abhängige MPP- 

Tracker, jeder mit 

einem Spannungsbereich 

von 250 bis 

800 V. Die „FLX“- 

Serie enthält eine 

interne Einspeisemanagement-Option sowie vollständig integrierte 

Überwachung mit „ConnectSmart“ für eine Echtzeit-Überwachung 

über die Danfoss SolarApp. Noch einfacher in der Installation und 

Inbetriebnahme, mit höchster Flexibilität in der Systemplanung 

und äußerst effizient in allen Anwendungsbereichen, von kleinen 

bis hin zu industriellen Solaranlagen. Die „FLX“-Serie beinhaltet 

ebenfalls ertragssteigernde Funktionen wie ACC-, DPD- und ein 

erweitertes PV Sweep, die stets eine Maximierung der Ausgangsleistung 

sicherstellen. 

Die „QLX“-Serie von 1 MW bis 1,5 MW ist eine Zentralwechselrichterserie 

für den Utility-Bereich. Die „QLX“-Serie verfügt über 

NEMA 4 (IP65) Schutzklasse und liefert einen maximalen Ertrag 

ohne Leistungsreduzierung, selbst unter härtesten Umweltbedingungen 

mit Temperaturen von -20 °C bis +50 °C. Die zum Patent 

angemeldete Flüssigkeitskühlung mit „ShowerPower“-Technologie 

schützt Halbleiter und Induktionen. Drehzahlgeregelte Lüfter 

und Pumpen stellen sicher, dass interne Verschmutzungen 

vermieden und somit die Wartungsintervalle verlängert werden 

– selbst in staubigen Regionen. 

Danfoss Solar Inverters, Halle B3, Stand 230 

FRANKREICH – GEMEINSCHAFTSSTAND 

Französische Solarbranche 

will Kapazitäten ausbauen 

Von Speicherlösungen für Sonnenenergie bis zur PV-Zelle, die 

Strom und Heizwärme in einem erzeugt, reichen die neusten Entwicklungen, 

die französische Unternehmen auf ihrem Gemeinschaftsstand 

vorstellen. Auf 90 m² stellen etwa ein Dutzend französischer 

Firmen aus der Solarbranche aus. Ziel ist es, Projekte 

anzuschieben und Partnerschaften zu knüpfen. Dazu dient unter 

anderem ein Cocktail-Empfang am 4. Juni. 

Frankreich möchte seine Solarprojekte um mindestens 1000 MW 

ausbauen. Hierzu hat die französische Regierung im vergangenen 

Jahr Maßnahmen vorgestellt, die der Branche neue Impulse 

geben sollen. Bei der Positionierung der französischen Photovoltaik-Branche 

am europäischen Markt soll die in den bestehenden 

Forschungs- und Kompetenzzentren vorhandene Innovationskraft 

helfen. 

Hier eine Übersicht der Aussteller auf dem französischen Gemeinschaftsstand: 

 

Solarkraftwerken steigern. www.augier.com 

brauch 

in Echtzeit automatisch steuern lässt. www.comwatt.com 

arten. 

www.dome-solar.com 

giespeicherlösungen 

auf Lithium-Ionen-Basis. www.easylibatteries.com 

 

PV-Systeme.http://de.irfts.com 

 

PV-Anwendungen. www.sdf-lehavre.fr 

 

die Messung von Energie – u.a. für Solarenergie. www.seifel.eu 

liche 

Analyse elektronischer Komponenten und Systeme und 

deren Kostenbeurteilung spezialisiert. www.systemplus.fr 

mekomfort 

in Wohngebäuden. www.systovi.com 

Mitorganisatoren des Französischen Pavillons sind neben 

Ubifrance der Fachverband für erneuerbare Energien, Syndicat 

des Energies Renouvelables, die Dachmarke France Solar Industrie 

und das Deutsch-französische Büro für Erneuerbare Energien 

(DFBEE). Mehr zu diesen Organisationen finden Sie hier: 

http://www.ubifrance.com 

Französischer Gemeinschaftsstand, Halle C3, Stand 230 




STECA SOLARELEKTRONIK 

Dreiphasiger Wechselrichter 

und Spitzenladeregler 

Die ein- und dreiphasigen „StecaGrid“-Wechselrichter, die auf 

der preisgekrönten „Coolcept“-Topologie basieren, sind laut Hersteller 

besonders effizient, kühl und robust mit Spitzenwirkungsgraden 

von bis zu 98,6 %. Mit zahlreichen Varianten und Leistungsklassen 

für den In- und Outdoor-Einsatz bietet die Produktfamilie 

zudem hohe Flexibilität. Die einphasigen „Coolcept“- und „Coolcept-x“-Modelle 

sind auf eine Leistung von 1,8 bis 4,2 kW ausgelegt. 

Speziell für 120-V-Netze wurde der „StecaGrid 2020“ entwickelt. 

Die „Coolcept³“-Topologie von Steca Elektronic verzichtet komplett auf 

Kühlkörper. 

Bei der neuen „Coolcept³“-Reihe hat Steca alle Vorzüge seiner 

einphasigen „Coolcept“-Geräte auf dreiphasige 3- bis 5,5 kW-Wechselrichter 

übertragen – dem idealen Leistungsbereich für Eigenheime. 

Die „Coolcept³“-Topologie verzichtet komplett auf Kühlkörper. 

So verringert sich das Gewicht und die Installation wird noch 

einfacher, was gerade für Installateure ein wichtiger Faktor ist. 

Dank ihres zusätzlichen Batterieanschlusses sind alle „Coolcept³- 

Indoor“-Geräte zudem Storage-Ready und damit bestens für die 

Zukunft gerüstet. 

Mit dem „StecaGrid Portal“ stellt Steca seinen Kunden zwei Jahre 

lang eine kostenlose Anlagenüberwachung zur Verfügung, die 

sämtliche Erträge und Daten auf einen Blick liefert. Der Zugriff 

ist überall und jederzeit möglich, auch per Smartphone oder Tablet-PC. 

Mittels Klick auf die intuitive Benutzeroberfläche erhält 

der Anwender alle Erträge als übersichtliche Chart-Darstellungen. 

Auch die eingesparte CO 2 -Menge und Vergleiche mit anderen PV- 

Anlagen werden dem Nutzer angezeigt. 

Der „StecaGrid SEM“ (Smart Energy Manager) erfüllt alle Anforderungen 

an das gesetzlich geforderte Einspeisemanagement. 

Anwender haben die Wahl zwischen drei verschiedenen Betriebsarten: 

Weitergabe des Rundsteuersignals, dynamische Einspeisebegrenzung 

und direkte Ansteuerung des Relais. Ein weiterer Verbraucher 

kann problemlos über ein Relais zugeschaltet werden. 

Zudem lässt sich der „StecaGrid SEM“ ohne großen Aufwand installieren 

oder in bestehende Anlagen nachrüsten. 

Der Dual MPPT Spitzenladeregler „Steca Tarom MPPT 6000-M“, 

der im März den renommierten OTTI-Innovationspreis erhielt, 

nimmt eine Vorreiterrolle bei den autarken PV-Anwendungen ein. 

Mit 3,6 kW eignet sich das Gerät für alle Lithium-Ionen-Batterien. 

Neben komplexen Ladealgorithmen zeichnet sich der Regler 

durch Batterie-Diagnosen, einen Langzeit-Datenlogger, Schnittstellen 

sowie einen außergewöhnlich hohen Wirkungsgrad aus: 

So erreicht der „Steca Tarom MPPT 6000-M“ als erster Laderegler 

einen im Feld gemessenen Umwandlungswirkungsgrad von 99 %. 

Damit liefert das Gerät äußerst praktikable Antworten auf den momentanen 

Technologiewandel in der Photovoltaik. 

Der neue Solarladeregler „Steca Tarom 4545“ in 12/24 V und 

48 V mit 45 A ist universell für alle autarken PV-Hybrid-Systeme 

und Telekommunikationsanwendungen einsetzbar. In seiner 

neuen Version glänzt er durch ein grafikfähiges Multifunktions- 

LCD-Display. 

Das kompakte Gehäuse in ansprechendem Design lässt sich zudem 

leicht montieren. Besonders flexibel: Neben den Optionen für 

Morgen-, Abend- und Nachtlicht bietet er auch eine Zeitschaltung 

mit bis zu zwölf Timern. 

Steca hat seine Reihe der Sinus-Wechselrichter „Steca Solarix 

PI“ um die Typen „PI 600“ (24 V) und „PI 1200“ (48 V) ergänzt. 

Auch die neuen Modelle überzeugen durch hohe Benutzerfreundlichkeit 

und geringen Eigenverbrauch. So bieten sie reine Sinusspannung, 

exzellentes Überlastverhalten, optimalen Schutz der 

Batterie und automatische Lasterkennung. Der große Drehschalter 

an der Frontseite gewährleistet einfache Bedienung. 

Die solarthermischen Regler „Steca TR A501 T“, „Steca TR A502 

TT“ und „Steca TR A503 TTR“ bieten kompaktes Design und komfortable, 

universelle Installation. Konfiguration, Programmierung 

und Steuerung sind bei allen drei Reglern besonders benutzerfreundlich. 

Das Spitzengerät „TR A503 TTR“ liefert überdies Zusatzfunktionen 

zur individuellen Programmierung und Darstellung 

der Ertragswerte. Zudem können die Messdaten auf einer 

Micro SD-Karte gespeichert werden. Die neuen Frischwasserregler 

von Steca Elektronik erfüllen unterschiedlichste Anwenderbedürfnisse: 

Neben dem autarken Regler „Steca TF A603 MC“ hat der 

Hersteller mit dem „Steca TF B001“ und „Steca TF B202“ eine neue 

Generation kostenoptimierter Modelle auf den Markt gebracht. 

Alle Geräte zeichnen sich durch einen intelligenten Regelalgorithmus 

aus, der die Energie effizient zum sekundären Trinkwasserkreislauf 

überträgt. 

Steca Elektronik, Halle B.3, Stand 340 

QUALITÄT – MADE IN GERMANY: 

TYFOCOR ® Wärmeträgermedien bieten seit mehr 

als 30 Jahren optimalen Frost- und Korrosionsschutz. 

6/7/2014 IKZ-ENERGY 51 

www.tyfo.de 

info@tyfo.de



KACO NEW ENERGY 

Neue Produkte – 

neue Horizonte 

Neben einer Reihe neuer 1-phasiger und 

3-phasiger Wechselrichter zeigt KACO new 

energy hochintegrierte Systemlösungen 

zur netzgebundenen und netzfernen Energieversorgung. 

Der Neckarsulmer Wechselrichterhersteller 

stellt erstmals die 

neuen „Blueplanet“-Linien, stärkere Zentralwechselrichter 

und weiterentwickelte 

Speichersysteme vor. Ein zweiter Fokus 

liegt auf der Einbindung zusätzlicher Energiequellen 

wie Wärmespeicher oder Dieselgeneratoren. 

Mit einer Reihe trafoloser 1-phasiger 

Geräte eröffnet KACO new energy die 

Der „Blueplanet 9.0 TL3“ von KAVO new 

energy. 

neue Wechselrichterlinie „Blueplanet“: 

Von Grund auf neu entwickelt und gestaltet 

reicht beim „Blueplanet TL1“ das Leistungsspektrum 

von 2,0 bis 4,6 kW(AC), 

sodass hier auch Betreiber kleinster Anlagen 

ihren Wechselrichter finden. Ein weiterer 

Spannungsbereich startet bereits bei 

125 Volt, reicht bis 510 Volt und erlaubt 

vielfältige Stringdesigns. Mit 2 MPP-Trackern 

(ab „Blueplanet 3.5 TL1“), die jeweils 

die gesamte AC-Leistung verarbeiten können, 

geht die Auslegung noch leichter von 

der Hand. Verwinkelte Dächer oder Teilgeneratoren 

mit unterschiedlicher Ausrichtung? 

Kein Problem für die flexiblen Geräte. 

Und mit einem Gewicht von gerade 

einmal 15 kg machen die „Blueplanets“ die 

Montage leichter. Über Steckverbinder auf 

der DC- und AC-Seite sind sie dann ebenso 

schnell angeschlossen wie montiert. Für 

die Kommunikation und ein bequemes 

Monitoring sorgen RS485- und Ethernet- 

Schnittstellen sowie ein USB-Port. Und um 

die Anbindung gelungen abzurunden, haben 

die Wechselrichter denselben Datenlogger 

und Webserver integriert wie ihre 

3-phasigen Geschwister. Wie gewohnt, entfalten 

die „Blueplanet TL1“ ihre gesamte 

Leistung ohne Lüfter. Sie sind ab dem 

3. Quartal lieferbar. 

Alle Vorzüge der größeren 3-phasigen 

Wechselrichter finden sich jetzt auch in 

einem Leistungsbereich, der ausgezeichnet 

zu privaten Dachanlagen passt. So 

verfügen die „Blueplanet 5.0 TL3“ bis 

„9.0 TL3“ durchweg über 2 MPP-Tracker, 

die alle denkbaren Auslegungsvarianten 

eines mehrteiligen PV-Generators in den 

Griff bekommen. Jeder Tracker kann dabei 

die gesamte AC-Leistung verarbeiten. 

Nimmt man das extrem weite Eingangsspannungsfenster 

von 200 V bis 800 V hinzu, 

eröffnen sich vielfältige Stringkonfigurationen. 

Die DC- und AC-Peripherie 

der „Blueplanet TL3“ erlaubt schnellste 

Verkabelung mittels Steckverbinder, die 

Menüauswahl erfolgt komfortabel über 

das grafische Display. Damit die Geräte 

auch im Freien härtesten Bedingungen 

trotzen können, ist ihr kompaktes Gehäuse 

in der Schutzart IP65 ausgeführt. Dennoch 

bleiben sie mit 30 kg Gewicht angenehm 

tragbar. Sollten die serienmäßigen 

Schnittstellen RS485, Ethernet und USB 

Wünsche offenlassen, stehen optional noch 

Anschlüsse für WiFi und S0-angebundene 

Endgeräte sowie 4 digitale Ein- bzw. Ausgänge 

zur Verfügung. Sowohl Datenlogger 

als auch Webserver sind bereits integriert! 

Im Ergebnis bieten diese Wechselrichter 

also lückenloses Monitoring und 

starke Kommunikation in jedwedem Umfeld. 

Lieferbar ab dem 4. Quartal. Weitere 

Highlights am KACO new energy Stand 

sind der Zentralwechselrichter „Blueplanet 

1000 TL3 outdoor“ sowie der bidirektionale 

Batterie wechselrichter „Bluestorage 

120 TL3“. Mit dem „Bluestorage 

120 TL3“ hat KACO new energy ein radikal 

neues Produkt mit enor mer Leistung 

entwickelt: 120 kW sowohl zur Beladung 

von Batterien als auch zur 3-phasigen Einspeisung 

ins lokale Netz. Dieser bidirektionale 

Wechselrichter versteht sich mit beliebigen 

AC-Quellen sowie allen modernen 

Batteriesystemen. Dabei arbeitet er schnell 

und zuverlässig mit einem Wirkungsgrad 

von rund 98 %. Und versagt das Netz, bietet 

er überdies eine optionale Notstromfunktion. 

Ist er an eine Energiequelle mit 

schwankender Leistung, z. B. eine PV-Anlage 

gekoppelt, kann er dank seiner beachtlichen 

Stärke große Mengen Strom 

aus der Spitzenangebotszeit in spätere Bedarfszeiten 

verschieben. Mit seinen Eigenschaften 

ist der „Bluestorage 120 TL3“ 

ein optimaler Partner für die dezentrale 

Energieversorgung von größeren Wohneinheiten 

bis hin zu ganzen Stadtteilen oder 

von Einrichtungen mit konstant hohem 

Energiebedarf wie Krankenhäusern oder 

Hotels. Ebenso ist er in der Industrie zu 

Hause, wo er den gewerblichen Eigenverbrauch 

maximiert. 

AEROCOMPACT 

PV-Anlagen 

auf Flachdächern 

statisch sicher 

befestigen 

Für die statisch sichere und wirtschaftliche 

Befestigung von PV-Anlagen auf 

Flachdächern präsentiert Aerocompact 

zwei Befestigungssysteme. „Aerocompact 

S“ ist für Südausrichtung und „Aerocompact+“ 

für Ost-West-Ausrichtung ausgelegt. 

Beide Systeme besitzen eine Garantie von 

25 Jahren. Die beiden PV-Systeme erlauben 

nach Herstellerangabe die schnellste 

Montage von PV-Anlagen auf Flachdächern 

im Vergleich mit handelsüblichen 

Systemen. Sie sind aerodynamisch und 

statisch so optimiert, dass sie extremen 

Wetterbedingungen mit hohen Windlasten 

und großen Schneelasten Stand halten und 

besitzen entsprechende Zulassungen und 

Zertifizierungen. Die Anlieferung erfolgt 

vormontiert mit Bautenschutzmatten und 

Weichmachersperren. Die Befestigung ist 

ohne Durchdringung der Dachhaut möglich. 

Rechtzeitig zur Messe liefert das Unternehmen 

alle Systeme mit einer verlängerten 

Garantiezeit von 25 Jahren aus. 

Für Dächer mit Südausrichtung ausgelegt 

ist das Montagesystem „Aerocompact 

S“. Die PV-Module werden parallel mit gleichem 

Neigungswinkel zur Sonne aufgestellt, 

der Winkel kann je nach Lage und 

Situation mit 5°, 10° oder 15° ausgelegt 

werden. 

Abgestimmt auf die Anforderungen von 

Anlagen mit Ost-West-Ausrichtung ist das 




Für PV-Anlagen mit Südausrichtung: Befestigungssystem „Aerocompact S“ für starke Wind- und 

Schneelasten. 

System „Aerocompact+“. Die PV-Module 

sind jeweils gegenüberliegend montiert 

und mit einem Aufstellwinkel von 10° geneigt. 

Zur einfachen Erfassung und zur schnellen, 

sicheren Planung von PV-Projekten 

stellt das Unternehmen seinen Kunden 

die Planungssoftware „Aerotool“ zur Verfügung. 

Sie macht es einfach, ein Projekt 

zu erfassen und stellt nach der Datenerfassung 

CAD-Konstruktionszeichnungen und 

Materiallisten sowie einen Projektbericht 

zur Verfügung. Die Software greift dazu 

auch auf die Daten von Google Maps zu. 

Die erzeugten Daten können weiter bearbeitet 

werden. Dazu erstellt das Programm 

einen Modulplan mit Verschattungssimulationen. 

Aerocompact, Halle C3, Stand 360 

ALTEC 

Neues Freilandsystem 

aus Stahl 

Das Freilandsystem „Alfrei_Ramm- 

ST3“ besteht komplett aus bandverzinkten 

Stahlprofilen und lässt sich mithilfe einer 

neu entwickelten und erprobten Bolzenverbindung 

schnell und einfach montieren. 

Durch verbesserten Materialeinsatz 

kann das Freiland-System kostengünstig 

angeboten werden. Kurze und überlange 

Modultische ermöglichen zudem eine Planung, 

die auch schwieriges Gelände optimal 

ausnutzt. 

An geeigneten Standorten sind mit dem 

neuen Freilandsystem hohe Kosteneinsparungen 

möglich, da die Stahlstützen direkt 

in den Boden getrieben werden können. 

Die Anbindung der Trägerkonstruktion 

an den Rammpfosten erfolgt über ein 

statisch sicheres Dreieckssystem, für das 

die Gelenkstütze komplett neu konstruiert 

wurde. Zur Verbindung der Gelenkstütze 

mit dem Rammpfosten kommt erstmals 

eine neu entwickelte und erprobte 

Splintbolzenverbindung zum Einsatz. Diese 

vereinfacht den Aufbau und reduziert 

den Zeitaufwand für die Montage. Alle anderen 

Verbindungen erfolgen mithilfe von 

Schrauben und Muttern. Das System kann 

je nach Kundenwunsch mit einem Modulneigungswinkel 

von 15, 20, 25, 30 oder 35° 

projektiert werden. 

Die Stützprofile, die Trägerprofile und 

die Montageprofile bestehen aus komplett 

bandverzinktem Stahl. Die Schienenkreuzung 

der Träger- und Montageprofile erfolgt 

durch neue, trigonale Knotenbleche. 

Diese Konstruktion verleiht dem System 

zusätzliche Stabilität. 

Innovativ beim neuen Rammsystem 

ist auch die optimierte Modulklemmung. 

Diese ermöglicht den Einsatz des 

Systems mit Modulen in verschiedensten 

Breiten. 

Altec Systemtechnik AG, Halle C3, Stand 540 

Das „Alfrei_Ramm_ST3“ System für größere Freilandanlagen kann als Süd-System oder auch als 

Ost-West-System ausgeführt werden. 




RENUSOL 

Schienenloses 

Ost-West-Montagesystem 

Das „System FS10“ besteht nach Baukastenprinzip aus nur vier Komponenten und spart 

somit Installations- und Lagerkosten. 

Der Kölner Montagesystemhersteller präsentiert sein neues, schienenloses 

Montagesystem für PV-Anlagen mit Ost-West-Ausrichtung. Das „System FS10“ 

besteht aus nur vier Hauptkomponenten und spart durch die schnelle Installation 

erheblich Zeit und Kosten, auch für die Lagerhaltung. Je nach Dachoberfläche 

können die Komponenten in verschiedenen Ausführungen kombiniert werden, 

sie sind zudem kompatibel mit nahezu allen marktgängigen gerahmten 

Solarmodulen. Durch den Neigungswinkel von 10° eignet sich das aerodynamische 

Ost-West-Montagesystem auch für Flachdächer mit geringen Traglastreserven. 

Das „FS10“-System besteht aus folgenden Hauptkomponenten: Bautenschutzmatte, 

Montagefuß, Pfosten und Krone. Die PV-Module finden zwischen 

der Hintergriffklemme der Krone und den hochbiegbaren Sicherungslaschen 

sicheren Halt, so können alle Rahmenhöhen flexibel befestigt werden. Installateure 

benötigen hierzu nur ein einziges Werkzeug, einen 13er-Kombischlüssel. 

Dass das System ohne Schienen auskommt, hat weitere Vorteile: Auch bei 

starkem Regen kann das Wasser frei abfließen, es kommt also nicht zu stehendem 

Wasser, das zu einer Überlastung der Dachkonstruktion oder zum Verschieben 

des Montagesystems führen kann. Weil keine Schienen nötig sind, 

können auch Dachunebenheiten problemlos ausgeglichen und Hindernisse einfacher 

umgangen werden. Alle Verbindungen und Komponenten sind durchgängig 

statisch geprüft und konform mit den maßgeblichen „Hinweisen für die 

Herstellung, Planung und Ausführung von Solaranlagen“ des Deutschen Instituts 

für Bautechnik (DIBt) vom Juli 2012. Der kostenlose Online-PV Konfigurator 

von Renusol hilft bei der Planung und Auslegung der Solaranlage. 

Renusol GmbH, Halle C4, Stand 471 

SIZ 

PV-Modul, -Modulrahmen 

und -speicher 

SIZ ist seit 25 Jahren auf dem Gebiet der Solartechnik 

tätig und entwickelte ein eigenes „Plug-in“- 

Modul. Dieses besitzt einen integrierten Inverter und 

ist zum VDE-gerechten Betrieb über eine Steckdose 

geeignet. Alle „Plug-in“-Komponenten werden in 

Deutschland produziert und in Brandenburg für SIZ 

zusammengebaut. 

Kernstück ist ein polykristallines 250-W p -Modul. 

Auf Wunsch können auch monokristalline Zellen geliefert 

werden. Der am Rahmen verankerte Wechselrichter 

erfüllt selbstverständlich die VDE 4105 und 

wird in Bielefeld hergestellt. Die Bedenken vonseiten 

des VDE gegenüber Steckdosensystemen werden laut 

Hersteller mit einer mitgelieferten „Wieland-Steckdose“ 

(berührungssicher) völlig ausgeräumt. Diese ist 

ab Herbst 2014 verfügbar, wird aber am SIZ-Stand 

schon jetzt vorgeführt. 

Eine Neuheit stellt der Aluminiumrahmen an diesem 

Modul dar. Zum ersten Mal – so SIZ – gibt es 

ein PV-Modul, bei dem der Rahmen gleichzeitig die 

Funktion der Unterkonstruktion übernimmt. Dieser 

statisch stabile Modulrahmen ist 60 mm stark und 

besitzt auf der Rückseite ein umlaufendes C-Profil, 

über das eine schnelle und einfache Montage möglich 

ist. Vier passende Hammerkopfschrauben gehören 

zum Lieferumfang des Moduls. Damit ist besonders 

bei Befestigungen am Balkon, an der Fassade 

oder mit einem Flachdachgestell eine sehr simple Halterungsmöglichkeit 

gegeben. Aber auch die Montage 

auf einem Dach ist problemlos möglich und geht 

schneller als in der bekannten Art und Weise. Für 

alle möglichen Montagearten werden von SIZ passende 

Komponenten angeboten. 

Die Neuheit „Plug-in-Akku“ wurde speziell für das 

eigene „Plug-in-“Modul entwickelt. Mit 2 – 5 Modulen 

kann meistens der Grundbedarf an Strom abgedeckt 

werden. Trotzdem kann es vorkommen, dass 

gelegentlich mehr PV-Strom produziert wird, als an 

Grundlast im Haus vorhanden ist. Da der Einfachheit 

halber ohne EEG gearbeitet werden soll, darf dieser 

Strom nicht ins öffentliche Netz zurückgespeist werden 

und soll auch nicht verloren gehen. 

Immer wenn vom Auslesekopf im Elektroschrank 

die Stromrichtung „rückwärts“ ins Netz erkannt 

wird, wird der Laderegler angesteuert, der den 

1-kWh-Lithium-Ionen-Akku wiederum über Steckdose 

auflädt und zwar solange, bis wieder ein größerer 

Verbraucher im Haus Strom zieht. Da diese Akku Box 

über eine beliebige Schukosteckdose geladen wird, 

kann man einen Aufstellungsort an einer beliebigen 

Stelle in der Wohnung oder im Haus wählen, zumal 

die Lithium-Ionen-Batterien keine natürliche Belüftung 

benötigen. 

SIZ GmbH, Halle A1, Stand 213 




SOLEDOS 

Neue Funktionen 

Der Hersteller für Solar-Displays „Solarfox“ präsentiert neue Funktionen und Schnittstellen 

für seine Displayreihen „SF-300“ und „SF-400“. Die „Solarfox“ Multimedia Displays 

visualisieren in öffentlichen und gewerblichen Gebäuden den Stromertrag und CO 2 -Vermeidung 

von PV-Anlagen sowie den Eigenverbauch. Neben den Web-Portalen von Solar- 

Log, Meteocontrol und Fronius sowie vielen weiteren wurde nun auch das „Sunnyportal“ 

von SMA an das „Solarfox“-System angebunden. Auf diese Weise können alle SMA 

Monitoring-Systeme visualisiert werden. Auch moderne Batteriespeicher-Systeme, wie 

z.B. das der Sonnenbatterie, können nun ebenfalls auf „Solarfox“-Displays dargestellt 

werden. 

Weiterhin präsentiert „Solarfox“ auf der Intersolar eine neue iOS und Android-App 

für Tablets. Darüber hinaus wurden im „Solarfox“-Display-System viele Erweiterungen 

für Installateure implementiert. Firmwareupdates können nun via USB-Stick oder Online-Fernwartung 

vorgenommen werden. Die Soledos GmbH stellt zudem eine neue Marke 

„Energyfox“ vor. Diese ergänzt die „Solarfox“-Displays auf den Energiefeldern Windkraft, 

Wasserkaft, Biomasse, BHWK und Solarthermie. Auf diese Weise können auf den 

Display-Systemen der Soledos alle Energieformen dargestellt werden. 

Soledos GmbH, Halle B2, Stand 351 

Soledos präsentiert neue Funktionen und Schnittstellen für „Solarfox“ und „Energyfox“. 

PAPENDORF SOFTWARE ENGINEERING GMBH 

PV-Anlagen überprüfen und steuern 

Die Papendorf Software Engineering (SE) GmbH präsentiert zwei neue Lösungen, mit 

denen sich PV-Anlagen überprüfen und steuern lassen: den mobilen Messstand „SOL. 

Connect PV-Module Meter“ und das Monitoring- und Regelungssystem „SOL.Connect 

Smart Park Control“. Der Messstand „SOL.Connect PV-Module Meter“ prüft PV-Module 

vor der Installation auf ihre Leistungsfähigkeit und ermöglicht es, sie direkt auf der Baustelle 

zu sortieren. Auch Module, die durch geminderte Leistung auffallen, lassen sich 

vor Ort überprüfen. War es bisher nötig, die Module an den Hersteller oder an ein Testlabor 

zu senden, können die Installateure sie nun an Ort und Stelle überprüfen. Dies ist 

nun bei Tageslicht und sogar bei niedrigeren Einstrahlungsverhältnissen möglich. Dazu 

vergleicht der Messstand die elektrische Leistungsfähigkeit des Testmoduls mit der eines 

Referenzmoduls. Eine durch das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik 

kalibrierte Messeinrichtung liefert die benötigten Messwerte. 

Das „SOL.Connect Smart Park Control“ von Papendorf SE überwacht größere PV-Anlagen 

und Kraftwerke und regelt sie BDEW-konform. Dabei erfüllt es vielfältige Kommunikationsanforderungen. 

Das System bezieht dabei u. a. Vorgaben aus der Fernwirktechnik 

oder direkt aus Netzleitwarten per IEC 60870-5-101/104 ein. 

Papendorf SE GmbH, Halle B3, Stand 453 

■ 

6/7/2014 IKZ-ENERGY


Brennwerttechnik 

Eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative 

Marktübersicht Brennwerttechnologie: Kompakt Brennwertgeräte und Hybridsysteme 

Die Wärmeerzeuger monovalent zu betreiben gehört der Vergangenheit an. Aus ökonomischen und Komfortgründen geht der Trend 

zur multivalenten Betriebsweise oder zu hybriden Heizsystemen über, die in den meisten Fällen die konventionellen Brennstoffarten 

(Erdgas oder Heizöl EL) mit regenerativen Energien wie Erdwärme oder Solarthermie kombinieren. Insofern lassen sich die Gas- oder 

Öl-Brennwert-Wärmeerzeuger mit der Solarthermie oder mit einer Wärmepumpe kombinieren. 

Auch wenn zunehmend der Einsatz von 

Regenerativen Energien für den Energiebedarf 

der Wohn- und Geschäftsgebäude genutzt 

werden, so wird der Bedarf zur Wärmeversorgung 

langfristig nicht ohne Energie 

wie Erdgas und Heizöl gedeckt werden 

können. Aufgrund von Berechnungsbeispielen 

lassen sich die umfangreichen 

Wärmeerzeugersysteme sowohl aus dem 

fossilien als auch aus dem regenerativen 

Ener gieumfeld vergleichen bzw. analysieren. 

In diese Berechnungen gehen ebenso 

die Kombinationsmöglichkeiten, wie die solare 

Warmwasserbereitung und solare Heizungsunterstützung 

ein. Die Ergebnisse 

lassen erkennen, dass zu den effektivsten 

Lösungen die Gas- und Ölbrennwert-Wärmeerzeuger 

und deren Kompaktgeräte bzw. 

Hybrid-Systemlösungen, wie z. B. Brennwert-Wärmeerzeuger 

mit Solarthermie- 

Wärmepumpe, gehören. 

Brennwert-Kompaktgeräte 

mit Warmwasser-Speicher 

Je nach Rahmenbedingungen kann sich 

mit einem Gas-Brennwertgerät in Kombination 

mit einer Solarthermieanlage eine 

energetisch und wirtschaftlich sinnvollere 

Alternative ergeben. Um die Brennstoffkosten 

für Erdgas oder Öl auf ein Minimum 

zu reduzieren, werden von den Anlageneignern 

und Investoren zunehmend Kompakteinheiten 

mit Nutzung der Solarthermie 

zur Warmwasserbereitung bevorzugt. 

Der Einsatz von Kompakteinheiten 

bietet sich auch für Objekte an, bei denen 

der Platz für einen Brennstofflagerraum 

fehlt oder keine Erdarbeiten für Erdkollektoren 

durchgeführt werden können. 

Als „Favoriten“ gelten weiterhin Kompakt- 

Gas-Brennwert-Wärmeerzeuger mit Solar- 

Warmwasserspeicher. 

Die Gas-Brennwert-Kompaktgeräte 

zeichnen sich neben dem reduzierten 

Raumbedarf durch einfache und schnelle 

Montage aus, weil zwischen dem Wärmeerzeuger 

und dem Warmwasserbereiter keine 

zusätzliche Verrohrung erforderlich ist 

und die Komponenten (Pumpe, Regelung 

etc.) bereits vormontiert sind. Die Wärmeerzeugung 

erfolgt durch eine Leistungsanpassung 

an den tatsächlich benötigten 

Energiebedarf mittels modulierender Betriebsweise. 

Auszug der Produkthersteller 

Das Gas-Kompaktbrennwertgerät „Logamax 

plus GB172 T“ von Bosch Thermotechnik 

Buderus, Wetzlar, wird für den 

Einsatz in Alt- und Neubauten zur Heizung 

und Warmwasserbereitung mit unterschiedlichen 

Speichern (Rohrwendel-, 

Schichtenlade- und solarem Warmwasserpeicher) 

in den Leistungsgrößen 14, 20 und 

24 kW hergestellt. 

Die Gas-Brennwert-Kompaktheizzentrale „Logamax 

plus GB172 T210 SR“ von Buderus mit bivalentem 

Schichtenladespeicher. 

Der modulierende Leistungsbereich 

erstreckt sich für den „GB172-14 T120“ 

mit 2,9 bis 14,2 kW, für den „GB172-14 

T150“ mit 2,9 bis 14,2 kW und für den 

„GB172-20 T150“ mit 4,7 bis 20,4 kW. 

Das kompakte Gas-Brennwert-Wandgerät 

„CerapurAcu“ von Bosch-Thermotechnik 

Junkers, Wernau, für die Heizung und 

Warmwasserbereitung verfügt über ein 

Speichervolumen von 42 l. „CerapurAcu“ 

hat eine max. Nennwärmeleistung 21,8 kW 

und eine max. Warmwasserleistung von 

28 kW. 

Die Gas-Brennwert-Standgeräte „CerapurModul“ 

von Junkers bieten mit einem 

Leistungsspektrum von 14 bis 30 kW und 

dem energieeffizienten Betrieb sowie der 

platzsparenden Ausführung einen idealen 

Einsatz in Ein-, Zwei- oder Dreifamilienhäusern. 

Die Eco-Schichtladefunktion 

garantiert zudem einen konstant hohen 

Warmwasserkomfort bei deutlich 

geringerem Energieverbrauch. Die Modelle 

„ZBS 14/100“; „ZBS 22/100“; „ZBS 22/150“ 

und „ZBS 30/150“ haben eine max. Nennwärmeleistung 

von 14,2, 21,8, 21,8 und 

30,6 kW und erreichen eine max. Warmwasserleistung 

von 15,8, 28, 28 kW und 

31 kW. 

Die bodenstehenden Gas-Brennwert- 

Wärmeerzeuger „CerapurModul-Smart“ 

von Junkers bieten mit ihrem integriertem 

Schichtladespeicher und geringem Platzbedarf 

und kleinem Speichervolumen von 

75 l einen hohen Warmwasserkomfort. Das 

Modell „ZBS 22 / 75 Smart“ erreicht eine 

max. Nennwärmeleistung von 21,8 kW 

und stellt eine max. Warmwasserleistung 

von 28 kW zur Verfügung. 

Die Kombination von Gas-Brennwerttechnik 

und Solarthermie wird als interessante 

Systemlösung mit optimaler Energieeffizienz 

eingestuft. Das bodenstehende 

„CerapurModul-Solar“ von Junkers – bestehend 

aus leistungsstarker Brennwerttechnik 

und zukunftsweisender Solarnutzung 

- bietet sich aufgrund der Hocheffizienzpumpe 

der Energieeffizienzklasse A + , 




Tabelle 1: Kompakt-Gas-Brennwert-Wärmeerzeuger mit Warmwasserspeicher 

Produkthersteller 

Bosch-Thermotechnik 

GmbH (Buderus) 

35576 Wetzlar 


GmbH (Junkers) 

73243 Wernau 

www.junkers.com 

August-Brötje GmbH 

26180 Rastede 

www.broeje.de 

Hoval GmbH 

www.hoval.de 

MHG Heiztechnik GmbH 

21244 Buchholz 

i. d. Nordheide 

www.mhg.de 

Oertli-Rohleder GmbH 

www.oertli.de 

Vaillant Deutschland 

GmbH & Co. KG 

42859 Remscheid 

www.vaillant.de 

Viessmann Werke 

GmbH & Co. KG 

35107 Allendorf 

www.viessmann.com 

Max Weishaupt GmbH 

88475 Schwendi 

www.weishaupt.de 

Wolf GmbH 

84048 Mainburg 

www.wolfheiztechnik.de 

Typ/ 

Modell 

Leistungsbereich 

(kW) 

Abmessungen 

B / T / H (mm) 

Logamax plus GB172 T 14, 20 und 24 600 / 600 / 1620 

(1770) 

Gewicht Speicher WW-Bereiter 

(kg) 

(l) 

(N L -Zahl) 

115 bis 123 1,4 bis 2,3 

CerapurAcu 21,8 600 / 482 / 890 67 42 1,4 

CerapurModul 

ZBS 14/100 S-3 

ZBS 22/100 S-3 

ZBS 22/150 S-3 

14 bis 20 

21 bis 30 

600 / 600 / 1515 

600 / 600 / 1770 

108,3 

123 

100 

150 

1,9 und 2,8 

2,2 und 5 

ZBS 30/150 S-3 

CerapurModul-Smart 21,8 440 / 440 / 1742 66 75 2,3 

CerapurModul-Solar 14,2 600 / 600 / 1860 153 210 1,4 

CerapurSolar-Comfort 14 

24 

440 / 465 / 1742 87 415 und 75 0,9 / 1,1 

1,6 / 2,1 

CerapurSolar 2,9 bis 30,6 440 / 440 / 1515 101 120 1,9 

Cerapur - 4 24 440 / 350 / 850 54 K. A. K. A. 

EcoCondens 

4,9 bis 22 600 / 600 / 1345 119 95 2,3 

Kompakt BBK 22 D 

EcoCondens 

Kompakt BBS 15 C, 

20 C, 28 C 

3,5 bis 28 600 / 600 / 1600 139 135 1,8 bis 2,8 

TopGas classic 3,8 bis 24 450 / 292 / 590 32 126 1 

TopGas comfort 2 bis 22 490 / 410 / 710 44 126 1 

ProCon Streamline 7,2 bis 27,3 870 / 450 / 1070 64 42 K. A. 

Flash 

ProCon GWB 

Kompakt 

6,3 bis 26,2 500 / 550 / 1650 110 80 K. A. 

GVX 124 SUN condens 5,7 bis 23,7 600 / 660 / 1645 175 200 1,4 

GMR 1024 CS 5,8 bis 24 600 / 300 / 972 61 40 K. A. 

„ecoTEC plus VC“ 14, 20, 26 u. 31 440 / 335 / 720 39 K. A. K. A. 

ecoTEC plus VCI“ 20 und 26 440 / 535 / 720 39 20 K. A. 

„ecoCompact“ VSC 4,4 bis 14.4 600 / 570 / 1350 105 100 1,6 

126/3-5 140 

„ecoCompact“ VSC 5,9 bis 19,6 600 / 570 / 1350 105 100 2,3 

196/3-5 150 

„ecoCompact“ VSC 

246/3-5 210 

9 bis 25,8 600 / 570 / 1672 140 100 u. 150 4,8 

Vitodens 343-F 3,8 bis 19 600 / 595 / 2075 162 220 1,4 - 1,5 

Vitodens 333-F 3,8 bis 26 600 / 595 / 1425 110 100 - 130 1,3 - 2,4 

Vitodens 222-F 4,8 bis 35 600 / 595 / 1425 130 100 - 130 1,8 - 4,8 

WTC 15 

WTC 15-A 

WTC 25-A 

4,3 bis 14,7 

4,3 

7,5 

600 / 600 / 1700 

600 / 600 / 792 

132 

76 

100 - 115 

70 / 100 

CGS 6,1 bis 24,8 566 / 637 / 1460 99 90 2,1 - 2,5 

CGS-20/160 und 19,5 bis 28,5 566 /637 / 1460 99 90 2,1 - 2,5 

CGS-24/200 

CGW-11/100 bis 10,3 bis 28,5 566 / 637 / 1460 70 90 0,8 - 1,5 

CGW-24/140 

CSZ-11/300, 

-20 / 300 u.-24 / 300 

10,3 bis 28,5 600 / 1013 / 1850 42 310 1,5 - 2,3 

1 - 1,9 

(Quelle: IB-THEISS, München) Kein Anspruch auf Vollständigkeit 




Tabelle 2: Kompakt-Öl-Brennwert-Wärmeerzeuger mit Warmwasserspeicher. 


August-Brötje GmbH 

www.broeje.de 

Capito Heiztechnik 

GmbH 

57290 Neunkirchen 

www.capito-gmbh.de 

Hoval GmbH 

www.hoval.de 




www.mhg.de 

Oertli-Rohleder 

Wärmetechnik GmbH 

71696 Möglingen 

www.oertli.de 


GmbH & Co. KG 



Max Weishaupt GmbH 

88475 Schwendi 

www.weishaupt.de 

Wolf GmbH 

84048 Mainburg 

www.wolfheiztechnik.de 

Typ/ 

Modell 


(kW) 

Abmessungen 

B / T / H (mm) 

Gewicht 

(kg) 

Speicher 

(l) 

WW-Bereiter 

(N L -Zahl) 

NovoCondens SOB 22 18,7 bis 22,6 610 / 1046 / 950 212 120 bis 200 1,4 bis 3,1 

NovoCondens SOB 26 21,4 bis 26,4 610 / 1046 / 950 213 300 bis 500 9 bis 19 

CC 271 BW/S-CC 61.901 10 bis 50 K. A. K. A. 270 bis 900 K. A. 

TopGas classic 3,8 bis 24 450 / 292 / 590 32 126 1 

TopGas comfort 2 bis 22 490 / 410 / 710 44 126 1 

ProCon Streamline 7,2 bis 27,3 870 / 450 / 1070 64 42 K. A. 

Flash 

ProCon GWB 

Kompakt 

6,3 bis 26,2 500 / 550 / 1650 110 80 K. A. 

OSCR Condens 10,9 bis 18 K. A. K. A. 100 HL 1,4 

OSCR 18 

OSCR 24 12,8 bis 24 K. A. K. A. K. A. K. A. 

OSCR 30 15,8 bis 30 K. A. K. A. 220 HL K. A. 

Vitoladens 300 W 12,9 bis 23,5 600 / 480 / 2075 162 130 1,4 - 1,5 

und 333 F 

Vitosolar 300 F 

mit Vitocondens 300 W 

12,9 bis 23,5 600 / 595 / 2075 162 220 1,4 - 1,5 

WTC 15 4,3 bis 14,7 600 / 600 / 1700 132 100 - 115 1-1,9 

COB-20/CS 13,5-19,6 1132 / 605 / 1290 168 160 / 240 4,5 

COB-29/CS 19 - 29 1132 / 605 / 1290 175 160 / 260 5,0 


der Eco-Schichtladefunktion und dem patentierten 

Regelungsverfahren „SolarInside-ControlUnit“ 

speziell für den Einsatz 

im Einfamilien- und Reihenhaus an. Die 

Komplettausstattung des „CerapurModul-Solar“ 

wird mit Solarregelung, Ausdehnungsgefäß, 

Umwälzpumpe sowie allen 

Bedien- und Sicherheitseinrichtungen 

ausgeliefert. Das Modell „ZBS 14/210 S-3 

MA 23/21 Solar“ erreicht eine max. Nennwärmeleistung 

von 14,2 kW bei einem Modulationsbereich 

von 3,3 bis 14,2 kW und 

stellt eine max. Warmwasserleistung von 

15,8 kW zur Verfügung. 

Das wandhängende „CerapurSolar- 

Comfort“ beruht auf dem selben innovativen 

Konzept wie die „CerapurSolar“. Als 

komfortable Lösung für die Warmwasserbereitung 

verfügt es zusätzlich noch über 

einen 75-l-Schichtladespeicher. 

Die Brennwert-Kompaktwärmeerzeuger 

„CC 101 BW-20“ und „BW 25“ der Carl Capito 

Heiztechnik GmbH, Neunkirchen, mit 

Unterstellspeicher Glattrohr-Wärmeübertrager 

143 l, werden mit einem Gas-Gebläsebrenner 

oder Öl-Blaubrenner ausgerüstet 

und haben eine Leistung von 20 und 

25 kW. 

Die Brennwert-Wärmeerzeuger der Serie 

„Calora Tower“ von De Dietrich Remeha 

GmbH, Emsdetten, werden als Gas- und Öl- 

Brennwertgeräte hergestellt und können 

auf unterschiedliche Weise miteinander 

kombiniert werden. Die Gas-Brennwert- 

Wärmeerzeuger werden in den Leistungsklassen 

15, 25 und 35 kW hergestellt. Je 

nach Einsatzzweck stehen drei Speichermodule 

zur Verfügung: Ein „High-Load“- 

Ladespeicher mit 100 l, ein „Standard- 

Load“-Rohrschlangen-Speicher mit 160 l 

und ein „Solar-High-Load“-Solar-Ladespeicher 

mit 220 l. 

In den Gas-Brennwertkompaktgeräten 

„ProCon Streamline Flash“ im Leistungsbereich 

von 7,2 bis 27,3 kW und „ProCon 

GWB Kompakt“ im Leistungsbereich 6,3 

bis 26,2 kW von MHG Heiztechnik GmbH, 

Buchholz i. d. Nordheide, sind Schichtspeicher 

integriert, die mit einem Modulationsbereich 

von nahezu 1 : 4 arbeiten. 

Vaillant Deutschland aus Remscheid 

präsentiert die neuen wandhängenden 

Gas-Brennwertgeräte „ecoTEC plus“ als 

Kombigeräte mit integriertem Speicher 

(VCW) oder als Kombigerät (VCI) mit 

Warmwasserkomfort. Die Kompakt-Gas- 

Brennwertsysteme „ecoCOMPACT“ werden 

in den Baugrößen „VSC 126/3-5 140“, „VSC 

196/3-5 150“ und „VSC 246/3-5 210“ für 

Nennwärmeleistungen (bei 60/40 °C) von 

4,4 bis 14,4 kW, 5,9 bis 19,6 kW und 9 bis 

25,8 kW mit integriertem Schichtladespeicher 

(100 bzw. 150 l ) hergestellt. 

Das „Thermo Condens Kompakt“ Brennwertgerät 

von Max Weishaupt GmbH, 

Schwendi, wird mit dem „Aqua Power“ für 

höchsten Warmwasserkomfort hergestellt. 

Der integrierte Schichtenspeicher des 

„Thermo Condens Kompakt“ hat ein Speichervermögen 

von 115 l. Aufgrund des zusätzlichen 

„Inox-Plattenwärmeübertragers“ 

hat der „Aqua Power“ eine Warmwasserleistung 

über 200 l. Kennzeichnend für den 

„Aqua Power“ ist der energetische Vorteil, 

weil das Brennwertgerät auch während des 




Warmwasser-Aufheizprozesses im Kondensationsbetrieb 

arbeiten kann. 

Die Wolf GmbH, Mainburg, hat die Baugruppe 

der Gas-Brennwerttherme „ComfortLine“ 

mit Edelstahl-Warmwasser-Wärmeübertrager 

und Schichtspeicher in Modulbauweise 

konzipiert. Das Kompaktgerät 

wird als „CGS-2-14/120L“, „CGS-2-20/160L“ 

und „CGS-2-24/200L“ angeboten. Für die 

Gas-Brennwerttherme „CGB-2-20“ wird 

bei der Speicherbeladung eine Booster- 

Leistung von 22,2 kW und für das „CGB- 

2-24“ von 27 kW erreicht. Aufgrund der 

hohen Leistungskennzahl beim „CGS-2- 

14/120L“ von NL = 1,3 bzw. beim „CGS- 

2-20/160L“ mit NL = 2,5 (bei einer Aufheizung 

von 10 °C auf 60 °C) werden in 

kürzester Zeit Komfort-Warmwassertemperaturen 

erreicht. 

Kompakt-Öl-Brennwert- 

Wärmeerzeuger mit WW-Speicher 

(Herstellerauszug) 

Die Brötje GmbH, Rastede, produziert 

das neue Öl- Kompakt-Brennwertzentrum 

„NovoCondens SOB“ mit einer Leistung von 

18 und 26 kW und der integrierten Systemregelung 

„ISR Plus“ mit Schichtspeicher 

„EAS SSP“ Ladesystem. Die Kernkomponenten 

der „Öl-Brennwertunit“ bilden der 

Primärwärmeübertrager und der Blaubrenner. 

Als Schichtspeicher können die 

Typen „120 C“ bis „200 C“ sowie „300 C“ 

bis „500 C“ eingesetzt werden. 

Das kompakte Öl-Brennwertgerät „CC 

271 BW/S-CC 61.901“ von Capito Heiztechnik 

GmbH, Neunkirchen, im Leistungsbereich 

von 10 bis 50 kW, enthält einen Solarthermie-Wärmeübertrager 

und kann mit 

einem Schichtspeicher von 270 bis 900 l 

Inhalt kombiniert werden. 

Die Stand- Brennwert-Wärmeerzeuger 

„OSCR Condens“ von Oertli-Rohleder Wärmetechnik 

GmbH, Möglingen; können mit 

drei Speichertypen kombiniert werden 

– als nebenstehende oder in aufgesetzter 

Option auf dem „100 HL“-Speicher als 

„ŒnoviaTower Öl“. In Kombination mit dem 

Solarspeicher „ŒcaLoad 220 HL“ besteht 

eine Kommunikation zwischen Solarregelung 

und Wärmeerzeugerregelung. 

Das Öl-Brennwert-Kompaktgerät „Vitoladens 

300 W“ von Viessmann, Allendorf, 

wird für Einfamilienhäuser im Neubau und 

Modernisierung im Leistungsbereich von 

12,9 bis 23,5 kW mit einem zweistufigen 

Kompact-Blaubrenner ausgerüstet und 

lässt sich in Kombination mit einen 130-l- 

Speicher zum „Vitoladens 333 F“ erweitern. 

Mit dem „Vitosolar 300 F“ bietet Viessmann 

einen hocheffzienten Öl-Brennwert- 

Wärmeerzeuger für Neubauten und Modernisierungsgebäude 

an. Das Kompaktgerät 

wird mit dem „Vitocondens 300 W“ als Öl- 

Brennwert-Wandgerät im Leistungsbereich 

von 12,9 bis 23,5 kW produziert. 

Der Öl-Brennwert-Wärmeerzeuger 

„Thermo Condens WTC-OB“ von Max 

Weishaupt, Schwendi, kann den Warmwasserkomfort 

in Kombination mit einem 

„Aqua Bloc WAB155“ decken. Zur Warmwasserbereitung 

stehen in Verbindung 

mit einem Brennwert-Wärmeerzeuger 

die „Aqua-Standardspeicher“ in fünf Baugruppen 

von 150 bis 500 l zur Verfügung. 

Zudem kann der „Aqua Tower“ mit 140 l 

in das System eingebunden werden. Im 

bivalenten Betrieb mit einer Solarthermieanlage 

werden zwei Glattrohr-Wärmeübertrager 

„WASol“ mit einem Inhalt von 

310 bis 510 l integriert. Als Energiespeicher 

kann die Baureihe „WES“ mit einem 

Speicherinhalt von 660 bis 910 l integriert 

werden. 

Hybridsystem: Gas-Brennwertgeräte 

und Solarthermie-Wärmepumpe 

Bei einer Renovierung und Modernisierung 

möchten etliche Gebäudeeigner bzw. 

Investoren zusätzlich zu dem bestehenden 

Gas- oder Öl-Brennwert-Wärmeerzeuger 

die Vorteile einer Wärmepumpe nutzen. 

Aufgrund dieser Hybridlösung lassen sich 

ökologische Vorteile und ökonomische Gewinne 

erreichen. 

Die Entscheidung für einen monovalenten 

oder bivalenten Betrieb lässt sich 

nach den Empfehlungen der Wärmepumpenhersteller 

ausrichten. Vor der Auswahl 

der Wärmepumpe muss die wirtschaftliche 

und energetische Gesamtbilanz der Anlage 

ermittelt werden. Um sämtliche Vorteile 

einer bivalenten Betriebsweise nutzen zu 

können, sind elektronische Regelungen zu 

integrieren, die auf die Wärmepumpe und 

den Kältekreislauf wirken und auf sämtliche 

Peripheriegeräte einwirken. In Abhängigkeit 

von der jeweils ausgewählten 

Wärmepumpen-Anlagen 

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Tabelle 3: Hybridsysteme: Gas-Brennwertgeräte und Wärmepumpen 



GmbH (Junkers) 

73243 Wernau 

www.junkers.com 




www.mhg.de 


GmbH & Co. KG 



Brennwertgerät 

Typ 

larenergie erreicht, die nicht nur 

zur Warmwasserbereitung, sondern 

auch zur Heizungsunterstützung 

dient. 

Die „Supraeco SAS Hybrid 

SAS Hybrid HSC“ eignet sich 

vor allem für Bestandsgebäude – 

zur Nachrüstung, aber auch zur 

Modernisierung veralteter Heizungsanlagen. 

Im Vergleich zu 

einer Heizung, die ausschließlich 

ein Gas-Brennwertgerät zur Wärmeerzeugung 

nutzt, sinken die 

Energiekosten mit der „Supraeco 

SAS Hybrid“ um bis zu 30 %. Das 

System umfasst eine Wärmepumpen-Außeneinheit, 

die Inneneinheit 

„HSC“ (Hybrid Split Cerapur) 

mit Umwälzpumpe der Energieeffizienzklasse 

A und einen witterungsgeführten 

FW-200-Regler. 

Zusätzlich wird ein Gas-Brennwertgerät erforderlich, 

wobei sich die „Supraeco SAS 

Hybrid“ mit jedem Gas-Brennwertgeräte 

der Baureihe „Cerapur“ ab dem Baujahr 

2007 kombinieren lässt. Das Hybridsystem 

wird mit der Regelung „OptiEnergy“ gesteuert. 

Das System „Supraeco SAS Hybrid SAS 

Hybrid HSC“ erreicht eine Heizleistung von 

4,7 kW (7/35 °C nach EN 14511) und einen 

COP von 4,4 (7/35 °C nach EN 14511). Als Kältemittel 

wird R 410 A eingesetzt. Der Schallleistungspegel 

beträgt bei max. Brennwertund 

Wärmepumpenleistung 46 dB (A). 

Das Hybridsystem von MHG Heiztechnik 

besteht aus dem wandhängenden 

„ProCon Streamline“ Gas-Brennwert-Wärmeerzeuger 

und der Luft-/Wasser-Wärmepumpe 

„ThermiAir“. Das System kann 

mit einer modulierenden Leistung von 7,7 

bis 24,8 kW und mit einer modulierenden 

Luft/Wasser-Inverter-Wärmepumpe (Inverter-Technologie) 

im Leistungsbereich 

von 3,1 bis 10,5 kW oder als Hybrid-Wärmezentrale 

im Leistungsbereich von 5,2 

bis 40,9 kW mit einer Sole/Wasser-Wärmepumpe 

im Leistungsbereich von 15,3 

bis 40,9 kW kombiniert werden. Die Leistungszahlen 

liegen nach Herstellerangaben 

über 3,5. 

Mit der „HotHybrid“ Inverter-Wärmepumpe 

stellt Remko Klima- und Wärmetechnik, 

Lage, eine Systemlösung zur Kombination 

mit einem Gas- oder Öl-Brennwert- 

Wärmeerzeuger in Alt- und Neubauten mit 

Leistungen von 15, 18 und 22 kW zur Verfügung. 

Die gesamte Steuerung der Anlage 

erfolgt durch den Wärmepumpenmanager. 

Den überwiegenden Wärmeanteil, z. B. bis 

zu einer Außentemperatur von 0 °C, liefert 

die Wärmepumpe. Bei einer Unterschrei- 


(kW) 

Luft-/Wasser- 

Wärmepumpe 

(kW) 

Cerapur-Hybrid 14 bis 24 Cerapur Aero K. A. 

2,0 

„Supraeco SAS 

Hybrid“ 

14 bis 24 K. A. 2,0 

„ProCon 

Streamline“ 

„ProCon 

Streamline“ 

Der neue Pufferspeicher „SBP 750/950 G“ lässt 

sich als bivalentes Gerät für zwei verschiedene 

Energiequellen einsetzen und daher auch mit 

einem Gas-Brennwertgerät kombinieren. Der 

Speicher benötigt zur Aufstellung nur wenig 

Platz und ist mit allen Stiebel-Eltron Wärmepumpen 

kompatibel. Das Gerät vereint die 

Vorteile eines Wärmepumpen-Pufferspeichers 

mit denen eines modulierenden Gas-Brennwertgerätes. 

Der Speicher entkoppelt die Wärmepumpe 

vom Wärmeverteilsystem. Insofern 

verfügt der Nutzer über die Möglichkeit, auch 

fossile Energieträger in das jeweilige Heizkonzept 

einzubinden. 

Modulierend 

von 7,7 bis 24,8 

Modulierend 

von 5,2 bis 40,9 

„ThermiAir“ 

modulierend 

3,1 bis 10,5 

Sole/Wasser- 

Wärmepumpe 

(kW) 

K. A. 

„Vitocaldens 222-F“ 19 7,7 K. A. 

Modulierend 

15,3 bis 40,9 


Betriebsweise sind primär die Funktionen 

wie eine genau programmierte wärmebedarfsabhängige 

Zuschaltung des zweiten 

Wärmeerzeugers und eine abgestimmte Regelung 

der Mischer, die Vorrangschaltung 

zur Warmwasserbereitung sowie die Ansteuerung 

der Ladepumpe von Bedeutung. 

Als einfache und zugleich effiziente Lösungsvariante 

stellt sich eine Kombination 

aus PV-Anlage mit einer Warmwasser- 

Wärmepumpe zur Wärmeerzeugung und 

Warmwasserspeicherung dar, denn das 

Warmwasser lässt sich stets dann speichern 

und lange vorhalten, wenn die PV- 

Module den Solarstrom generieren. 

Auszug der Produkthersteller 

Mit der „CerapurSolar“ ist es Bosch Thermotechnik 

Junkers gelungen, die Brennwerttechnik 

mit der Solarthermie zu kombinieren. 

Das wandhängende Hybridsystem 

besteht aus einem Gas-Brennwertgerät 

in Kombination mit einer Erd- und Luftwärmepumpe 

und wurde speziell für den 

Einsatz zur Modernisierung in Einfamilienhäusern 

entwickelt. Das Hybridsystem 

„Cerapur Aero“, kombiniert mit einer Luft/ 

Wasser-Wärmepumpe und einer Leistung 

von 2 kW, erreicht nach Herstellerangaben 

einen COP-Wert von 3,5 bei A7/W25 

(EN 14511). Die jeweils günstigste Arbeitsteilung 

wird durch die Regelung „Opti 

Energy“ in Abhängigkeit von der Außentemperatur 

bestimmt. Bei niedrigen Außentemperaturen 

arbeitet nur das Gas- 

Brennwertgerät, in den Übergangszeiten 

sind beide Komponenten im Einsatz. 

Mit der Regeltechnik, dem 3-Wege- 

Mischventil und der „SolarInside Control- 

Unit“ wird eine sehr gute Nutzung der So- 




tung des Bivalenzpunkts schaltet sich der 

Brennwert-Wärmeerzeuger ein. Mit der 

Invertertechnologie „EcoTec“ lässt sich 

eine modulierende Leistungsanpassung 

der Wärmepumpe realisieren und so die 

Energiekosten indirekt senken. Externe 

Gas-/ oder Öl-Brennwertgeräte können in 

Verbindung mit der Schüco „Hybrid-Wärmepumpe“ 

und Remko-„EcoTec“ eingebunden 

werden. 

Schüco International, Bielefeld, hat für 

Bestandsgebäude und für Neubauten ein 

modulares und ein solargeführtes Heizsystem 

in energieeffizienter Kombination 

mit der Gas-Brennwerttechnologie und 

Wärmepumpe entwickelt. Die Hybrid-Wärmepumpen 

– bestehend aus einem Gas- 

Brennwert-Wärmeerzeuger, einer Luft/ 

Wasser-Wärmepumpe und einem Solar- 

Kombispeicher – deckt ca. 70 % der im Jahr 

erforderlichen Heizenergie aus regenerativen 

Quellen ab. Mit der Hybrid-Wärmepumpe 

wird zu jeder Tages- und Nachtzeit 

und bis zu einer Außentemperatur von 0 °C 

der komplette Heizbedarf für Heizungsunterstützung 

und Warmwasserbereitung abgedeckt. 

Die Solarmodule werden mit der 

neuen Split-Luft/Wasser- Wärmepumpe 

und dem neuen Gas-Brennwertgerät kombiniert, 

wobei mithilfe der neuen Regelung 

primär die regenerative Energie genutzt 

wird. 

Das Hybridgerät „Vitocaldens 222-F“ 

von Viessmann, bestehend aus Elektro- 

Split-Wärmepumpe und Erdgas-Brennwert-Wärmeerzeuger 

sowie integriertem 

130-l-Ladespeicher, bietet sich als Lösung 

zur Heizungsmodernisierung und Warmwasserversorgung 

in Einfamilienhäusern 

an. Die Split-Wärmepumpe deckt mit einer 

Leistung von bis zu 7,7 kW die Grundlast 

ab. Der COP-Wert liegt bis 5,1 (bei Luft 

7 °C/Wasser 35 °C nach EN 14511). Der Gas- 

Brennwert-Wärmeerzeuger schaltet sich 

an kalten Tagen durch Bivalenzpunktadaption 

automatisch hinzu und bietet 

zur Spitzenlastsicherung (bei tieferen Außentemperaturen 

und schnellerem Warmwasserbedarf) 

eine zusätzliche Heizleistung 

von 19 kW. Insofern hat der Nutzer 

die Wahl zwischen einem ökonomisch und 

einem ökologisch optimierten Betriebsprogramm. 

Vom Energiemanager wird automatisch 

der jeweils optimale Bivalenzpunkt 

ermittelt, d. h. der Betriebspunkt, 

an dem von einem auf den anderen Wärmeerzeuger 

umgeswitcht wird. Der Energiemanager 

vergleicht zu diesem Zweck 

in Abhängigkeit vom Betriebsprogramm 

die Gas- und Strompreise, Primärenergiefaktoren 

oder die aktuellen Außen- und 

gewünschten Vorlauftemperaturen. Vom 

Energiemanager kann zudem auch eine 

Komfortfunktion aktiviert werden, die 

über das Gas-Brennwertmodul für eine 

schnelle Brauchwassererwärmung sorgt. 

„Inox-Radial“-Wärmetauscher und zwei 

Wärmeerzeuger erhöhen die Betriebssicherheit 

bei hohem Warmwasserkomfort. 

Das Wärmepumpen-Kompaktgerät ist zudem 

für die Nutzung von selbst erzeugtem 

Strom aus einer PV-Anlage vorbereitet. 

Sinnvolle Alternative 

Die Kombination von Brennwert-Wärmeerzeuger 

mit einer Solarthermieanlage 

stellt sich als wirtschaftlich sinnvolle 

Alternative dar, weil hier die etwas längere 

Amortisationszeit durch den regenerativen 

Energiegewinn zur Heizungsunterstützung 

und zur Warmwasserbereitung 

kompensiert wird. Bei der Energiespar- 

Kombination von Erdgas-Brennwerttechnologie 

und Solarthermie bildet die Gasheizung 

die Basisversorgung für Heizung 

und Warmwasserbereitung. Die Solarthermieanlage 

liefert im Sommerhalbjahr den 

überwiegenden Anteil an regenerativer 

Energie zur Wärmeproduktion. Durch die 

Nutzung der Solarwärme bleiben die jährlichen 

Einsparungen erhalten. 

Die Brennwerttechnologie wird zukünftig 

sicherlich auch in Form von Paketlösungen 

angeboten, da die Wärme energie 

aus den Brennstoffzellen-Heizgeräten 

(BZHG), Kleinst KWK-Anlagen oder Zeolith-Gaswärmepumpen 

zur Deckung der 

Jahresenergieversorgung im monovalenten 

Betrieb nicht ausreichen. Insofern gehört 

zur Abdeckung der Spitzenwärmelasten 

ein integrierter Gasbrennwert-Wärmeerzeuger, 

der dann im bivalenten Betriebsmodus 

betrieben wird. 

■ 

Autor: 

Dipl.-Ing. Eric Theiß ist als freier Journalist 

mit den Themenschwerpunkten Technische 

Gebäudeausstattung (TGA) und rationelle 

Regenerativtechnologien tätig. 

81369 München, 

dipl.ing.e.theiss@online.de 

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Energiewende 

Ideales Bindeglied 

zwischen Stromund 

Wärmemarkt 

Interview mit Karl-Heinz Stawiarski vom BWP 

Karlheinz Stawiarski, 

Geschäftsführer des BWP. 

Die Politik hat die Strompreise massiv nach oben getrieben. Die anstehende EEG-Reform 

wird nach derzeitigem Stand keine Linderung verschaffen, so der Bundesverband Wärmepumpe 

(BWP) e. V. Der Branchenverband empfindet dies als ungerecht jenen Verbrauchern 

gegenüber, die sich mit einer elektrischen Wärmepumpe für ein besonders 

klimafreundliches Heizsystem entschieden haben. Als gezielt zu- und abschaltbarer Verbraucher 

bietet die Wärmepumpe zudem ein großes Potenzial für das Lastmanagement. 

Für die IKZ-ENERGY erklärt Karl-Heinz Stawiarski, Geschäftsführer des BWP, nicht nur, 

warum die staatliche Preistreiberei die Energiewende und die Versorgungssicherheit 

gefährdet, sondern erläutert auch, wie wir mit „Power-to-Heat“ mehr Strom aus regenerativen 

Quellen nutzen und dabei unsere Netze dennoch stabil halten können. 

IKZ-ENERGY: Herr Stawiarski, warum gefährden 

steigende Strompreise die Energiewende? 

STAWIARSKI: Für eine erfolgreiche Energiewende 

müssen wir den erneuerbaren 

Strom in den Wärmemarkt bekommen. 

Hier entstehen 40 % aller CO 2 -Emissionen. 

Das ist ohne die Wärmepumpe nicht zu 

schaffen. Da die meisten Wärmepumpen 

aber mit Strom betrieben werden, ist die 

Preisentwicklung für unsere Kunden besonders 

spürbar. Das ist paradox: Über den 

Strompreis bestraft die Politik jene Verbraucher, 

die sich für eine besonders ökologische 

Heizung entschieden haben. 

IKZ-ENERGY: Warum ist der Staat in Ihren 

Augen der Preistreiber? 

STAWIARSKI: Nur ca. ein Drittel des Wärmepumpen-Strompreises 

wird vom Markt 

bestimmt. Der Rest sind Steuern, Abgaben 

und Umlagen. Deren Anteil hat sich in den 

letzten 15 Jahren auf 68 % verdoppelt. Fossile 

Heizenergieträger haben eine viel geringere 

Last zu tragen, ihre Preise sind 

in geringerem Umfang gestiegen, obwohl 

sie klimaschädlicher sind. Darum kostet 

Wärmepumpen-Strom mittlerweile mehr 

als das Dreifache von Erdgas. Und das, obwohl 

eine Wärmepumpe bereits heute bis 

zu 50 % weniger Primärenergie verbraucht 

und CO 2 

emittiert als ein fossiler Brennwertkessel. 

IKZ-ENERGY: Und was hat das mit der Versorgungssicherheit 

zu tun? 

STAWIARSKI: Einerseits geht es um 

die Vermeidung von Energieimporten. 

Deutschland importiert jährlich für 

fast 100 Mrd. Euro fossile Energieträger, 

häufig aus politisch unsicheren Krisenregionen. 

Wenn wir uns unabhängiger, 

z. B. von russischem Gas, machen wollen, 

sollten wir uns die Frage stellen, wie 

wir unseren Gasbedarf reduzieren können, 

anstatt nach neuen Lieferanten und 

Transportwegen zu suchen oder gar über 

Fracking zu diskutieren. 

Eine Sanierungswelle 

in 

den deutschen Heizungskellern 

wäre 

eine effektive Maßnahme, 

um unabhängiger 

von Importen zu werden. Ein anderer 

Aspekt ist die Stabilität der Stromnetze. 

IKZ-ENERGY: Das müssen Sie mal genauer 

erklären. 

STAWIARSKI: Durch den Ausbau erneuerbaren 

Stroms kommt es immer häufiger 

zu Stromüberschüssen. Wärmepumpen 

können als schalt- und regelbare Verbraucher 

helfen, diesen Strom in Form von 

thermischer Energie zu speichern und die 

Netze stabil zu halten. Überschüssigen 

Die Strompreise 

ersticken die Energiewende. 

Ökostrom so dem Wärmemarkt zuzuführen 

wäre auch viel effizienter als Batteriespeicher 

oder Power-to-Gas. Aufgrund der 

hohen Abgabenlast fehlen die Spielräume 

für lastvariable Tarife: die Energieversorger 

können so keine Geschäftsmodelle erarbeiten, 

um diesen Strom den Kunden zu 

attraktiven Konditionen anbieten zu können. 

IKZ-ENERGY: Warum ist dieser „Überschussstrom“ 

überhaupt ein Problem? 

STAWIARSKI: Das Phänomen ist Ausdruck 

einer massiven 

Schieflage, die 

durch die einseitige 

Fokussierung der 

Energiewende auf 

den Strommarkt 

entstanden ist: Um 

die Netze stabil zu halten, wenn Wind und 

Sonne mehr Strom liefern, als wir benötigen, 

werden Stromspitzen ins Ausland 

„verramscht“ oder Anlagen kurzerhand abgeschaltet. 

Das ist Verschwendung baren 

Geldes – schließlich zahlen Verbraucher 

auch für den nicht genutzten Ökostrom 

EEG-Umlage. 

IKZ-ENERGY: Thermisch gespeicherte Energie 

lässt sich aber nicht wieder verstromen. 

Viele sehen daher in Power-to-Gas die Speichertechnologie 

der Zukunft. 



Energiewende 

IKZ.de 

STAWIARSKI: Power-to-Gas hat sicher seine 

Berechtigung. Bei den einzelnen Arbeitsschritten 

entstehen allerdings große Verluste. 

Power-to-Heat hingegen ist äußerst 

effizient – mit Wärmepumpen lässt sich die 

eingesetzte Energie sogar vervielfachen, 

da Sie mit einer Einheit Strom 3 bis 4 Einheiten 

Wärme generieren. Würden in den 

kommenden Jahren veraltete Gas-Kessel 

durch Wärmepumpen 

ersetzt, könnte 

die freiwerdende 

Gasmenge – ohne 

jegliche Verluste – 

bei Engpässen zur 

Stromproduktion 

eingesetzt werden. 

IKZ-ENERGY: Wie 

viel Potenzial sehen Sie für das Lastmanagement 

bei diesem Zusammenspiel und 

welche Rahmenbedingungen sind dafür 

notwendig? 

STAWIARSKI: Der BWP hat errechnet, dass 

Wärmepumpen in intelligenten Stromnetzen 

bis 2020 schaltbare Lasten in Höhe 

von mindestens 4600 MW zur Verfügung 

stellen könnten. Mit der einheitlichen 

„SG Ready“-Schnittstelle hat die Wärmepumpenbranche 

2013 einen Standard etabliert, 

über den unsere Anlagen kommunizieren 

können. Was fehlt, sind rechtliche 

Rahmenbedingungen und flexible Heizstromtarife, 

die das Modell für Verbraucher 

interessant machen. Aktuell raubt 

die immense Steuer- und Abgabenlast jedoch 

den Spielraum für derartige Tarifmodelle. 

IKZ-ENERGY: Wo sehen Sie sinnvolle Ansatzpunkte 

für eine Entlastung der Strompreise? 

STAWIARSKI: Die einfachste Möglichkeit ist 

die Abschaffung der 

Stromsteuer. Unverständlich 

ist auch, 

warum auf Strom 

der volle Mehrwertsteuersatz 

erhoben 

wird, obwohl Energie 

eigentlich ein 

Grundbedürfnis ist. 

Bei Holzpellets beispielsweise 

gilt das bereits. Die Mehrwertsteuer 

wird übrigens auch auf die EEG-Umlage 

erhoben, sodass der Staat hier bei jeder 

Steigerung kräftig mitverdient. Natürlich 

stellt auch der Finanzierungsmechanismus 

des EEG eine Belastung für uns dar, obwohl 

wir natürlich für den Ausbau erneuerbaren 

Stroms sind. Wir wünschen uns 

daher, dass man fossile Energieträger in 

6/7/2014 IKZ-ENERGY 

„Eine Sanierungswelle 

in den deutschen Heizungskellern 

wäre eine effektive Maßnahme, um 

unabhängiger von Importen 

zu werden.“ 

„Mit einer Wärmepumpe 

erschließt man sich eine 

nach menschlichem Ermessen 

unerschöpfliche Energiequelle 

auf dem eigenen Grundstück.“ 

die Finanzierung mit einbezieht und einen 

Teil der EEG-Kosten in einen Altlastenfonds 

auslagert, wie von Ilse Aigner und Klaus 

Töpfer vorgeschlagen. 

IKZ-ENERGY: Wie bewerten Sie vor diesem 

Hintergrund die Reformpläne von Energieminister 

Gabriel? 

STAWIARSKI: Herr Gabriel war angetreten, 

die Kostendynamik 

bei den Strompreisen 

zu brechen. Dieses 

Ziel wird nicht 

erreicht, die Verbraucher 

sind eindeutig 

die Verlierer 

des Kompromisses 

der Bundesregierung 

mit Ländern, 

EU-Kommission und Industrie. Darüber 

hinaus gibt es bedenkliche Elemente, wie 

die Belastung des PV-Eigenverbrauchs mit 

der EEG-Umlage. Das gefährdet energiepolitisch 

sinnvolle Modelle, z. B. die Kombination 

PV+Wärmepumpe, ohne etwas zur 

Preissenkung beizutragen. Die Reform 

geht daher nicht in die richtige Richtung. 

IKZ-ENERGY: Lohnt es sich vor diesem Hintergrund 

für Hausbesitzer denn überhaupt, 

in eine Wärmepumpe investieren? 

STAWIARSKI: Natürlich. Generell gilt: Mit 

einer Wärmepumpe erschließt man sich 

eine nach menschlichem Ermessen unerschöpfliche 

Energiequelle auf dem eigenen 

Grundstück, mit der man sehr effizient 

und klimafreundlich heizen, kühlen 

und Warmwasser bereiten kann. Die 

Anlage steigert den Wert einer Immobilie 

nachhaltig und wird durch die wachsenden 

regenerativen Anteile im Strommix sozusagen 

„von alleine“ immer grüner. So emittiert 

eine Wärmepumpe 

bereits heute 

nur halb so viel CO 2 

wie eine Ölheizung, 

2030 werden es nur 

noch 20 % dessen 

sein. Wer noch mehr 

für die Umwelt tun 

will, kann mit einem 

Ökostromtarif heute 

schon vollkommen CO 2 -frei heizen. Oder 

man erzeugt den PV-Strom gleich selber. 

IKZ-ENERGY: Herr Stawiarski, vielen Dank 

für das Gespräch. 

■ 

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FIRMEN & FAKTEN 

Kurz notiert 

ZVEH/ZVEI 

Energieeffizienzpreis 2014 

Preisverleihung 

auf der Light+Building 

Schulmayr & Berchtold aus Dachau (Bayern) und Elektro Hering 

aus Fröndenberg (NRW) – so lauten die Gewinner des Energieeffizienzpreises, 

der erstmals auf der Light+Building 2014 gemeinsam 

von ZVEH und ZVEI verliehen wurde. Die beiden Verbände 

zeichnen damit technisch innovative Projekte von E-Handwerksbetrieben 

im Bereich der Energieeffizienz in Gebäuden aus. Im 

Fokus stehen die Anwendung internationaler Standards für Hausund 

Gebäudesystemtechnik und der Beitrag der Gebäudesteuerung 

zur Energieeffizienz. 

Schulmayr & Berchtold überzeugten in der Kategorie „Wohnbau“, 

indem sie ein Einfamilienhaus im bayerischen Oberachern 

auf den neuesten Stand der Energieeffizienz-Technik brachten. 

Elektro Hering setzte sich in der Kategorie Zweckbau durch: Sie 

automatisierten die Energiesteuerung der Hotelanlage „Große 

Ledder“ und entwickelten ein System, mit dem die Rezeption jederzeit 

den Zimmerstatus über Displays überprüfen kann. Die Sieger 

erhielten jeweils 1000 Euro und einen Siegerpokal. 

Asola hat die allgemeine baurechtliche Zulassung für die Doppelglas- 

Solarmodule erhalten. 

„Die erst kürzlich gezeichneten Aufträge für eine Schwimmbadüberdachung 

und unsere Systemlösungen für Car(ports) und 

Brüstungen erhalten dadurch eine wesentlich leichtere und vor 

allem günstigere Bauabnahme“ so Helmut Teschner, CEO Asola. 

Freute sich über den 

ZVEH/ZVEI-Energieeffizienzpreis: 

Matthias Berchtold 

(Schulmayr & 

Berchtold, 2.v.l.), 

zusammen mit 

Harald Horst (ZVEI, l.), 

Lothar Hellmann 

(ZVEH, M.), 

Dr. Andreas Goerdeler 

(BMWi, 2.v.r.) und 

Maria Hasselman 

(Messe Frankfurt, r.). 

Bild: ZVEH/Schildheuer 

ASOLA TECHNOLOGIE 

Zulassung 

für Doppelglas-Solarmodule 

Das DIBT hat die allgemeine baurechtliche Zulassung für die 

Doppelglas-Solarmodule der Asola erteilt. Mit den Doppelglas- 

Elementen aus der „Asola Vitrum“ Produktfamilie können Anwendungen 

für Überkopfverglasungen, absturzsichernde Verglasungen, 

wie z. B. Balkonverkleidungen und Fassadenelemente, 

entsprechend den vorgeschriebenen Abmessungen, ohne weitere 

Zulassungen realisiert werden. Die unter der Zulassungsnummer 

Z-70.3-203 „Solar-Verbund-Sicherheitsglas“ gelisteten Solarelemente 

bedürfen keiner „Zulassung im Einzelfall“ mehr und bieten 

damit vor allem für Architekten und Fassadenbauer eine deutlich 

leichtere Abwicklung von Solaranwendungen in Gebäuden. 

SMA SOLAR TECHNOLOGY 

Vorstand im Ressort Technology 

erweitert 

Dr.-Ing. Jürgen Reinert zeichnet 

bei SMA seit dem 1. April 

als Vorstand für Technische 

Entwicklung verantwortlich. 

SMA Solar Technology wird das Vorstandsressort Technology 

künftig in die Bereiche Technische Innovation und Technische 

Entwicklung teilen. Der SMA Aufsichtsrat hat in der letzten Sitzung 

den Vertrag des bisherigen Technologievorstands Roland Grebe 

um weitere fünf Jahre verlängert. Roland Grebe wird als Vorstand 

für Technische Innovationen zukünftig die Weiterentwicklung 

der Produktlösungen für Hybrid- und Speicheranwendungen, 

die SMA Smart Home Systemlösungen sowie die Entwicklung technischer 

Lösungen für neue Geschäftsfelder verantworten. Zusätzlich 

wurde Dr.-Ing. Jürgen Reinert ab dem 1. April 2014 als Vorstand 

für Technische Entwicklung 

bestellt. Er wird zukünftig die Entwicklung 

der neuen Produktplattformen 

sowie den Ausbau der weltweiten 

Entwicklungsstandorte von 

SMA verantworten. Der Vorstandsvertrag 

hat eine Laufzeit von fünf 

Jahren. Dr.-Ing. Jürgen Reinert ist 

seit 2011 bei SMA beschäftigt und 

hat als Executive Vice President das 

weltweite Projektgeschäft der Division 

Power Plant Solutions erfolgreich 

ausgebaut. Die neue Produktgeneration 

des Zentral-Wechselrichters 

„Sunny Central“, die noch 

in diesem Jahr in den Markt eingeführt 

wird, wurde unter seiner Leitung 

konzipiert. 



Kurz notiert 

STECA 

Mit Innovationspreis 2014 

ausgezeichnet 

Die Steca Elektronik GmbH erhielt auf dem 29. Symposium für 

Photovoltaische Solarenergie in Bad Staffelstein den Otti-Innovationspreis 

2014 für ihren Dual MPPT Spitzenladeregler „Steca 

Tarom MPPT 6000-M“. Die Innovation überzeugte die Fachjury 

durch ihre herausragenden Vorteile. Mit 3,6 kW eignet sich 

das Gerät für alle Lithium-Ionen-Batterien. Neben den komplexen 

Ladealgorithmen zeichnet sich der Laderegler durch Batterie- 

Diagnosen, einen Langzeit-Datenlogger, Schnittstellen und den 

hohen Wirkungsgrad aus. 

Ausgezeichnet mit dem Otti-Innovationspreis 2014: „Steca Tarom MPPT 

6000-M“. 

+ 

Ausgezeichnete Marken! 

www.rotex.de 

HPU hybrid 

www.ta.co.at 

C.M.I. Control and 

Monitoring Interface 

www.oertli.de GMR 2015 Condens www.rotex.de Kompakt-Klasse 

www.meibes.de 

Condix-Pumpengruppe 

Über den Plus X Award: 

Mit mehr als 130 industrieneutralen Jurymitgliedern aus 32 Nationen, 41 kompetenten Partnern und einem investierten 

Marketingvolumen von über 25 Mio. Euro ist der Plus X Award heute der weltgrößte Innovationspreis für Technologie, 

Sport und Lifestyle. Produkte die über mindestens einen „Plus X“ Faktor verfügen werden mit einem Plus X Award 

Gütesiegel ausgezeichnet. Auszeichnungswürdig sind neu entwickelte und innovative Technologien, außergewöhnliche 

Designs sowie intelligente und einfache Bedienkonzepte. Auch Kriterien wie gute ergonomische und ökologische 

Produkteigenschaften sowie die Verwendung qualitativ hochwertiger Materialien und deren Verarbeitung führen zusätzlich 

zu einem nachhaltigen Erzeugnis von langer Lebensdauer und sind somit ebenfalls auszeichnungswürdig. 

Der Innovationspreis wurde als Projekt zur Stärkung der Marke initiiert und befindet sich 2013 im zehnten Jahr seines 

Bestehens. 

Das PDF der Broschüre finden Sie zum Download unter: 

http://plusxaward.de/downloads/image-broschuere/ 

Möchten Sie mit Ihrer 

Auszeichnung teilnehmen? 

Rufen Sie uns an: Telefon 02931 8900-22


Kurz notiert 

SOLARE DATENSYSTEME 

Verstärkung 

in der Führungsspitze 

Neu bei Solare Datensysteme: 

Marc Woerner und Dr. 

Frank Schlichting. 

Die Eigentümer der Solare Datensysteme 

GmbH Jörg Karwath, Thomas 

Preuhs und Guy Thouin holen 

sich Verstärkung an die Führungsspitze, 

um sich künftig auf die strategische 

und internationale Ausrichtung 

des Marktführers in PV-Anlageüberwachung 

zu konzentrieren. 

Der Ingenieur und Manager Marc 

Woerner übernimmt ab April 2014 

die Geschäftsführung des Unternehmens. 

Er war zuvor in verschiedenen 

leitenden Positionen in mittelständischen 

als auch in Großunternehmen 

tätig. Neben Marc Woerner 

konnte die Solare Datensysteme Dr. 

Frank Schlichting als neuen CTO 

für das Unternehmen gewinnen. 

Mit mehr als 20 Jahren Berufserfahrung 

in der Produktentwicklung 

und Führungspositionen im globalen 

Produkt- und Technologiemanagement 

hat er zum 1. März 2014 

die Rolle von Jörg Karwath übernommen. 

Karwath wechselt im Spätsommer 

für ein Jahr zur Tochtergesellschaft 

in den Bundesstaat Connecticut, 

um für das US PV-Geschäft 

der Solare Datensysteme GmbH spezialisierte 

Produkte zu entwickeln. 

SOLARWATT 

Zulassung 

für Glas-Glas-Solarmodule 

Der Dresdner Solarpionier hat die allgemeine bauaufsichtliche 

Zulassung (AbZ) für seine ungerahmten Glas-Glas-Solarmodule 

erhalten. Die Zulassung wurde durch die Zulassungsstelle des 

Deutschen Instituts für Bautechnik (DIBt) erteilt und bezieht sich 

auf den Modulverbund, der analog dem klassischen Verbundsicherheitsglas 

(VSG) hergestellt wird. Die Zulassung ist vorerst für 

5 Jahre gültig. Die Beurteilungen des DIBt beziehen sich auf die 

Anwendbarkeit des Zulassungsgegenstandes im Hinblick auf die 

bauaufsichtlichen Anforderungen und sind gültig für alle Bundesländer. 

Die geprüften Komponenten gelten nach der Genehmigung 

durch das Berliner Institut als geregelte Bauprodukte im 

Sinne der Landesbauordnung – eine separate Zulassung für den 

privaten oder öffentlichen Bereich ist nicht mehr nötig. Außerdem 

können bauwerksintegrierte PV-Anlagen auf Basis von Solarwatt 

Glas-Glas-Modulen nunmehr mit geregelten und zugelassenen 

Bauprodukten geplant und umgesetzt werden – ein wichtiger 

Solarwatt hat die allgemeine bauaufsichtliche Zulassung für die Glas- 

Glas-Solarmodule erhalten. 

Schritt auf dem Weg des Solarmoduls zum „gewöhnlichen Bauprodukt“. 

Treffend ist daher auch die Benennung des Produktes in der 

„AbZ“ mit der Zulassungsnummer Z-70.3-199, das DIBT spricht von 

„Photovoltaischem Verbund-Sicherheitsglas – PV-VSG“. 

DENA 

Das bringt die neue EnEV 

Seit dem 1. Mai gelten neue Vorgaben für die Energieeffizienz 

von Gebäuden. Mit diesem Datum trat die novellierte Energieeinsparverordnung 

(EnEV 2014) in Kraft, die unter anderem Verbesserungen 

für den Energieausweis vorsieht. Darauf weist die Deutsche 

Energie-Agentur (dena) hin. Die dena dokumentiert die wichtigsten 

Neuerungen: 

Altbauten 

Insgesamt sind für den Gebäudebestand keine wesentlichen Verschärfungen 

der energetischen Anforderungen vorgesehen. Trotzdem 

müssen auch Besitzer von Bestandsgebäuden einige Vorgaben 

beachten. 

1. Austauschpflicht für alte Öl- und Gasheizkessel 

Öl- und Gasheizkessel, die vor 1985 eingebaut wurden, müssen 

ab 2015 außer Betrieb genommen werden. Wurden die entsprechenden 

Heizungsanlagen nach dem 1. Januar 1985 eingebaut, 

müssen sie nach 30 Jahren ersetzt werden. Die EnEV 2014 sieht 

jedoch eine ganze Reihe von Ausnahmen von dieser Regelung 

vor: So sind etwa Niedertemperatur- und Brennwertkessel von 

der Austauschpflicht ausgenommen. Auch Ein- und Zweifamilienhausbesitzer, 

die am Stichtag 1. Februar 2002 in ihrem Haus 

mindestens eine Wohnung selbst genutzt haben, sind von der 

Verpflichtung befreit. Im Falle eines Eigentümerwechsels muss 

der neue Hausbesitzer die Austauschpflicht innerhalb von zwei 

Jahren erfüllen. 

2. Dämmung 

Oberste Geschossdecken, die die Mindestanforderungen für die 

Dämmung nicht erfüllen, müssen bis Ende 2015 nachgerüs tet 

werden. Gemeint sind Decken beheizter Räume, die an ein unbeheiztes 

Dachgeschoss angrenzen. Die Forderung gilt auch 

als erfüllt, wenn das Dach darüber gedämmt ist oder die Mindestanforderungen 

an die Dämmung erfüllt. Ausnahmen gelten, 

wenn die Hausbesitzer zum Stichtag 1. Februar 2002 in ihrem 

Haus mindestens eine Wohnung selbst genutzt haben. Um 

zu klären, ob eine nachträgliche Dämmung nötig ist, ist es ratsam, 

sich an einen Experten zu wenden. Qualifizierte Fachexperten 

findet man in der Energie-Effizienz-Expertenliste unter 

www.energie-effizienz-experten.de. 



Kurz notiert 

Neubauten 

Die EnEV 2014 sieht vor, dass neu gebaute Wohn- und Nichtwohngebäude 

ab 1. Januar 2016 höhere energetische Anforderungen 

erfüllen müssen: Der zulässige Wert für die Gesamtenergieeffizienz 

(Jahres-Primärenergiebedarf) wird um 25 % gesenkt. 

Viele Hausbauer erfüllen schon heute freiwillig ähnlich hohe 

Energieeffizienzstandards, weil sie auf diese Weise ihren Energieverbrauch 

deutlich senken und ihre Heizkosten minimieren. 

Ab 2021 gilt dann für alle Neubauten der von der EU festgelegte 

Niedrigstenergie-Gebäudestandard. Die hierfür gültigen Richtwerte 

sollen bis Ende 2018 veröffentlicht werden. 

Energieausweis und neue Energieeffizienzklassen 

Der Energieausweis für Gebäude wird verbessert. Die energetischen 

Kennwerte werden künftig nicht mehr nur auf einer Skala 

von Grün bis Rot dargestellt, sondern zusätzlich einer von neun 

Effizienzklassen zugeordnet. Ähnlich wie bei der Kennzeichnung 

von Elektro- und Haushaltsgeräten reicht die Skala von A+ (niedriger 

Energiebedarf/-verbrauch) bis H (hoher Energiebedarf/-verbrauch). 

Diese Zuordnung gilt für neu ausgestellte Ausweise. Bereits 

vorliegende Energieausweise ohne Angabe von Effizienzklassen 

behalten ihre Gültigkeit. 

Verkäufer und Vermieter müssen den Energieausweis künftig 

zudem bei der Besichtigung vorlegen. Nach Abschluss des Vertrags 

muss der Ausweis dann unverzüglich an den Käufer bzw. 

Der neue Energieausweis. 

Bild: Techem 

Mieter übergeben werden – zumindest in Kopie. Die wichtigsten 

energetischen Kennwerte aus dem Energieausweis müssen außerdem 

schon in der Immobilienanzeige genannt werden, zum Beispiel 

der Jahres-Endenergiebedarf oder -verbrauch des Gebäudes. 

Wenn ein Energieausweis mit Energieeffizienzklasse vorliegt, 

muss auch die Effizienzklasse angegeben werden. Weitere Informationen 

zur neuen EnEV unter: http://www.zukunft-haus.info/ 

gesetze-studien-verordnungen/enev-enev-historie/enev-2014.html 

■ 

IMPRESSUM 

Magazin für Erneuerbare Energien und Energieeffizienz in Gebäuden 

IKZ-ENERGY erscheint im 8. Jahrgang (2014) 

www.ikz-energy.de · www.strobel-verlag.de 

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STROBEL VERLAG GmbH & Co. KG 

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Herausgeber 

Dipl.-Kfm. Christopher Strobel, Verleger 

Redaktion 

Chefredakteur: 

Hilmar Düppel 

Dipl.-Ing. (Architektur) und Dipl.-Wirt.-Ing. 

IKZ-ENERGY Redaktionsbüro Essen 

Im Natt 22 B, 45141 Essen 

Telefon: 0201 89316 - 60, Telefax: 0201 89316 - 61 

E-Mail: h.dueppel@strobel-verlag.de 

Redakteur: Frank Hartmann 

Redaktions-Sekretariat: Birgit Brosowski 

 

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Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverband Solarwirtschaft 

e.V. (BSW-Solar), Berlin 

Andreas Lücke MA, Hauptgeschäftsführer des Bundesindustrieverband 

Deutschland Haus-, Energie- und Umwelttechnik e.V. (BDH), 

Köln 

Günther Mertz M.A., Geschäftsführer/Managing Director des Fachverband 

Gebäude-Klima e.V. Association for Air-Conditioning and 

Ventilation in Buildings, Bietigheim-Bissingen 

Karl-Heinz Stawiarski, Geschäftsführer des Bundesverband Wärmepumpe 

(BWP) e.V., Berlin 

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Verkaufsleiter: Uwe Derr (verantwortlich) 

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Industrieverbandes Technische Gebäudeausrüstung Rheinland- 

Pfalz / Saarland e. V., des Industrieverbandes Technische Gebäudeausrüstung 

Nordrhein-Westfalen e. V., des VGT – Gesamtverband 

Gebäudetechnik e. V. erhalten die IKZ-ENERGY im Rahmen ihres 

Mitgliedsbeitrages. 

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schriftlich gekündigt werden, außer sie wurden ausdrücklich befristet 

abgeschlossen. Abonnementgebühren werden im Voraus berechnet und 

sind nach Erhalt der Rechnung ohne Abzug zur Zahlung fällig oder sie 

werden per Lastschrift abgebucht. Auslandsabonnements sind zahlbar 

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ISSN 

1864-8355 

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Werbeträgern (IVW) 

Mitglied im Bundesverband Solarwirtschaft BSW-Solar) e.V. 


Power-One. Jetzt mit doppelter Power. 

Power-One agiert nun unter der Marke ABB. Es ändert sich jedoch mehr als nur der 

Name. Einer der innovativsten Wechselrichterhersteller der Welt wird fortan auf die 

technischen und finanziellen Ressourcen eines Fortune 500-Unternehmens zugreifen 

können. Die daraus resultierenden Vorteile für unsere Kunden und die gesamte 

Solarindustrie werden sofort und langfristig spürbar sein. ABB bietet Ihnen jetzt ein 

umfangreiches Portfolio an Solarwechselrichtern für Aufdachanlagen im Wohnbereich, 

Halleninstallationen und Freiland-Kraftwerke. Weitere Informationen finden Sie unter: 

http://www.abb.de/solarinverters

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