Bauwerksintegrierte Photovoltaik: Potenziale der Gebäudehülle nutzen

Angesichts der zunehmenden Relevanz von Nachhaltigkeit und des steigenden Energiebedarfs im Gebäudesektor rückt die aktive Nutzung von Fassadenflächen verstärkt in den Fokus. Bauwerksintegrierte Photovoltaik (BIPV) bietet hier eine technisch und architektonisch anspruchsvolle Lösung: Sie ermöglicht die gleichzeitige Erfüllung bauphysikalischer, gestalterischer und energetischer Anforderungen und nutzt dabei Flächen, die bislang rein passiv waren. Dies eröffnet neue Perspektiven für die Integration von Nachhaltigkeit in die gebaute Umwelt und leistet einen aktiven Beitrag zur Dekarbonisierung des Gebäudesektors.

1 Was ist BIPV?

BIPV-Systeme (Building Integrated Photovoltaics) sind photovoltaisch aktive Bauelemente, die integraler Bestandteil der Gebäudehülle sind. Im Unterschied zu additiv montierten PV-Anlagen (z. B. Aufdachanlagen) ersetzen sie klassische Fassadenbaustoffe und übernehmen bauphysikalische Funktionen wie Witterungsschutz, Wärmeschutz, Schallschutz sowie konstruktive und gestalterische Aufgaben.

Die Integration erfordert eine umfassende Planung und Koordination, da PV-Module bei BIPV-Anwendungen nicht nur als Energieerzeuger betrachtet werden dürfen, sondern auch normativen Anforderungen an Baustoffe, Statik, Brandschutz und Gestaltung unterliegen.

Die vorgehängte hinterlüftete Fassade (VHF) eignet sich aufgrund ihrer modularen Bauweise, der thermischen Trennung sowie der konstruktiven Flexibilität besonders für die Integration von PV-Modulen. PV-aktive Fassadenpaneele bilden hierbei die äußere Bekleidung, ergänzt durch eine Unterkonstruktion aus Metall- oder Holzprofilen, eine Dämmstoffschicht und den Hinterlüftungsraum.

Die Vorteile umfassen:

  • Tauwasser- und Feuchteschutz durch natürliche Luftzirkulation im Hinterlüftungsraum
  • Schnelle und witterungsunabhängige Montage durch Vorfertigung
  • Schallschutzverbesserung von bis zu 18 dB
  • Multifunktionalität: Kombination mit Begrünung oder Speichersystemen möglich
  • Revisionsfreundlichkeit und Austauschbarkeit einzelner Module ohne Beeinträchtigung des Gesamtsystems
Bauwerksintegrierte Photovoltaik: Potenziale der Gebäudehülle nutzen

2 Modultechnologien, Aufbau und Leistung

In BIPV-Anwendungen dominieren Module auf Basis von kristallinem Silizium (c-Si; ca. 95 % Marktanteil), davon rund 85 % monokristallin. Dünnschichtmodule (CIGS, CdTe) werden seltener eingesetzt, bieten jedoch Vorteile bei homogenen Farbflächen und geringem Gewicht. Organische PV-Technologien (OPV) sind ebenfalls am Markt verfügbar, gelten jedoch als Nischenprodukt mit begrenzter Effizienz.

Typische Leistungsdaten (Stand 01/2023):

  • Kristallines Silizium, High Performance: 200 Wp/m²
  • Kristallines Silizium, Standard: 180 Wp/m²
  • CIGS Dünnschicht: 130 Wp/m²

2.1 Modulaufbau von Glas-Glas- oder Glas-Folie-Modulen:

Photovoltaikmodule setzen sich typischerweise aus einer Frontscheibe, einem Rücksubstrat und einer dazwischen eingebetteten, lichtaktiven Zellschicht zusammen. Bei kristallinen Modulen wird diese Zellschicht beidseitig durch Laminatfolien geschützt, während Dünnschichttechnologien in der Regel nur eine Laminatlage benötigen – hier wird das photoaktive Material direkt auf das Glas oder Rücksubstrat aufgetragen. In BIPV-Anwendungen bestehen Front- und Rückseite des Moduls meist aus Glas, was nicht nur die strukturelle Stabilität erhöht, sondern auch die Langlebigkeit unterstützt. Alternativ können in seltenen Fällen Polymerfolien als Rücksubstrat dienen.

Bei Modulen mit Glas-Folie-Aufbau ist häufig ein Aluminiumrahmen notwendig, um die Kanten zu stabilisieren und die Montage zu erleichtern. Glas-Glas-Module hingegen benötigen keinen Rahmen; sie werden typischerweise über rückseitig verklebte Montageschienen (sogenannte Backrails) oder mittels punkt- bzw. linienförmiger Klemmlagerung installiert.

Die Abmessungen der PV-Module orientieren sich an der verwendeten Zelltechnologie und den verfügbaren Fertigungsprozessen. Während bei Dünnschichtmodulen die Breite meist durch die Herstellungsanlage vorgegeben ist, lässt sich die Länge in begrenztem Maß anpassen. Kristalline Module bieten mehr gestalterische Flexibilität, allerdings sind die Solarzellen standardisiert – zum Beispiel im Format 166 × 166 mm (Typ M6). Eine Verbreiterung des Moduls bringt nur dann einen Leistungszuwachs, wenn eine zusätzliche Zelle integriert werden kann. Daher ist eine möglichst flächendeckende Zellbelegung entscheidend für eine hohe Effizienz.

2.2 Gestaltungsoptionen

Die gestalterische Qualität von BIPV ist ein entscheidender Erfolgsfaktor. Es stehen diverse Optionen zur Verfügung:

Das Bedrucken von Frontgläsern mit keramischen Farben – etwa mittels Sieb- oder Digitaldruck – eröffnet vielfältige gestalterische Möglichkeiten und erlaubt eine breite Palette an Farbtönen. Für eine intensive Farbwiedergabe muss jedoch eine ausreichende Farbmenge aufgetragen werden. Dies führt zu erheblichen Leistungsverlusten im Modul, die je nach Farbdeckung zwischen ca. 20 % und 70 % betragen können. Ursache hierfür ist, dass die Farbpigmente nicht nur selektiv Licht reflektieren, sondern auch große Teile des übrigen Sonnenspektrums absorbieren. Besonders kritisch sind helle Farbtöne wie Weiß. Abhängig vom gewählten Verfahren erfolgt der Farbauftrag entweder auf der sonnenzugewandten Seite oder der Rückseite des Glases. Beim Bedrucken der Außenseite ist zudem die Umweltverträglichkeit der Farbstoffe zu gewährleisten.

Eine alternative Technologie stellen Interferenzschichten dar. Sie erzeugen Farbeffekte durch gezielte Lichtreflexion bestimmter Wellenlängen, ohne nennenswerte Absorption. Dadurch entstehen deutlich geringere Leistungsverluste – typischerweise im Bereich von 2 % bis 15 %, abhängig von Farbton und Technologie. Ein Nachteil: Der Farbeindruck variiert je nach Betrachtungswinkel, was bei der architektonischen Planung zu berücksichtigen ist.

Zusätzlich können farbige Einlagen in das Laminat eingebracht werden, um eine farbliche Gestaltung der Module zu erzielen. Dies erfolgt entweder durch eingefärbte Laminatfolien (z. B. POE, EVA) oder durch separate Farbfilme wie PET-Folien. Diese Verfahren bieten eine größere Farbvielfalt als Interferenzschichten, gehen jedoch ebenfalls mit Leistungsverlusten von ca. 10 % bis 50 % einher.

Insgesamt gelten Interferenztechnologien als die effizienteste Variante mit den geringsten Leistungsverlusten, sind jedoch in der Farbauswahl eingeschränkt. Farbige Laminierungen und bedruckte Frontgläser ermöglichen ein breiteres Farbspektrum, verursachen aber deutlich höhere Energieeinbußen.

Ergänzend zur Farbe wirkt auch die Glasoberfläche als gestalterisches Element. Neben klassischen glatten Oberflächen (Floatglas) sind strukturierte Varianten wie Walzglas (mit grober Textur) oder satiniertes Glas (feinmattiert) am Markt etabliert. Diese Oberflächen verringern zugleich die Blendwirkung – ein entscheidender Vorteil bei Anwendungen im städtischen Raum oder in der Nähe von Verkehrswegen.

Architektonisch hochwertige Lösungen setzen eine enge Zusammenarbeit zwischen Fassadenplaner, Modulhersteller und Elektroplaner voraus. Auch objektspezifische Sonderformate wie Passplatten oder individuell designte Module sind realisierbar – unter der Voraussetzung einer wirtschaftlich durchdachten Rasterung.

3 Nachhaltigkeit und Lebenszyklus

PV-Module sind darauf ausgelegt, über mehrere Jahrzehnte hinweg elektrische Energie zu erzeugen – idealerweise im direkten Verbrauch vor Ort. Die für Herstellung, Transport und Montage eingesetzte Primärenergie wird im Betrieb sukzessive durch die erzeugte elektrische Energie kompensiert. Die energetische Amortisationszeit (Energy Payback Time) hängt dabei wesentlich von Faktoren wie Zelltechnologie, geografischem Standort, Anlagenausrichtung und Betriebsdauer ab. Pauschale Aussagen sind deshalb wenig belastbar. Als Richtwert gelten in der Fachliteratur Amortisationszeiten zwischen 1,5 und 3,5 Jahren. Eine objektbezogene Berechnung ist jedoch für belastbare Aussagen erforderlich.

3.1 Rücknahme und Entsorgung

Seit Inkrafttreten des novellierten Elektro- und Elektronikgerätegesetzes (ElektroG) im Jahr 2015 gelten PV-Module als Elektro-Großgeräte mit verpflichtender Rücknahme- und Entsorgungsregelung. Die Rückgabe ist über Sammelstellen der öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger (örE), autorisierte Rücknahmestellen der Hersteller oder beauftragte Drittanbieter möglich. Die Finanzierung erfolgt über gesetzlich geregelte Entsorgungsgebühren, die herstellerseitig entrichtet werden und in der Regel gewichtsabhängig kalkuliert sind.

3.2 Produkt- und Leistungsgarantien

Die Produktgarantie eines Moduls bezieht sich auf die Material- und Verarbeitungsqualität und entspricht häufig der gesetzlichen Gewährleistungsdauer. Hersteller können darüber hinaus eigene, produktspezifische Garantiezeiträume festlegen.

Zusätzlich wird eine Leistungsgarantie gewährt, die den natürlichen Leistungsabfall (Degradation) im Zeitverlauf berücksichtigt. Typischerweise garantieren Hersteller eine maximale jährliche Degradation von ca. 1 % und sichern zu, dass nach 20 Jahren Betriebszeit mindestens 80 % der ursprünglichen Nennleistung erhalten bleiben.

3.3 Lebensdauer von Modulen und Wechselrichtern

Während Wechselrichter typischerweise eine Lebensdauer von etwa 10 bis 15 Jahren aufweisen, erreichen PV-Module deutlich längere Betriebszeiten von über 30 Jahren – abhängig von Qualität, Installation und Betriebsbedingungen. Auch die Qualität der Verschaltung (z. B. String-Design, Modulabstimmung) beeinflusst die Lebensdauer des Gesamtsystems maßgeblich.

3.4 Aufstellung und Belüftung von Wechselrichtern

Für den effizienten Betrieb eines Wechselrichters ist dessen thermische Umgebung entscheidend. Da bei der Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom Abwärme entsteht, muss eine ausreichende Luftzirkulation sichergestellt sein. Wärmestaus senken nicht nur den Wirkungsgrad, sondern beeinträchtigen auch die Lebensdauer des Geräts. Wechselrichter sollten grundsätzlich hängend und gut zugänglich installiert werden. Herstellerspezifische Montagerichtlinien geben Mindestabstände zu anderen Geräten oder Bauteilen vor, die zwingend einzuhalten sind.

4 Architektur

4.1 Geeignete Flächen für BIPV

Das Flächenpotenzial für bauwerksintegrierte Photovoltaik (BIPV) ist enorm – wenn auch stark abhängig vom Betrachtungsmaßstab. Eine Studie des Leibniz-Instituts für ökologische Raumentwicklung beziffert das theoretische Potenzial allein an Gebäudefassaden auf etwa 12.000 km², was einer installierbaren Leistung von rund 2.400 GW entspräche. Im Vergleich dazu nennt das Fraunhofer ISE für technisch realisierbare Flächen (Fassade und Dach) ein Potenzial von etwa 1.400 GW. Auch wenn das wirtschaftlich sinnvoll erschließbare Volumen darunterliegt, verdeutlichen diese Zahlen die große Relevanz von Fassaden als zusätzliche Energiequellen in urbanen Räumen.

Die VHF bietet besonders günstige Voraussetzungen für die Integration von PV-Modulen. Sie erfüllt bauphysikalische Anforderungen, erlaubt konstruktive Flexibilität und kann Photovoltaikelemente nahtlos als äußere Bekleidungsschicht einbinden. In der Praxis sind besonders öffentliche Gebäude, gewerbliche Bauten und mehrgeschossige Wohnhäuser im Neubau prädestiniert für eine wirtschaftliche Umsetzung. Ein klarer Vorteil der VHF liegt in der Kombinierbarkeit mit anderen Bekleidungselementen – etwa durch gezielte Teilbelegung mit PV-Modulen oder durch den Einsatz von Blindelementen an schwer nutzbaren Stellen wie Gebäudeecken, Fensterbereichen oder Balkonzonen.

Eine Vollbelegung opaker Fassadenflächen ist technisch nahezu immer umsetzbar. Aus gestalterischen und wirtschaftlichen Gründen kann jedoch eine gezielte Teilbelegung sinnvoller sein. Der modulare Aufbau der VHF ermöglicht in solchen Fällen einen einfachen Materialwechsel zwischen PV-Modulen und klassischen Fassadenelementen. Wichtig ist dabei, dass die eingesetzten Modulformate möglichst oft wiederholt werden und die Anzahl unterschiedlicher Abmessungen gering bleibt. Viele verschiedene Formate in kleinen Stückzahlen erhöhen die Kosten erheblich. Zusätzliche Preistreiber sind Passfelder, die erst auf der Baustelle aufgemessen und anschließend individuell gefertigt werden müssen.

4.2 Standortfaktoren, Ausrichtung und Verschattung

Im Vergleich zu Dachanlagen unterliegt die Energieausbeute von PV-Fassaden deutlich stärkeren standortspezifischen Einflüssen. Dazu zählen unter anderem Ausrichtung, Gebäudegeometrie, Verschattungssituationen sowie die lokale Solarstrahlung. Die Orientierung der PV-Flächen wird bei BIPV maßgeblich durch die Architektur des Gebäudes vorgegeben – eine ideale Südausrichtung ist daher nicht immer umsetzbar.

Einflussfaktoren im Detail:

  • Sonneneinstrahlung: In Deutschland beträgt die jährliche Globalstrahlung etwa 900–1.200 kWh/m², mit zunehmendem Potenzial von Nord nach Süd.
  • Verschattung: Eigenverschattungen durch Gebäudekubatur sowie Fremdverschattungen durch Bäume, Nachbarbauten oder Anbauten können den Ertrag signifikant reduzieren.
  • Sonnenstand: In den Wintermonaten wirkt sich der tiefere Sonnenstand vorteilhaft auf vertikale Fassadenflächen aus – sie liefern dann teilweise höhere Erträge als geneigte Dachflächen.

Für die Planung bedeutet das: Eine rein auf technische Daten ausgerichtete Modulwahl greift zu kurz. Vielmehr sollte die Modultechnologie an die Umgebungsbedingungen angepasst werden. Einstrahlungs- und Ertragsanalysen helfen dabei, optimale Montagepunkte zu identifizieren und Leistungsverluste zu minimieren.

5 Komponenten einer PV-Anlage

Eine Photovoltaikanlage besteht im Wesentlichen aus zwei Hauptkomponenten: den PV-Modulen, die als Generator Gleichstrom (DC) erzeugen, und einem oder mehreren Wechselrichtern, die diesen in netzkompatiblen Wechselstrom (AC) umwandeln.

Der erzeugte Strom wird in der Regel direkt im Gebäude verbraucht (dezentrale Versorgung). Reicht dieser nicht aus, wird zusätzlicher Strom aus dem Netz bezogen. Wird mehr Strom erzeugt als benötigt, kann der Überschuss gegen eine im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) festgelegte Vergütung ins öffentliche Netz eingespeist werden – dies bezeichnet man als Überschusseinspeisung. Da diese Vergütung meist unter den Strombezugskosten liegt, sollte der Eigenverbrauch möglichst hoch ausfallen. Dies wird bei der Anlagenauslegung entsprechend berücksichtigt.

Zur Erhöhung des Eigenverbrauchs kommen häufig Stromspeicher zum Einsatz. Diese speichern überschüssigen Strom für den späteren Bedarf, etwa in den Abendstunden, und senken so den Netzbezug. Meist handelt es sich um Lithium-Ionen-Akkus, die mit Gleichstrom geladen werden und über einen Hybrid- oder separaten Batteriewechselrichter angeschlossen sind.

Bei einer vollständigen Einspeisung ins Netz – der Volleinspeisung – wird der erzeugte Strom nicht selbst genutzt. Auch hierfür ist eine EEG-Vergütung vorgesehen; ein Stromspeicher ist in diesem Fall jedoch nicht erforderlich.

6 Kabelführung von BIPV

Die Verkabelung der einzelnen PV-Module erfolgt über die Anschlussleitungen und Stecker an den Modulanschlussdosen. Mehrere in Reihe geschaltete Module bilden einen sogenannten String oder Strang. Die Endmodule eines Strings werden über spezielle Solarkabel – in der Regel vom Typ H1Z2Z2-K – mit dem Wechselrichter oder einem Generatoranschlusskasten (GAK) verbunden.

Bei allen Steckverbindungen ist auf die Kompatibilität der Steckverbinder zu achten. Obwohl viele Stecker vom Typ MC-4 mechanisch zueinander passen, sind Kombinationen verschiedener Hersteller meist nicht gemeinsam zertifiziert. Insbesondere bei der letzten Verbindung eines Strings sollte daher geprüft und gegebenenfalls der passende Stecker verwendet werden, um eine normgerechte Verbindung sicherzustellen.

Vor der Installation ist eine Querschnittsberechnung durch einen Fachplaner erforderlich. Die genaue Leitungsführung wird projektbezogen geplant. Dabei ist besonders auf die Minimierung von Leiterschleifen zu achten, um induzierte Spannungen durch Blitzströme zu reduzieren. Als Leiterschleife bezeichnet man die Fläche, die sich durch den räumlichen Abstand zwischen Hin- und Rückleitung eines Strings ergibt – je kleiner diese Fläche, desto geringer die induzierte Spannung. Eine parallele Leitungsführung ist daher anzustreben und muss bei der Planung entsprechend berücksichtigt werden.

Zudem ist die Erdung der Unterkonstruktion durch den Fachplaner zu prüfen und fachgerecht umzusetzen.

7 Blitzschutz

Photovoltaikanlagen sind im Hinblick auf den Blitzschutz so in das Gebäudeschutzkonzept zu integrieren, dass Personen im Gebäude geschützt werden, Brandgefahren durch Funkenbildung vermieden werden und die Gebäudestruktur vor mechanischen Schäden, etwa durch herabfallende Bauteile, bewahrt bleibt. Grundlage für diese Schutzmaßnahmen ist die Norm DIN EN 62305-2, die entsprechende Anforderungen an Planung und Ausführung stellt.

Fassaden können dabei häufig als natürliche Bestandteile des Blitzschutzsystems fungieren und müssen dann die technischen Anforderungen an Fang- und Ableiteinrichtungen erfüllen. Der Blitzschutz der PV-Anlage ist grundsätzlich mit dem Blitzschutzkonzept des Gebäudes abzustimmen, um Konflikte oder Mängel nach der Installation zu vermeiden.

Ist kein Blitzschutzkonzept vorhanden und bestehen weder behördliche noch versicherungstechnische Vorgaben, ist in der Regel kein zusätzlicher äußerer Blitzschutz erforderlich. In diesem Fall genügt es, die Unterkonstruktion der Anlage zu erden und ein Überspannungsschutzgerät (SPD) direkt nach dem Gebäudeeintritt zu installieren, wie in DIN VDE 0185-305-3 Beiblatt 5 empfohlen.

Wenn die Fassade als natürliche Ableitung für Blitzströme genutzt wird, ist auf eine blitzstromtragfähige Verbindung zwischen Fangeinrichtung und Erdung zu achten. Die DC-Leitungen sollten entweder geschirmt oder für die Ableitung von Blitzströmen geeignet sein. Am Wechselrichter muss ein blitzstromfähiger Potenzialausgleich vorgesehen werden, und sämtliche Komponenten der PV-Anlage sind in das Blitzschutzkonzept einzubeziehen. Zudem sollte die Leitungsführung möglichst außerhalb des Gebäudes erfolgen.

 

Fazit/Ausblick

Bauwerksintegrierte Photovoltaik verbindet technische Innovation mit architektonischer Qualität. Als aktives Bauelement der Gebäudehülle erschließt sie wirtschaftlich und ökologisch relevante Potenziale. Für Planer, Investoren und Kommunen eröffnet sich damit ein Weg, gebaute Umwelt funktional weiterzuentwickeln und zur Transformation des Energiesystems beizutragen. Künftig wird sich die Relevanz von BIPV weiter erhöhen – nicht nur als Antwort auf regulatorische Anforderungen, sondern auch als Instrument einer zukunftsweisenden, energieautarken Architektur.

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