Winterstrom aus PV in den Alpen : Resultate Davos-Totalp nach einem Jahr Betrieb

Mit dem Wegfall von Strom aus AKW und der Umstellung von Heizungssystemen auf Wärmepumpen wird Winterstrom aus erneuerbaren Energien immer wichtiger. PV-Strom aus den Alpen kann dazu einen wichtigen Beitrag leisten

Winterstrom mit alpiner Photovoltaik : Messergebnisse nach zwei Jahren Versuchsbetrieb

Die alpine Testanlage in Davos Totalp lieferte 2018 und 2019 jeweils bis zu 2000 kWh/kWp bei circa 50 % Winterstromanteil. Dies entspricht gegenüber einer Vergleichsanlage im Mittelland einem Mehrertrag von 100 % über das gesamte Jahr und 350 % im Winterhalbjahr

Photovoltaik Potenzial auf Dachflächen in der Schweiz

Diese Studie im Auftrag von EnergieSchweizDas Potenzial zur Stromproduktion mittels Photovoltaik auf Dächern in der Schweiz wurde in diversen Studien ermittelt. Die Potenzialschätzungen gehen mit 16 bis 53 TWh pro Jahr weit auseinander. Ein Grund für diese grosse Spannweite besteht in unterschiedlichen Annahmen zum für Photovoltaik nutzbaren Anteil der Dachflächen. Die vorliegende Untersuchung ermittelt die für Photovoltaik nutzbaren Flächenanteile auf Schweizer Dächern. Dabei wird zwischen Flach- und Steildächern unterschieden und eine Kategorisierung anhand der Grösse von Dachflächen vorgenommen. Der mittlere für Photovoltaik nutzbare Anteil der Dachflächen wird für jede Kategorie ermittelt. Dazu wird eine randomisierte Stichprobe pro Dach-Kategorie aus dem Datensatz von Sonnendach.ch gezogen. Es werden Dachflächen berücksichtigt die "gut", "sehr gut" oder "hervorragend" geeignet sind (Einstrahlung ≥ 1000 kWh/m2/a). Der Stichprobenumfang richtet sich nach dem Standardfehler des Mittelwerts für den nutzbaren Dachflächenanteil, welcher einen Zielwert von ± 2.5 % pro Kategorie erreichen soll. Von total 644 km2 Dachflächen in der Schweiz eignen sich 440 km2 (68 %) aufgrund der Einstrahlung und ihrer Grösse für Photovoltaik Anlagen. Davon lassen sich 60 % (± 2 % Unsicherheit) der Flächen mit Photovoltaikmodulen belegen. Dies entspricht einer maximalen Modulfläche von 264 km2 (± 9 km2). Der für Photovoltaik nutzbare Dachflächenanteil ist bei Steildächern mit 63 % höher als bei Flachdächern mit 53 %. Abbildung 1 zeigt den mittleren nutzbaren Dachflächenanteil, unterteilt in Flach- und Steildächer sowie verschiedene Dachgrössen. Bei Steildächern zeigt sich generell ein höherer nutzbarer Flächenanteil als bei Flachdächern. Bei einer vollständigen Ausschöpfung des Potenzials würden ca. 95 % der Gebäude in der Schweiz auf mindestens einer Dachfläche über eine PV-Anlage verfügen. Diese komplette Ausschöpfung würde bei heutigem Preisniveau zu Investitionskosten von 83 Milliarden Franken führen, wobei 19 Milliarden Franken durch die Einmalvergütung gefördert würden. Aufgrund der anzunehmenden Kostenreduktion für PVAnlagen in Zukunft werden sich die Investitionskosten jedoch auf ca. 58 Milliarden Franken reduzieren, wovon 13 Milliarden durch die Einmalvergütung gedeckt würde. Die Ausschöpfung des ermittelten Flächenpotenzials wurde an einer zusätzlichen Stichprobe mit 226 Gebäuden ermittelt. Auf diesen Gebäuden wurde zwischen 2017 und 2021 eine PV-Anlage installiert. Diese Untersuchung zeigt, dass durchschnittlich rund die Hälfte der hier ermittelten Flächenpotenziale (49 %) beim Bau von PV-Anlagen ausgeschöpft wurden. Insbesondere bei Gebäuden mit grossen Dachflächen wurde häufig nicht die gesamte Fläche für eine PV-Anlage genutzt. Der Hauptgrund für den Bau kleinerer Anlagen wird in der bisherigen Förderpraxis mit Einmalvergütungen vermutet, welche den Eigenverbrauch von PV-Strom wirtschaftlich attraktiver macht als die Rücklieferung an das Energieversorgungsunternehmen

Photovoltaik Versuchsanlage Davos Totalp Messergebnisse Sommerhalbjahr 2020

Die ZHAW betreibt zusammen mit den Elektrizitätswerken des Kantons Zürich (EKZ) eine Photovoltaik-Versuchsanlage auf der Totalp in Davos. Diese befindet sich auf 2'500 m ü. M. und wurde im Oktober 2017 in Betrieb genommen. Die Anlage ist nach Süden ausgerichtet und verfügt über sechs Anlagensegmente, für welche beliebige Neigungswinkel gewählt werden können. Sie sind momentan zwischen 30° und 90° geneigt. Die Segmente wurden so ausgelegt, dass ein direkter Vergleich von monofazialen und bifazialen Modulen mit jeweils gleichen Anstellwinkeln möglich ist und die Be-schattung der Modulrückseite minimiert wird. Dieser Bericht beschreibt die Resultate der Messdaten für das Sommerhalbjahr 2020 (01. April 2020 bis 30. September 2020). Die höchsten DC-Erträge von 964 kWh/kWp für das Sommerhalbjahr wurden im 70° geneigten Segment mit bifazialen Modulen gemessen. Dies entspricht beinahe dem ge-samten Jahresertrag einer durchschnittlichen PV-Anlage im Mittelland. Bei den 30° geneigten monofazialen Segmenten wurden ebenfalls über 900 kWh/kWp gemessen. Die geringsten Erträge entstanden bei 90° geneigten monofazialen Modulen mit 623 kWh/kWp. Im bifazialen Segment mit 90° Neigung wurde die Produktion um rund 200 kWh/kWp auf 825 kWh/kWp gesteigert. Die Mehrerträge durch den Einsatz von bifazialen Modulen betrugen 24 % bei 70° Modulneigung respektive 33 % bei 90° Modulneigung. Die höchsten monatlichen Mehrerträge entstanden im Juni (35 % bei 70° Neigung und 56 % bei 90° Neigung). Im Allgemeinen werden die bifazialen Mehrerträge durch hohe Sonnenstände und die Schneebedeckung der Umgebung gesteigert. Gegenüber der Vergleichsanlage im Mittelland lieferten, abgesehen vom Segment mit 90° geneigten monofazialen Modulen, alle Segmente der Alpenstrom-Anlage höhere AC-Erträge. Die alpinen Mehrerträge betrugen 8 bis 34 %. Trotz der im Sommer ungünstigen vertikalen Aufständerung, wurden im 90° geneigten monofazialen Segment lediglich 12 % tiefere Erträge gemessen als bei der Vergleichsanlage im Mittelland

Photovoltaik Versuchsanlage Davos Totalp Messergebnisse Winter 2021 / 2022

Die ZHAW betreibt zusammen mit den Elektrizitätswerken des Kantons Zürich (EKZ) eine Photovoltaik-Versuchsanlage auf der Totalp in Davos. Diese befindet sich auf 2'500 m ü. M. und wurde im Oktober 2017 in Betrieb genommen. Die Anlage ist nach Süden ausgerichtet und verfügt über sechs Anlagensegmente, für welche beliebige Neigungswinkel gewählt werden können. Sie sind momentan zwischen 30° und 90° geneigt. Die Segmente wurden so ausgelegt, dass ein direkter Vergleich von monofazialen und bifazialen Modulen mit jeweils gleichen Anstellwinkeln möglich ist und die Beschattung der Modulrückseite minimiert wird. Dieser Bericht beschreibt die Resultate der Messdaten für das Winterhalbjahr 2021 / 2022 (01. Oktober 2021 bis 31. März 2022)

Alpine Photovoltaik Versuchsanlage Davos Totalp : Erkenntnisse aus 5 Jahren Betrieb

Im Gebiet Davos-Parsenn auf 2'500 m.ü.M. betreibt die ZHAW Wädenswil zusammen mit den EKZ und dem SLF/EPFL seit 2017 eine alpine Photovoltaik-Pilotanlage. Die wichtigsten Erkenntnisse aus 5 Jahren Messbetrieb sind: Die Module einer alpinen Solaranlage mit hohem Winterstrom-Anteil sollten möglichst nach Süden ausgerichtet werden. Bei einer Ost-West-Ausrichtung von bifazialen Modulen mit einer hohen Bifazialität lassen sich zwar vergleichbare Jahreserträge wie bei einer Südaufständerung erzielen. Die Ost-West-Aufständerung führt jedoch zu einer Verschiebung der Erträge vom Winter- auf das Sommerhalbjahr. So kann am Standort Totalp mit Ost-/Westausrichtung und Bifazialfaktor 1.0 ein Winterstromertrag von 42 % (gegenüber rund 50 % bei Südausrichtung) erwartet werden. Für alpine Photovoltaik-Anlagen zeigten sich bifaziale Module mit einem Anstellwinkel von 60 bis 90° als die vielversprechendste Variante. Damit werden zeitweise bis zu 60 % Mehrerträge durch die Reflexion von Einstrahlung an schneebedeckter Umgebung erzielt (Anderegg et al., 2020). Zugleich werden Verluste durch die Schneebedeckung von Modulen auf 1-2 % am Jahresertrag minimiert, da der Schnee ungehindert abrut-schen kann. So konnten gegenüber dem Mittelland bis zu doppelt so hohe Jahreserträge und rund 50 % Winterstromanteil gemessen werden. Damit kann im Winterhalbjahr in den Alpen 3.5- bis 4-mal mehr Strom pro Modulfläche produziert werden als im Mittelland. Die höchsten Winterstromerträge von 878 bis 949 kWh/kWp wurden jeweils im Segment mit 90° geneigten bifazialen Modulen gemessen. Ähnlich hohe Erträge lieferten im Winterhalbjahr auch 60 bis 70° geneigte bifaziale Module. Trotz der auf Winterstrom optimierten Auslegung mit hohen Neigungswinkeln zeigen sich auch im Sommerhalbjahr hohe Ertragspotenziale für den alpinen Standort. Im Segment mit 60° geneigten bifazialen Modulen wurde im Kalenderjahr 2021 der bisher höchste spezifische Ertrag von 1977 kWh/kWp gemessen. Mehrerträge durch bifaziale Module hängen vom Neigungswinkel ab und variieren saisonal. Trotz relativ tiefer Bifazialfaktoren bei den verwendeten Modulen (geschätzt 0.6 bis 0.7) wurden Mehrerträge von 20 bis 24 % im Winterhalbjahr und 20 bis 34 % im Sommerhalbjahr gemessen. Im Gegensatz zu Anlagen im Mittelland kommen hohe Modulleistungen > 0.8 W/Wp häufig vor und tragen entsprechend stark zum Jahres- und Winterstromertrag bei. Gründe für die hohen Modulleistungen sind tiefe Temperaturen, die hohe Einstrahlung (u.a. durch Reflexion an der Umgebung) und der Einsatz von bifazialen Modulen. Die Messungen an der Versuchsanlage zeigen, dass Leistungsverhältnisse zwischen Wechselrichter oder Netzeinspeisung und PV-Modulen in der Grössenordnung von 0.8 zu erheblichen Ertragsverlusten durch die Leistungsbegrenzung führen würden. Bis zu einem Leistungsverhältnis von 1.3 sinken die Verluste dagegen auf unter 1 % am saisonalen Ertrag. Abhängig von der Ausrichtung, Neigung und dem Bifazialfaktor der einge-setzten Module wird deshalb ein Verhältnis zwischen Wechselrichter- und PV-Modul-Leistung in der Grössenordnung von 1.1 bis 1.3 empfohlen. Beim Vergleich der Messresultate mit Ertragssimulationen anhand der Wegleitung zur Ertragsberechnung für PV-Grossanlagen vom BFE (Bundesamt für Energie BFE, 2023) mit der Software PVsyst zeigen sich in den letzten fünf Jahren höhere Erträge als die Simulationen erwarten lassen. Bei bifazialen Modulen mit hohem Neigungswinkel werden die Erträge der Simulation vor allem zwischen Februar und Juni unterschätzt. Durch höhere Albedo-Werte (verglichen mit denjenigen aus der Software Meteonorm) lässt sich der Ertrag mit der Simulation im Winterhalbjahr aber sehr genau abbilden. Im Sommerhalbjahr wird der Ertrag in den Simulationen hingegen weiterhin leicht unterschätzt. Im Unterschied zur Versuchsanlage Davos-Totalp werden bei Grossanlagen die Module in hintereinander liegenden Reihen angeordnet. Dies wird den erzielbaren Ertrag beeinflussen. Der Einfluss des Abstandes zwischen den Modulreihen wird derzeit in Abhängigkeit der Hangneigung an einer zusätzlichen Pilotanlage auf Davos-Totalp gemessen. Ergebnisse werden im Frühling/Sommer 2024 veröffentlicht

Photovoltaik Versuchsanlage Davos Totalp Messergebnisse Winterhalbjahr 2019/2020

Die ZHAW betreibt zusammen mit den Elektrizitätswerken des Kantons Zürich (EKZ) eine Photovoltaik-Versuchsanlage auf der Totalp in Davos. Diese befindet sich auf 2'500 m ü. M. und wurde im Jahr 2017 in Betrieb genommen. Die Anlage ist nach Süden ausgerichtet und verfügt über sechs Anlagensegmente, für welche beliebige Neigungswinkel gewählt werden können. Sie sind momentan zwischen 30° und 90° geneigt. Die Segmente wurden so ausgelegt, dass ein direkter Vergleich von monofazialen und bifazialen Modulen mit jeweils gleichen Anstellwinkeln möglich ist und die Beschattung der Modulrückseite minimiert wird. Dieser Bericht beschreibt die Resultate der Messdaten für das Winterhalbjahr 2019/2020 (Anfang Oktober 2019 bis Ende März 2020)

Messergebnisse Juni 2018 bis Mai 2019 Versuchsanlage Totalp

Die ZHAW betreibt eine Photovoltaik-Versuchsanlage auf der Totalp in Davos. Diese befindet sich auf 2'500 m.ü.M. und wurde im Jahr 2017 in Betrieb genommen. Die Anlage ist nach Süden ausgerichtet und verfügt über sechs Anlagensegmente, für welche beliebige Neigungswinkel gewählt werden können. Sie sind momentan zwischen 30° und 90° geneigt. Die Segmente wurden so ausgelegt, dass ein direkter Vergleich von monofazialen und bifazialen Modulen mit jeweils gleichem Anstellwinkel möglich ist. Über ein gesamtes Jahr zwischen Juni 2018 und Mai 2019 zeigen die Messergebnisse, dass die Anlage wesentlich mehr Energie erzeugen kann als übliche Anlagen im Mittelland. Die Erträge vor Ort sowie deren saisonale Verteilung unterschieden sich aufgrund der Anstellwinkel und der Modultechnologien (monofazial, bifazial, rahmenlos und mit Rahmen) teilweise drastisch. Die höchsten Energieerträge können für den Messzeitraum in den bifazialen Anlagensegmenten ausgemacht werden. Die Energieproduktion lag gleichstromseitig zwischen 1869 kWh/kWp (70° bifazial) und 1726 kWh/kWp (90° bifazial) für die ertragsstärksten Segmente und 1379 kWh/kWp (90° monofazial) beim ertragsschwächsten Segment. Im Vergleich zu einer typischen Mittellandanlage mit einem durchschnittlichen AC-Ertrag von 975 kWh/kWp konnte die Energieproduktion im besten Fall beinahe verdoppelt werden. In Bezug auf die saisonale Verteilung zeigt sich der Anteil des Winterstroms an der Gesamtstromproduktion besonders vorteilhaft. Während der Anteil im Winterhalbjahr bei 30° Modulneigung und monofazialen Modulen im Messzeitraum bei 42% liegt, können bei Modulneigungen ab 70° mehr als 50% der Energie im Winterhalbjahr produziert werden. Der höchste Winterstromanteil besteht bei 90° geneigten monofazialen Modulen mit 56%. Den höchsten absoluten Ertrag im Winterhalbjahr verzeichnen mit 937 kWh/kWp die bifazialen Module mit 70° Neigung, was beinahe der Ertragserwartung einer Mittellandanlage für das gesamte Jahr entspricht. Durch eine Gegenüberstellung zweier Zeiträume mit identischer Sonnenbahn, wobei zu einem der Zeiträume eine Schneebedeckung der Umgebung herrschte und während dem anderen nicht, kann aufgezeigt werden, dass die Schneebedeckung während dieser Zeiträume zu Mehrerträgen von 3 bis 47% führte. Die höchsten Mehrerträge können bei steil geneigten, bifazialen Modulen gemessen werden, sodass bei 90° Neigung und bifazialen Modulen ein Mehrertrag von 47% entsteht, respektive 32% bei 70° mit bifazialen Modulen. Zwei Segmente mit gleicher Modulneigung (30°), aber unterschiedlichem Modultyp, können während sieben Monaten miteinander verglichen werden. Die Modultypen unterscheiden sich lediglich in Bezug auf die Ausführung mit Rahmen oder als rahmenlose Glas-Glas-Varianten. Die Variante mit Glas-Glas-Ausführung führt zu geringeren Jahreserträgen. Ein Grund dafür ist das veränderte Abrutschverhalten von Schnee aufgrund von Lücken zwischen den Modulen. Des Weiteren lassen die Auswertungen vermuten, dass das dickere Frontglas der Glas-verbundmodule die Reflexion der Solarstrahlung steigert, wobei dieser Effekt bei flachen Einstrahlungswinkeln und hohem Diffusstrahlungsanteil vermehrt auftritt. Die Ertragsverluste durch Schneebedeckung betragen für den Messzeitraum zwischen 1.5 und 6.5% des effektiv gemessenen Jahresertrags. Diese vergleichsweise geringen Verluste, trotz einem schneereichen Winter 2018/2019, kommen durch das Montagesystem und die steile Aufständerung der Module zustande. Durch die Montage der Module mehrere Meter über dem Boden kann der Schnee ungehindert abrutschen und ist zudem dem Wind ausgesetzt. Im Gegensatz zu Dach-Anlagen kann eine Ansammlung von Schnee im unteren Bereich der Modulsegmente umgangen werden

Das Schweizer Solarstrompotenzial auf Dächern

Zusatzinformationen zu den untersuchten Dachbelegungen sind auf der Webseite der Forschungsgruppe Erneuerbare Energien verfügbar. https://www.zhaw.ch/de/lsfm/institute-zentren/iunr/ecological-engineering/erneuerbare-energien/solarenergie/photovoltaik-solarstrompotenzial-auf-daechern-schweizDas Bundesamt für Energie (BFE) schätzt das Produktionspotenzial von Photovoltaikanlagen auf Dächern schweizweit auf 50 TWh pro Jahr (BFE, 2018). Dabei stützt es sich auf die Berechnungen einer Studie von Portmann et al. (2019), welche auf Daten von Sonnendach.ch basiert. Mehrere andere Studien errechneten jedoch ein deutlich tieferes Potenzial zwischen 16.3 und 24.6 TWh pro Jahr (Assouline et al., 2018; Walch et al., 2020). Der Hauptgrund für die Abweichung wird in der unterschiedlichen Schätzung der zur PV-Produktion nutzbaren Dachfläche vermutet (Walch et al., 2019). In dieser Analyse werden deshalb anhand der manuellen Modulbelegung der Dächer von 99 zufällig ausgewählten Gebäuden mit insgesamt 690 Teildachflächen aus zwei Quartieren im Kanton Zürich sogenannte Reduktionsfaktoren bestimmt. Ein Reduktionsfaktor entspricht dem Anteil der installierbaren PV-Modulfläche an der gesamten Dachfläche. Wir berücksichtigen dabei sowohl technische als auch gewisse ökonomische und soziale bzw. ästhetische Randbedingungen. So werden Dachflächen, welche kleiner als 10 m² sind oder eine mittlere jährliche Sonneneinstrahlung von unter 1000 kWh/m² haben, als ökonomisch ungeeignet erachtet. Dies entspricht dem Vorgehen von Sonnendach.ch zur Bestimmung der kommunalen PV-Potentiale auf Dächern. Zudem wurden in unserer Analyse Teilflächen mit weniger als drei aneinander angrenzenden PV-Modulen aus ästhetischen Gründen ausgeschlossen. Es zeigte sich, dass der Reduktionsfaktor nur von der Dachart (Flach- oder Schrägdach) und nicht von der Gebäudeart (Unterteilung in Mehrfamilienhäuser oder andere Gebäude) abhängt. Bezieht man den Reduktionsfaktor auf das oben erwähnte ökonomische Potential (gut, sehr gut und ausgezeichnet geeignete Dachflächen gemäss Sonnendach.ch mit einer Fläche von mindestens 10m²), so beträgt der Reduktionsfaktor, das heisst das Verhältnis der für PV-Module ausnutzbaren Fläche und der ökonomisch geeigneten Dachfläche 39 % bei Flachdächern und 56 % bei Schrägdächern. Gewichtet man diese beiden Prozentwerte mit den jeweiligen Anteilen der ökonomisch geeigneten Flach- bzw. Schrägdach-Flächen gemäss Sonnendach.ch in der gesamten Schweiz, so ergibt sich ein gemittelter Reduktionsfaktor von 50 %. Zur Abschätzung eines akkuraten Reduktionsfaktors erwies sich eine Stichprobengrösse von 120 verschiedenen Dachflächen als ausreichend. Basierend auf den Rohdaten von Sonnendach.ch und den von uns ermittelten Reduktionsfaktoren wurde eine für PV-Anlagen in der Schweiz verfügbare Dachfläche von 231 km² ermittelt. Mit einem durchschnittlichen Modulwirkungsgrad von 17 % entspricht dies einem Potenzial von 38.8 TWh pro Jahr. Dabei stellt der durchschnittliche Modulwirkungsgrad aller installierten PV-Anlagen eine Unsicherheit dar, welche in den bisherigen Potenzialabschätzungen meist nicht thematisiert wurde. Wird der durchschnittliche Modulwirkungsgrad zum Beispiel von 17 % auf 20 % erhöht, so erhöht sich das Potenzial entsprechend auf 45.6 TWh pro Jahr. Im Vergleich mit dem BFE sind unsere Potential-Schätzungen für PV-Strom auf Dächern somit je nach eingesetztem Modul-Wirkungsgrad um 22 % bzw. 9 % tiefer

Potenzialabschätzungen für Agri-PV in der Schweizer Landwirtschaft

Unter Agri-Photovoltaik (Agri-PV) wird die Doppelnutzung von Flächen für landwirtschaftliche Zwecke sowie die Energieproduktion mit Photovoltaik verstanden. Da sich Agri-PV-Anlagen typischerweise ausserhalb der Bauzonen befinden, werden Bewilligungen zu deren Bau nur erteilt, wenn sie standort-gebunden sind (sich unter anderem in wenig empfindlichen Gebieten befinden) und Vorteile für die landwirtschaftliche Produktion erbringen bzw. der wissenschaftlichen Forschung dienen. Die vorliegende Untersuchung quantifiziert das Potenzial zur Stromproduktion von Agri-PV in der Schweiz unter Berücksichtigung der vorhandenen landwirtschaftlichen Nutzflächen. Es werden nur Flächen berücksichtigt, die sich in einem Puffer von 1000 m um Bauzonen befinden. Flächen, die sich mit nationalen Schutzinteressen überschneiden, werden ausgeschlossen. Dies gilt auch für Sömmerungs- und Biodiversitätsförderflächen sowie für Flächen mit einer horizontalen Einstrahlung unter 1000 kWh/m2/a. Die verbleibenden Flächen werden anschliessend anhand der darauf angebauten Kultur in die drei Kulturgruppen «Offene Ackerflächen», «Dauerkulturen» und «Dauergrünland» eingeteilt. Pro Kulturgruppe wird eine typische Agri-PV Referenzanlage definiert und deren Stromertrag berechnet. Aufgrund fehlender praktischer Erfahrungen in der Schweiz bezüglich des Nutzens von Agri-PV für die landwirtschaftliche Produktion wurden nur wenige Einschränkungen bezüglich der Art der Kulturen gemacht, die auf landwirtschaftlichen Nutzflächen in Kombination mit PV-Anlagen angebaut werden können. Das berechnete Potenzial stellt daher ein theoretisches Maximalpotenzial dar, während das praktische Potenzial deutlich geringer sein kann. Die Auswirkungen auf die Landwirtschaft sollten in den nächsten Jahren durch entsprechende Forschung in der Schweiz nachgewiesen werden. Für Agri-PV in der Schweiz wurde ein theoretisches Gesamtpotenzial von 323 TWh/a berechnet. Das Potenzial verteilt sich über eine Fläche von 583'499 ha und umfasst damit 56 % der im Jahr 2022 vorhandenen landwirtschaftlichen Nutzflächen (ohne Sömmerungsflächen) in der Schweiz. Wird eine Distanz von maximal 300 m zu einem Einspeisepunkt für den Strom berücksichtigt, so reduziert sich das theoretische Potenzial auf 113 TWh pro Jahr (204’029 ha). Der grösste Teil des Potenzials mit maximal 300 m Distanz vom Einspeisepunkt liegt auf offenen Ackerflächen mit 92.2 TWh/a. Im Dauergrünland beträgt dieses Potenzial 17.8 TWh/a, bei den Dauerkulturen sind es 3 TWh/a. Bei Dauerkulturen haben Flächen mit Rebbau den grössten Anteil am Potenzial, gefolgt von Obstplantagen (Äpfel, Steinobst, Birnen). Die geografische Verteilung zeigt eine Konzentration der Potenziale auf das Mittelland, insbesondere in den Kantonen Bern, Waadt und Freiburg. Der durchschnittliche spezifische Jahresertrag beträgt 1194 kWh/kWp. Im Winterhalbjahr wird durch-schnittlich 29 % des Jahresertrages produziert. Der durchschnittliche spezifische Winterstromertrag der Agri-PV liegt somit etwa um einen Drittel höher als der durchschnittliche spezifische Winter-stromertrag von PV-Anlagen auf Dachflächen. Agri-PV Anlagen sind nicht als Ersatz, sondern als Ergänzung zu PV-Anlagen auf Dachflächen und auf anderen bestehenden Infrastrukturen zu sehen. Aufgrund der höheren spezifischen Produktion im Winter und der Synergieeffekte mit der landwirtschaftlichen Produktion erscheinen Agri-PV-Anlagen als sinnvolle Erweiterung. Für 1 MWp Referenzanlagen wurden ausserdem die Stromgestehungskosten berechnet. Dabei wurden die Investitions- und Betriebskosten (inkl. Netzanschluss), ein kalkulatorischer Zins von 2 %, sowie Förderbeiträge der GREIV im Jahr 2022 berücksichtigt. Die Gestehungskosten liegen für Anlagen im Dauergrünland aufgrund der einfachen Anlagenkonstruktion mit 6.0 Rp./kWh am tiefsten. Auf Ackerkulturen ist mit 7.8 Rp./kWh zu rechnen, bei Dauerkulturen mit 8.4 Rp./kWh. Insbesondere die aufwändigere Konstruktion erhöht bei Anlagen über Acker- und Dauerkulturen die Investitionskosten, womit höhere Gestehungskosten einhergehen. Bei einer angenommenen jährlichen Stromproduktion von 7 bis 8 TWh durch Agri-PV (entspricht ca. 10% des erwarteten Strombedarfs im Jahr 2050) wären je nach gewählten Kulturen 1 bis 2 % der landwirtschaftlichen Nutzfläche der Schweiz betroffen. Diese Flächen wären keineswegs verloren, sondern könnten weiterhin landwirtschaftlich genutzt werden und zusätzlich von den Synergien der Agri-PV profitieren