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Photovoltaik passend zum Klima

Bewertung verschiedener Modultechnologien für unterschiedliche Standorte liefert überraschende Ergebnisse

Blick auf das Photovoltaik-Testfeld des ZAE Bayern im oberfränkischen Arzberg. Bild: ZAE Bayern

Ausschnitt Kandidatentestfeld: Wie verhalten sich die verschiedenen Modultypen in Abhängigkeit von Klima und Wetter? Ziel von „Smart Grid Solar“ war, die besten Paarungen zu ermitteln. Bild: ZAE Bayern

Im Projekt wurden verschiedene Wetter- und Klimaentwicklungen simuliert. Das Tageswetter wurde in sieben verschiedene Klimatage und mehrere Wolken-Szenarien unterteilt. Bild: Verena Berk, Pixelio

Tabelle 1: Untersuchte Modultechnologien und ihre Parameter. Quelle: ZAE Bayern

Tabelle 2: Wetterklassifizierung. Quelle: ZAE Bayern

* Keine Kategorie des DWD. Sie wurde eingeführt, um alle übrigen Tage einer Kategorie zuordnen zu können.

Tabelle 3: Klassifizierung der Wolkendecke. Quelle: ZAE Bayern

Tabelle 4: Auswertung der ertragsreichsten Modultechnologie je Wetterkategorie. Quelle: ZAE Bayern

(1) Basierend auf Kenntagen des DWD

(2) Basierend auf K-POP-Methode: Koumparou et al.; 31st EUPVSEC, Hamburg, 2015

 

Photovoltaik-(PV)-Module haben je nach Technologie unterschiedliche optische, elektrische und thermische Eigenschaften. Welchen Einfluss die Auswahl von Modultechnologien in Abhängigkeit von Klimabedingungen auf das Ertragsverhalten hat, wurde im Rahmen eines Projekts des Zentrums für angewandte Energieforschung (ZAE Bayern) untersucht.
Standortbedingungen für die Solarstromproduktion können stark voneinander abweichen, z. B. von der Temperatur, den Einstrahlungsverhältnissen, der Art und Häufigkeit von Wolken oder von der Schneelast. Alles das führt zu unterschiedlichsten Erträgen. Es ist leicht vorstellbar, dass die Datenblattwerte von PV-Modulen für Einstrahlung, Lichtspektrum und Modultemperatur für die Auswahl der richtigen Technologie für den jeweiligen Standort allein nicht genügen. Vielmehr müssten alle optischen, elektrischen und thermischen Eigenschaften und ihre Wechselwirkungen im Zusammenspiel mit dem Klima berücksichtigt werden.

Herkömmliche Betrachtungsweise greift zu kurz
Bewertet man die Leistung von Solarmodulen ausschließlich nach den Kriterien, die im Datenblatt aufgeführt sind, dann geschieht dies bekanntlich über die Standard-Testbedingungen für PV-Module (STC-Bedingungen). Aber auch die Messungen bei normaler Zellentemperatur, der Temperaturkoeffizient sowie der Schwachlicht-Wirkungsgrad bei 200 W/m2 geben nur einen unvollständigen Blick auf das Leistungsvermögen von PV-Modulen unter verschiedenen Wetter- und Klimabedingungen wieder. Daher ist eine weitergehende Untersuchung der verschiedensten Modultechnologien unter realen Witterungsbedingungen erforderlich, um die Eignung einer bestimmten PV-Technologie für ein gegebenes Klima beurteilen zu können.

Erster Schritt: Aufbau des Testfelds
Im Projekt „Smart Grid Solar“ wurden auf dem PV-Testfeld des ZAE Bayern in Arzberg unterschiedliche PV-Modultechnologien unter natürlichen Bedingungen betrieben, vermessen und ein Jahr lang hinsichtlich ihres Ertrages analysiert. Auf dem Testfeld kamen verschiedene auf dem Markt erhältliche PV-Module zum Einsatz. Es handelte sich um:

  • Zwei monokristalline Silizium-Module (Mono),
  • Ein monokristallines Silizium-Modul mit rückseitigen Kontakten (Mono RS),
  • Ein polykristallines Silizium-Modul (Poly),
  • Ein polykristallines Silizium-Modul mit pyramidenstrukturiertem Glas (PolyPyr),
  • Ein Dünnschicht-Solarmodul auf Basis von Kuper-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS),
  • Ein Dünnschicht-Modul auf Basis von mikromorphem Silizium (a-Si/μ-Si),
  • Kristallines Silizium mit Dünnschichtpassivierung (HIT).

Mehrere Module der acht Modultypen wurden im Freifeld mit leicht östlicher Ausrichtung (33°) und einem Neigungswinkel von 30° fest montiert.
Die Module mit fester Ausrichtung wurden über identische Wechselrichter an das lokale Niederspannungsnetz angeschlossen. Jedem Wechselrichter wurden dabei zwei Modultechnologien zugewiesen. Die DC-Leistung wurde durch die Wechselrichter auf Nennleistung begrenzt. Lediglich bei den CIGS-Modulen wurden galvanisch getrennte Wechselrichter verwendet, da für diese Technologie aus Sicherheitsgründen eine Erdung erforderlich ist.
Um die Leistung von PV-Modulen unter spezifischen realen Witterungsbedingungen zu bewerten und einzustufen, wurde auf dem Testgelände das Tageswetter in sieben verschiedene Klimatage und mehrere Wolken-Szenarien unterteilt. Diese klimatischen Klassifikationen erfolgten anhand der Definitionen des Deutschen Wetterdienstes (DWD).

Schwachlicht neuralgischer Punkt
Aufgrund ihrer individuellen Technologie ergeben sich für die einzelnen Modultypen bei unterschiedlichen Bedingungen durchaus Unterschiede in den Jahreserträgen. Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass sich die Mono-Module bezüglich ihres Ertrags für fast alle Wetterkategorien als überlegen erwiesen haben. Nur bei hohen Temperaturen dominiert die Heterojunction-Technologie.
Den größten Einfluss auf die Erträge haben Schwachlicht und Temperaturverhalten. Auch wenn man grundsätzlich Unterschiede erwartet hatte, waren die gro­ßen Unterschiede unter Bedingungen mit geringer Einstrahlung sowie die geringe Performance von CIGS-Modulen durchaus überraschend. Gerade CIGS-Modulen wird häufig ein besonders gutes Schwachlichtverhalten unterstellt, dieses konnte in den Arbeiten aber nicht gezeigt werden. Die Untersuchung zeigt, dass siliziumbasierte Modultechnologien unter den ausgewählten Modulen über eine bessere Performance als Dünnschichttechnologien verfügen.
Für jede Kategorie wurden die ertragreichsten bzw. die Technologien mit den geringsten Stromgestehungskosten ermittelt. Die beobachteten Unterschiede sind vor allem auf das Temperatur- (Temperaturkoeffizient) und Schwachlichtverhalten zurückzuführen. In höhergelegenen Gebieten ist zusätzlich das Abrutsch- und Abtauverhalten bzgl. Schneebedeckung entscheidend. Bezüglich der Ertragsstabilität zeigten sich die Module der Technologie CIGS und Mono-Si als am konstantesten.
Die höchsten Degradationsraten wurden für a-Si/μ-Si und Poly-Silizium ermittelt. Bei a-Si/μ-Si traten unter Verschattungen bereits im ersten Jahr deutliche Delaminationen (Schichtablösungen) auf. Sowohl anhand der Testfeldmodule als auch bei einer forcierten Alterung im Feld zeigte sich, dass Module oftmals durch Einmalereignisse beschädigt werden. Die verursachten Schäden weisen jedoch unter moderaten Standortbedingungen nur wenige Veränderungen beim Ertrag auf. Verluste durch Reflexionen waren für alle Technologien vernachlässigbar.

Betrachtung der Jahresausbeuten
Bezüglich des Jahresertrags liegt die Ausbeute der HIT- und Poly-Module nicht wesentlich hinter der Ausbeute der Mono-Module zurück, da die Differenz der Tageserträge relativ gering ist. Die CIGS-Module schneiden dagegen unter fast allen Bedingungen am schlechtesten ab. Das liegt zudem auch daran, dass die Ener­gieverluste der CIGS-Technologie unter kälteren Bedingungen nur geringfügig abnehmen. Die Jahresausbeute der Mono und PolyPyr-Module ist aufgrund der beständig schlechteren Leistung bei Allwetterbedingungen niedriger. Der Jahresertrag des a-Si/μ-Si-Module liegt fast auf dem Niveau der Mono und PolyPyr-Module, fällt aber wegen der schlechteren Ener­gieproduktion an Frosttagen, normalen Tagen und Regentagen zurück.

Unsicherheiten und praktischer Nutzen
Die Genauigkeit der Ergebnisse ist im Wesentlichen durch die der Wechselrichter (3 %) bedingt. Was bedeutet das? Die Ungenauigkeit der Werte des Wechselrichters, d. h. der Leistungen und Ströme, beträgt laut Hersteller 3 %. Somit sind auch die Erträge um 3 % ungenau, da es theoretisch möglich wäre, dass ein Wechselrichter immer 3 % zu viel Leistung misst, was aber natürlich statistisch eher unwahrscheinlich ist.
Eine weitere, jedoch schwer zu quantifizierende Unsicherheit kommt dadurch zustande, dass immer ganze Tage klassifiziert wurden, d. h. ein Regentag vollständig verregnet aber auch größtenteils sonnig sein kann. Bereits eine Stunde Platzregen macht ihn zu einem Regentag. Um diese Unsicherheit zu verringern, hätte man über einen noch längeren Zeitraum messen müssen. Dies hätte dann aber den Nachteil gehabt, dass die Module noch weniger den Stand der Technik widerspiegeln und die Degradation über mehrere Jahre nicht mehr vernachlässigbar wäre.
Der praktische Nutzen liegt darin, dass man nun, experimentell belegt, Aussagen darüber treffen kann, welche Module für welche Bedingungen besonders geeignet sind. Natürlich gilt die Einschränkung, dass die Module den technologischen Stand ihrer Produktion (ca. 2014) widerspiegeln und nur von jeweils einem Hersteller stammen. Die Hypothese, dass sich Module gleicher Technologie und unterschiedlicher Hersteller ähnlich verhalten, gilt es in zukünftigen Arbeiten noch zu überprüfen. Um adäquate Ergebnisse für weitere, künftige Produkte zu erhalten, hält sich der Aufwand im Übrigen in Grenzen. Es müssten lediglich Module beschafft und installiert, die Messergebnisse überwacht und kontrolliert werden. Die angewandte Methodik und Auswertung wäre aber 1 : 1 übertragbar.

Fazit: Ein erstmals beleuchtetes Feld

Die vorgestellte Untersuchung erlaubt, die Leistung verschiedener Modultechnologien unter verschiedenen Realwetterbedingungen zu vergleichen. Zudem verdeutlicht sie die Wechselbeziehung zwischen Klima und den spezifischen Moduleigenschaften. Darüber hinaus können über den entwickelten Ansatz auch die Auswirkungen der Alterung bestimmt werden. Da der Nachweis auf den genauen Einfluss der spezifischen Eigenschaften von Modultechnologien beschränkt ist, sind weitere Forschungsarbeiten erforderlich, um den Einfluss der spektralen Empfindlichkeit, der Temperatureffekte und des Schneeschmelzverhaltens zu quantifizieren.

Autor: Matthias Hüttmann ist Verfasser von Fachbeiträgen, Buchautor sowie Chefredakteur der Zeitschrift Sonnenenergie und Mitglied im Präsidium der Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS).


Hinweis
Der Artikel ist ein Auszug aus dem Beitrag „Technology-specific yield analysis of various photovoltaic module technologies under specific real weather conditions“, erstmals erschienen in „Progress Photovoltaics“ im August 2017 sowie aus dem Smart-Grid-Solar-Bericht „Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt Smart Grid Solar, 10 Fragen 10 Antworten“.

 


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