Alles rausholen? Von Jochen Siemer

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1 Alles rausholen? Von Jochen Siemer Technisch gesehen gibt es viele Möglichkeiten der Ertragsoptimierung, doch nicht alles lohnt sich Bei jeder Art von Optimierung gibt es zwei Varianten: die technisch mögliche und die wirtschaftlich sinnvolle. Um das eine vom anderen zu unterscheiden, muss man erstens wissen, welche Erwartungen an den Solarstromertrag überhaupt realistisch sind. Und zweitens, um wie viel er sich durch einige Kniffe steigern lässt. Wie so vieles im Leben ist die Optimierung eines Solarstromsystems am Ende ein Rechenexempel zumindest dann, wenn diese Aufgabe nicht rein technisch, sondern betriebswirtschaftlich betrachtet wird; und genau dies tun wohl 99 Prozent aller Anlagenbetreiber. Aufgabenstellung: Wie viel darf eine Maßnahme zur Ertragssteigerung kosten, damit die damit zusätzlich erzeugten Kilowattstunden den Mehraufwand wieder einspielen? Und wie so oft im Leben lautet auch hier die Antwort: Es kommt darauf an. Auf das Wetter beispielsweise, das je nach Standort sehr unterschiedliche Voraussetzungen schafft und sich außerdem für die 20 Jahre Laufzeit einer Anlage nicht vorhersagen lässt. Und natürlich darauf, wie zuverlässig die ertragssteigernde Maßnahme wirkt. Bei manchen Tricks zum Anlagentuning gibt es gesicherte Erfahrungen, bei anderen nur jede Menge Mund-zu-Mund-Propaganda, Faustformeln und deftige Werbesprüche. Doch lässt sich durchaus ein Katalog von bewährten Mitteln zusammenstellen, mit denen gleich bei Beginn der Planung die Weichen in Richtung guter Erträge gestellt werden. Und es gibt auch solche, die bereits laufende Systeme ein wenig auf Trab bringen. Welche davon man tatsächlich umsetzt, hängt nicht zuletzt vom Charakter des Anlagenbetreibers selbst ab: Es gibt Enthusiasten, denen es im Rahmen ihrer finanziellen Möglichkeiten einzig und allein darauf ankommt, die Ziffern auf dem Einspeisezähler nach oben zu treiben. Sie können rundweg alles in Betracht ziehen, was auf diesen Seiten vorgeschlagen wird. Alle anderen sollten zunächst den Taschenrechner bemühen, bevor sie sich für Leistungsoptimierer, dickere Kabel oder das allerneueste Wechselrichtermodell entscheiden. Ertrag ist nicht gleich Ertrag Aktuell könnte die Kalkulation grob überschlägig betrachtet dann so aussehen: Bei einer derzeitigen Einspeisevergütung von 27,84 Cent für Anlagen bis 30 Kilowatt Leistung und einer gewünschten Rendite von beispielsweise sechs Prozent auf das eingesetzte Kapital sowie einem Jahresertrag von 800 Kilowattstunden je Kilowatt installierter Leistung darf die Anlage nicht mehr als Euro je Kilowatt kosten. Gelingt es dagegen, den Jahresertrag um fünf Prozent auf 840 Kilowattstunden zu steigern, dann liegt der obere Wert bei gut Euro. Mit anderen Worten: Rund 110 Euro je Kilowatt stehen für die Optimierung zur Verfügung, damit sie sich finanziell wunschgemäß rechnet. Wer hingegen schon 900 Kilowattstunden Jahresertrag erzielt, kommt selbst bei rund Euro auf seine sechs Prozent Rendite. Eine Ertragssteigerung um fünf Prozent, also auf 945 Kilowattstunden je Kilowatt, darf in diesem Fall ungefähr 125 Euro kosten. Fünf Prozent von 900 sind nun einmal mehr als fünf Prozent von 800; entsprechend höher ist der durch die Einspeisevergütung erzielte Geldbetrag und damit das Budget für die Anlagenoptimierung. Noch einfacher lässt sich das Ganze natürlich in die andere Richtung berechnen, also ausgehend von gleich hohen Investitionskosten für unterschiedlich ertragsstarke Anlagen: Wenn die eine fünf Prozent weniger erzielt als die andere, ergibt sich über 20 Jahre

2 Laufzeit ein kompletter Jahresertrag als Differenz. Und hier kommt es dann darauf an, wann die Anlage ans Netz gegangen ist: Ein Jahresertrag zum Vergütungssatz von 2004 (57,4 Cent je Kilowattstunde) ist doppelt so hoch wie für Anlagen, die 2011 in Betrieb genommen wurden. Es lohnt sich also, auch über anscheinend kleine Verbesserungen nachzudenken, damit eine Photovoltaikanlage gute Erträge bringt. Allerdings muss vor Beginn solcher Überlegungen zunächst grundsätzlich geklärt werden: Was ist eigentlich ein»guter«ertrag? Vorsicht bei Vergleichen Üblicherweise wird dies in Kilowattstunden je Kilowatt installierter Leistung angegeben, und das ist bereits ebenso unfair wie unklar. Standort: Denn natürlich darf man von einer Anlage an einem Plätzchen, das von der Sonne mit jährlich Kilowattstunden Energie je Quadratmeter beliefert wird, mehr erwarten als in einer schattigen Ecke mit nur knapp Kilowattstunden. Dies war im letzten Jahr ungefähr das Spektrum zwischen den besten und schlechtesten Standorten in Deutschland. Für eine Anlage an einem guten Standort sind somit rund 20 Prozent mehr Ertrag zu erwarten als für eine qualitativ gleichwertige an einem schlechten. Eine noch größere Rolle spielt die Ausrichtung und Neigung der Module: In unseren Breiten sind zwischen Südwest und Südost bei Neigungen bis 30 Grad die besten Erträge drin. Ost- und Westdächer erhalten übers Jahr ungefähr 15 bis 20 Prozent weniger Einstrahlung, Norddächer hingegen nicht einmal halb so viel wie ein Süddach. Horizontal montierte Module hingegen sind kaum schlechter dran als solche in Ost- oder Westrichtung. Die mit verschiedenen Kombinationen von geografischem Standort, Ausrichtung und Neigung erzielbaren Variationen sind nahezu unbegrenzt und ohne ein Simulationsprogramm nur sehr grob abschätzbar. Überdies ist der Begriff»Modulleistung«nicht klar definiert. Erfreulicherweise liefern immer mehr Modulhersteller ihre Produkte mit Plustoleranzen aus, ein 100-Watt-Modul leistet deshalb mindestens 100 Watt. Normalerweise liegt die so genannte Flasherleistung, also die im Werk für jedes Modul einzeln gemessene Leistung, um zwei bis fünf Prozent darüber; die Serienproduktion exakt gleich starker Module ist nämlich technisch nicht möglich. Wenn in einem solchen Fall der Anlagenertrag in Bezug auf die Nennleistung und nicht auf die Flasherleistung ermittelt wird, liegt die Bezugsgröße also bereits zu niedrig und der spezifische Ertrag damit höher, als er tatsächlich ist. Für den Vergleich zweier Anlagen ist deshalb die Größe»Kilowattstunden je Kilowatt«ein unpräzises Maß. Trotzdem wird es regelmäßig verwendet, denn um die tatsächliche Qualitätskennzahl zu ermitteln, die»performance ratio«, fehlt in den meisten Fällen die Ausrüstung. Die ideale Anlage Das ideale Solarmodul mit 100 Prozent Wirkungsgrad würde aus der verfügbaren Energiemenge einen ebenso hohen Ertrag erwirtschaften. Die real existierenden Module sind davon mit Wirkungsgraden zwischen sieben und ungefähr 20 Prozent bekanntlich weit entfernt. Weil aber ihre Nennleistung unter so genannten Standardtestbedingungen stets bei Watt Einstrahlung je Quadratmeter (wie unpraktischen 25 Grad Tempratur, wo real leistungssenkend oft Grad entstehen können/ TBK) gemessen wird, ergibt sich unabhängig von der tatsächlich benötigten Fläche ein lineares Verhältnis zwischen Generatornennleistung und der an einem realen Anlagenstandort auftreffenden Sonneneinstrahlung: Haben die Solarmodule beispielsweise 15 Prozent Wirkungsgrad, benötigt man 6,6 Quadratmeter Modulfläche für ein Kilowatt Nennleistung, haben sie zehn Prozent Wirkungsgrad, sind es eben zehn Quadratmeter. Um Unterschiede bei der Ausrichtung und Neigung der Module auszugleichen, wird die Einstrahlung dabei nicht in

3 der Horizontalen, sondern in Modulebene gemessen. Die Performance ratio einer Photovoltaikanlage ist, etwas verkürzt ausgedrückt, das Verhältnis der ins Stromnetz eingespeisten zu der auf Modulebene eingestrahlten Energiemenge aber eben nicht bezogen auf den Quadratmeter Fläche, sondern auf ein Kilowatt installierter Leistung. Die tatsächliche Generatorfläche und der Modulwirkungsgrad werden somit aus der Rechnung herausgekürzt: Anlagen, in denen Dünnschichtmodule mit sieben Prozent Wirkungsgrad verbaut sind, können die gleiche Performance ratio erzielen wie solche mit monokristallinen Modulen und 20 Prozent Wirkungsgrad. In jedem Fall würde ein System mit 100 Prozent Performance ratio Watt Modulnennleistung bei entsprechender Einstrahlung Watt je Quadratmeter in Watt Anlagenleistung konvertieren. Das, was an den idealtypischen 100 Prozent fehlt, ist das Optimierungspotenzial: zu klein dimensionierte Gleich- und Wechselstromkabel (siehe Seite 112); Verluste im oder am Modul, beispielsweise durch falsche Verschaltung in den einzelnen Strings (siehe Seite 114); Teilverschattungen (siehe Seite 116); Fehlanpassungen des Wechselrichters oder einfach ein veraltetes Modell mit schlechtem Wirkungsgrad (siehe Seite 118). Gegen all diese Kalamitäten gibt es probate Mittel. Manche sind recht einfach und preiswert, andere hingegen nur für viel Geld zu haben. Das beste und normalerweise preiswerteste Rezept ist natürlich eine gründliche und an den jeweiligen Standort angepasste Planung. Und wegen der vielen Unwägbarkeiten bei der Ermittlung des Anlagenertrags gibt es noch etwas, das stets beherzigt werden sollte: Wenn die eigene Anlage jährlich 900 Kilowattstunden je Kilowatt installierter Leistung liefert, die des Nachbarn aber 950, dann sollte zunächst geprüft werden, ob den beiden Zahlen schlicht unterschiedliche Ausgangsdaten zu Grunde liegen. Danach kann man immer noch den Installateur anrufen und zur Nachbesserung auffordern. BOX Wichtigster Faktor: der Standort Für den Ertrag von Solarstromanlagen ist die verfügbare Einstrahlung in Kombination mit Ausrichtung und Modulneigung ein wichtiger Faktor, wie diese Auswertung von zehn Beispielanlagen aus dem PHOTON Control-Messnetz (Aachen) zeigt. All diese Anlagen werden anhand von Sekundenwerten der montierten Solarstrahlungssensoren akribisch überwacht. Daneben gelten aber auch hier die im Artikel beschriebenen Unsicherheiten bezüglich der Ertragsermittlung. Die Globalstrahlung im Jahr 2010 lag im Landesdurchschnitt um 3,2 Prozent über den langjährigen Durchschnittswerten; die Maximalwerte des Jahres lagen (im Süden von Baden-Württemberg und Bayern) bei rund Kilowattstunden je Quadratmeter, also noch ein gutes Stück über den Höchstwerten der PHOTON Control-Anlagen. Dort wären dann auch Erträge über Kilowattstunden je Kilowatt möglich gewesen. Tabelle nur im Heft anzeigbar. /TBK PHOTON Juli, Seite 108

4 Kabel: Möglicher Engpass von Jochen Siemer Die hohen Spannungen und entsprechend kleinen Ströme moderner Solarstromanlagen helfen, die in der Verkabelung entstehenden Leistungsverluste zu begrenzen. Trotzdem darf man diesen Punkt bei der Optimierung des Systems nicht außer Acht lassen. Viel hilft viel. Dieses oft bemühte Prinzip gilt auch für die Verkabelung einer Solarstromanlage: Je dicker der Draht, desto geringer sein elektrischer Widerstand und damit die Leistungsverluste auf dem Weg vom Modul zum Wechselrichter und von dort zum Zähler. Viel kostet aber auch viel, denn Kupfer ist ein begrenzt vorhandener Rohstoff. Die Ermittlung des optimalen Kabelquerschnitts ist deshalb eine Wissenschaft für sich. Der Widerstand eines Leiters erhöht sich mit der Höhe des fließenden Stroms exponentiell, eine Verdopplung des Stroms bewirkt somit eine Vervierfachung der Verluste. Die anliegende Spannung ist dabei irrelevant, auf Umwegen aber doch von Bedeutung. Denn weil die elektrische Leistung das Produkt von Strom und Spannung ist, hilft eine hohe Voltzahl bei der Reduzierung der erforderlichen Ströme. Grundlage für die Planung des optimalen Kabelquerschnitts ist deshalb der Nennstrom der Solarmodule. Nur wird dieser bei Standardtestbedingungen gemessen, die im Betriebsalltag einer Photovoltaikanlage sehr selten auftreten. Der Wert wechselt ständig in Abhängigkeit von dem durch den Wechselrichter eingestellten Punkt der maximalen Leistung (MPP, Maximum Power Point), also dem für die gerade anliegende Einstrahlung besten Verhältnis von Strom und Spannung. Das PHOTON-Labor hat deshalb bereits vor zwei Jahren die Häufigkeitsverteilung der unterschiedlichen Ströme auf seinem Aachener Modulteststand ermittelt und auf dieser Grundlage eine Tabelle zum optimalen Verhältnis von Kabelquerschnitt und Leitungslängen erstellt. In der Tendenz bestätigt natürlich auch diese verfeinerte Darstellung die bekannten Fakten: Die kleinsten am Markt verfügbaren Kabelquerschnitte mit 1,5 Millimetern sind nur bei kleinen Strömen oder sehr kurzen Leitungswegen zu gebrauchen. Bei fünf Ampere Nennstrom wird es hier schon ab 30 Metern Gesamtkabellänge im System bedenklich. Auch die nächst größere Dimensionierung von 2,5 Millimetern taugt nur für eher kurze Wege. Ein Beispiel: Bei fünf Ampere und 100 Metern Leitungsweg entstehen in einem 1,5-Millimeter-Kabel jährliche Verluste von 35 Kilowattstunden, in einem 2,5-Millimeter-Kabel gehen 21 Kilowattstunden verloren, bei vier Millimetern nur noch 13 und bei sechs Millimetern neun Kilowattstunden. Mit Blick auf die Preise sollte aber trotzdem nicht einfach prophylaktisch die dickste Leitung verlegt werden. Und außerdem sind selbst 6-Millimeter-Querschnitten Grenzen gesetzt. Bei zehn Ampere und 400 Metern Länge schluckt ein solches Kabel jährlich 142, bei 15 Ampere und 500 Metern satte 399 Kilowattstunden. Ein 1,5-Millimeter-Kabel würde hier allerdings falls irgendjemand es für eine solche Aufgabe verwenden würde Verluste von Kilowattstunden verursachen. In punkto Kabelquerschnitt gibt es somit vor allem eine allgemein gültige Regel: die Länge kurz und den Strom niedrig halten. Das spart Geld und Energie und gilt im übrigen auch für die hierbei gern vergessenen Kabel auf der Wechselstromseite. Auch dort entstehen nämlich durchaus signifikante Verluste. Gute Planung ist also wieder einmal die beste Art der Anlagenoptimierung. Jochen Siemer PHOTON Juli, Seite CAPTION Nicht zu lang, nicht zu dünn: Die Kabel einer Solarstromanlage sollten so kurz wie möglich und so dick wie nötig sein

5 Den Solargenerator optimieren von Christoph Podewils Die Leistung einer Solaranlage zu bestimmen, ist simpel einfach die Zahl der Module mit deren Nennleistung multiplizieren. Wie viel Energie der Solargenerator wirklich liefern kann, hängt noch von von vilen anderen Faktoren ab. Einen Solargenerator dazu zu bringen, möglichst viel Strom zu liefern, ist an sich kein Kunststück. Etwas Arbeit ist allerdings schon nötig und nicht jeder Installateur macht die gerne, denn üblicherweise taucht die in keinem Angebot auf. Es kann daher nicht schaden, wenn man als Anlagenbetreiber in spe ein bisschen mithilft, seinen Solargenerator zu optimieren: Jedes Prozent mehr Strom macht sich über die Laufzeit der Anlage (20 Jahre) bei einer Verzinsung der Mehreinnahmen von vier Prozent ebenso bemerkbar, wie die Einnahmen in vier durchschnittlichen Betriebsmonaten. Gelingt es, den Anlagenertrag um drei Prozent zu heben, so ist das unterm Strich genauso viel wert wie ein Extra-Jahr Vergütungsdauer. Optimierung lohnt sich also. Sortieren bringt ein Plus Kurz bevor die Anlage montiert wird, ist der geeignete Zeitpunkt für den Besitzer, selbst Hand anzulegen. Er braucht dazu die so genannte Flasherliste für seine Anlage. Dort sind neben der Seriennummer auch die genauen elektrischen Kennwerte jedes einzelnen Moduls aufgeführt, gemessen unter dem Flasher des Herstellers, wie der Sonnensimulator auch genannt wird. Wichtig ist hier der so genannte MPP-Strom (auch IMPP genannt). Idealerweise liegt die Flasherliste schon als Excel-Tabelle vor, ansonsten lohnt es sich, den Installateur oder Hersteller danach zu fragen. Die Tabelle muss nun nach den Stromwerten sortiert werden, über die»sortieren«-funktion der Tabellenkalkulation Excel geht das auch bei großen Datenmengen fast von alleine. Anschließend teilt man die Liste in Abschnitte ein, die immer so viele Module umfassen, wie sich später in einem String befinden werden. Jedem dieser Abschnitte gibt man eine Farbe oder einen Buchstaben. Mit einem Ausdruck der Liste geht man danach zu seinen Modulen, sucht die entsprechenden Seriennummern und markiert die Module je nach Abschnitt mit farbigen Punkten oder Buchstaben. Leider ist das manchmal mit viel Schlepperei verbunden, denn die Modulhersteller schreiben die Seriennummern üblicherweise auf Vorder- und Rückseite (wo man sie in einem Stapel von Modulen nicht sehen kann), nicht aber seitlich auf den Rahmen (wo sie leicht zu sehen wären). Anschließend muss man die Module je nach Markierung sortieren und den Installateur dazu verdonnern, wirklich nur jene Module in einem String zu verwenden, die gleich markiert sind. Wenn man zu zweit ist, lässt sich diese Arbeit bei Anlagen mit einigen Kilowatt Leistung innerhalb von einer halben Stunde erledigen. Für größere Anlagen sollte man sich Hilfe holen. Manche Hersteller etwa BP Solar bieten vorsortierte Module schon ab Werk an. Wer nicht nur eine Anlage baut, sondern auch noch das Dach darunter plant oder aber die Auswahl zwischen mehreren Dächern hat kann überdies darauf achten, dass alle Module, die in einem String zusammengekoppelt sind, den gleichen Umgebungsbedingungen unterliegen. Sie sollten exakt gleich ausgerichtet sein, die Luft dahinter ungehindert strömen können und idealerweise werden sie nie auch nicht nur ein bisschen verschattet. Dahinter steckt die gleiche physikalische Gesetzmäßigkeit, die das Modulsortieren sinnvoll macht: Jenes Modul, das am wenigsten Strom abgibt, hindert alle anderen Module in einer Reihenschaltung daran, mehr zu produzieren. Bekommt ein Modul weniger Licht als ein anderes (durch verschiedene Neigungen) so wird es sofort zum Minderleister, der alle anderen mitreißt.

6 Abstand kühlt Die Kühlung der Module beeinflusst den Strom zwar nicht, sondern die Spannung. Auch hier ist es jedoch sinnvoll, dass die Module möglichst gleich warm sind. Denn Temperaturunterschiede führen bei parallel geschalteten Strings zu einem Spannungsgefälle. Hier bestromt dann ein String den anderen auch das gibt Verluste. Eine gleichmäßige Kühlung lässt sich leichter erreichen, wenn auch das Modulfeld gleichmäßig aufgebaut ist, also zum Beispiel keine Aussparungen aufweist. Dachfenster beispielsweise sollten daher besser außerhalb des Solargenerators eingeplant werden. Für eine gute Kühlung ist vor allem der Abstand zwischen Dachhaut und Solargenerator entscheidend, bei normalen Pfannendächer damit die Höhe der Dachhaken. Als Faustregel gilt hier, dass der Abstand zwischen Modulen und Dach für eine gute Hinterlüftung fünf Zentimeter betragen sollte. Der Ertragsunterschied zwischen einer schlecht hinterlüfteten Anlage und einer gut hinterlüfteten beträgt nach Angaben der Deutschen Gesellschaft für Sonnenergie e.v. rund 2,6 Prozent übers Jahr. Auf Neigung achten Auch über die Neigung eines Daches oder der Aufständerung lässt sich Einfluss auf den Anlagenertrag nehmen. Eine Anlage, die platt auf dem Boden liegt, liefert in Deutschland etwa 18 Prozent wenig Jahresertrag als eine, die in einem Winkel von etwa 35 Grad aufgestellt ist. Schon bei einer Neigung von 30 Grad statt 35 Grad beträgt der Minderertrag rund fünf Prozent. Die genauen Werte hängen sehr vom Standort ab, eine Optimierung lässt sich hier am besten mit einem Simulationsprogramm vornehmen (PHOTON ), etwa dem kostenfreien Tool»PV-Gis«der Europäischen Kommission. Bei der Optimierung der Neigung ist allerdings Vorsicht geboten: Wird die Anlage auf einem Flachdach in Reihen aufgeständert, so bringen stärker geneigte Module automatisch eine höhere Verschattung mit sich und die mindert den Ertrag wieder. Um ganz auf der sicheren Seite zu sein, müsste zwischen den einzelnen Reihen neunmal so viel Platz sein wie eine Modulreihe am höchsten Punkt hoch ist. Weil man damit in der Praxis sehr viel Platz verschenkt, sollte man darauf jedoch verzichten und dafür im Winter bei tief stehender Sonne Verschattungen in Kauf nehmen. Das Optimum lässt sich hier eigentlich nur mit Simulationsprogrammen ermitteln, die über eine Verschattungsanalyse verfügen und auch die Reihenverschattung berücksichtigen. Schneefreiheit für Extra-Kilowattstunden Apropos Winter: An klaren Tagen lässt sich zur kalten Jahreszeit ordentlich Solarstrom produzieren, denn gekühlte Module liefern siehe oben extra viel Strom. Hinderlich ist hier allerdings oft die Schneedecke auf der Anlage. Vom Schneefegen auf dem Dach raten wir ausdrücklich ab, dabei sind schon Menschen durch Absturz zu Tode gekommen. Es gibt allerdings auch technische Lösungen für ein schneefreies Dach. So bietet der Wechselrichterhersteller Solutronic AG für seine Geräte ein Zusatzbauteil an, mit dem sich die Solaranlage kurzzeitig in eine Outdoor-Stromheizung verwandeln lässt, so dass aufliegender Schnee antaut und eine gewisse Dachneigung vorausgesetzt vom Dach rutscht (PHOTON ). Hier sollte der Anlagenbetreiber unbedingt darauf achten, dass während des Enteisens niemand dort steht, wo die Dachlawine dann niederrauscht. Einen Nachteil muss der Anlagenbetreiber hier allerdings auch in Kauf nehmen: Bislang hat kein Modulhersteller unterschrieben, dass seine Produkte für die Rückbestromung geeignet sind. Gewährleistungsausschlüsse sind damit möglich, wenngleich Solutronic angibt, dass der Strom, den das Gerät auf die Module schickt, geringer ist als jener, der im Normalbetrieb bei Sonne über die Zellen fließt. Christoph Podewils PHOTON Juli, Seite 114

7 CAPTIONS Eine zerklüftete Anlage liefert weniger Strom als eine gleichmäßig aufgebaute. Denn die Module werden hier unterschiedlich warm und können sich dadurch gegenseitig negativ beeinflussen Module nach ihrem Strom zu sortieren, ist oft sinnvoll. Wenn Hersteller die Seriennummern auf den Rahmen schreiben, geht diese Arbeit recht schnell von der Hand. Die Schatten überlisten von Matthias B. Krause Leistungsoptimierer sind unter Umständen eine wirksame, aber kostspielige Hilfe Gegen manche Schatten kann man wenig machen. Gauben lassen sich schlecht versetzen, Bäume nicht immer absägen und Nachbarhäuser nicht einfach abreißen. Bleibt die Frage, ob es sich trotzdem lohnt, einen Solargenerator auf dem Dach zu installieren. Und es gibt ein weiteres Szenario, bei dem man darüber nachdenken kann, Leistungsoptimierer einzusetzen: wenn nämlich bei der Auslegung einer Anlage zuvor die Schatten nicht sorgfältig analysiert und durch adäquate Anordnung und Verstringung der Module berücksichtigt worden sind. Den Flaschenhals weiten Dass sich schon kleine Teilschatten von Antenne und Schornstein auf den Ertrag verhältnismäßig stark auswirken, hängt mit dem Konstruktionsprinzip von Modulen und Solargeneratoren zusammen. Sowohl die Zellen innerhalb eines Moduls als auch die einzelnen Module innerhalb einer Anlage sind in den meisten Fällen in Reihe geschaltet. Während sich die Spannungen addieren, wird der Strom von der schwächsten Zelle beziehungsweise vom schwächsten Modul bestimmt. Genau dieses Phänomen machen sich Leistungsoptimierer zu nutze. Ihre Elektronik ist in der Lage, den Strom der verschatteten Anlagenteile so weit zu erhöhen, dass er dem der anderen Module entspricht der Flaschenhals ist beseitigt. Daneben gibt es Geräte, die das gleiche Ziel mit einer anderen Methode erreichen wollen. Sie stellen in einem bestimmten Zeitintervall Modulstrings anhand ihrer aktuell gemessenen Ströme und Spannungen neu zusammen und legen unter Umständen besonders maue Module zeitweilig komplett still. Je länger die Strings, desto besser So funktioniert es zumindest in der Theorie. In der Praxis haben Tests im PHOTON-Labor gezeigt, dass nicht alle Leistungsoptimierer in allen Situationen halten, was ihre Hersteller versprechen (PHOTON ). Zum einen gilt die Faustformel, dass sie umso wirkungsvoller arbeiten, je mehr Module an einem String hängen. Im Test zeigen die Geräte die besten Ergebnisse, wenn zwischen 14 und 16 Module an jeweils einem String angeklemmt waren. Waren dagegen nur sieben in Reihe geschaltet, lag in bestimmten Situationen der Ertrag sogar niedriger als ohne jegliche Hilfsgeräte. Auch Schatten ist nicht gleich Schatten. Am besten konnten die getesteten Geräte mit Horizontalverschattung umgehen. Die Optimierer der Solaredge Technologies Inc., der National Semiconductor Corporation und der Tigo Energy Inc. waren in so einer Situation in der Lage, den Ertrag der Testanlage im Labor um gut 30 Prozent zu erhöhen. Auch dann, wenn etwa ein unverrückbarer Mast im Wege steht, dessen Schatten im Laufe des Tages über das Modulfeld zieht, lassen sich mit den kleinen elektronischen Kästen nennenswerte Mehrerträge erzielen. Bei einem wandernden flächigen Schatten, wie ihn zum Beispiel eine Gaube wirft, war der erzielbare Mehrertrag dagegen kaum der Rede wert. Ähnliches gilt für Teilverschattungen etwa durch Pollen oder Blätter, die sich auf dem Solarglas absetzen. Das beste Gerät im Test schaffte gerade 3,2 Prozent mehr.

8 Nur Einzelfallbetrachtungen machen Sinn Seit die Leistungsoptimierer das PHOTON-Labor im November vergangenen Jahres durchliefen, hat sich auf dem Markt eine Menge getan. Solaredge etwa bietet sein System mittlerweile zusammen mit dem Berliner Modulhersteller Solon SE an. Dabei wird der Leistungsoptimierer anstelle der Anschlussdose fest auf der Rückseitenfolie jedes einzelnen Moduls verklebt. Das sorgt zwar für eine einfache Installation, birgt jedoch auch Gefahren. So muss die gesamte Einheit gewechselt werden, sollte die Elektronik innerhalb der 20 Jahre Lebenserwartung einer Anlage ausfallen. Zu erwähnen sind auch die Wirkungsgradverluste, die durch ein solches System gegenüber einem mit einem einzigen Stringwechselrichter ausgestatteten entstehen. Am Ende ist es somit unmöglich, eine generelle Empfehlung abzugeben. Die Faktoren, die darüber bestimmen, ob sich mit dem Einsatz von Leistungsoptimieren das letzte Kilowattstündchen aus einer Solarstromanlage herauskitzeln lässt, sind so vielfältig, dass nur eine Einzelfallbetrachtung Sinn macht. Und einzelne Module lassen sich mit ihnen sehr genau überwachen und Fehler frühzeitig erkennen und lokalisieren. Auch sind die meisten Systeme in der Lage, als Feuerwehrschalter zu fungieren und die Module bei einem Brand spannungsfrei zu schalten. Matthias B. Krause PHOTON Juli, Seite 116 CAPTIONS Kleine Box, große Wirkung jedenfalls in der richtigen Situation. Die Powerbox von Solaredge lässt sich nachträglich montieren oder wird anstelle der Anschlussbox in ein Modul integriert. Mittlerweile bieten auch konventionelle Wechselrichterhersteller wie Power-One Inc. Leistungsoptimierer an Wechselrichter im Wandel von Jochen Siemer Die Schaltzentrale der Anlage ist heutzutage aus ganz anderem Holz geschnitzt als früher, es lohnt sich deshalb unter Umständen sogar ein Austausch. Bei Neugeräten ist vor allem die richtige Dimensionierung wichtig. Das Benotungsschema der PHOTON-Wechselrichtertests wurde im Januar 2011 verschärft. Grundlage der Benotung ist der PHOTON-Wirkungsgrad, also der in unseren Tests nach einem besonderen Verfahren ermittelte Durchschnittswert der Wirkungsgrade bei allen vom Hersteller zugelassenen Betriebszuständen. Reichte hier zuvor ein Wert von 98 Prozent für die bislang unerreichte Traumnote»sehr gut ++«, so müssen es jetzt 99 Prozent sein. Alle anderen Werte wurden ebenfalls angehoben (siehe Seite 150). Das ist keine Schikane, sondern lediglich Spiegelbild der technischen Entwicklung. Wechselrichter jedenfalls die guten sind heute effizienter als früher, außerdem belastbarer, flexibler einsetzbar und billiger. Ein durchaus überlegenswerter Schritt zur Anlagenoptimierung ist deshalb der Tausch eines alten gegen ein neues Modell. Technisch gesehen sind 97 statt 95 Prozent PHOTON-Wirkungsgrad fraglos ein Gewinn. Finanziell gesehen hängt die Berechnung von drei Faktoren ab: der Höhe des Wirkungsgradunterschiedes, dem Preis des neuen Geräts und dem Jahr der Inbetriebnahme, aus dem sich wiederum die Vergütungshöhe für den von der Photovoltaikanlage erzeugten Strom und die noch verbleibende Laufzeit, also die Amortisationsfrist, des neuen Wechselrichters ergeben. Nachrechnen lohnt sich. Und wer ein wirklich schlechtes Gerät mit weniger als 92 Prozent Wirkungsgrad hat, kann sich selbst dies eigentlich sparen. Ein solcher Inverter produziert derart viel Abwärme, das ihm aller Voraussicht nach ohnehin keine lange Lebensdauer beschieden sein wird. Dies ist, neben dem aus Konsumentensicht erfreulichen Preiskampf, ein wichtiger Grund

9 dafür, dass moderne und effiziente Geräte in der Regel gar nicht die teuersten auf dem Markt sind. Sie haben weniger Kühlbedarf und lassen sich deshalb kostengünstiger produzieren. Für die in letzter Zeit auch in kleineren Leistungsklassen aufkommenden dreiphasig einspeisenden Wechselrichter ergeben sich beim Materialaufwand noch weitere Vorteile gegenüber einphasigen Geräten. Weil es heute mehr Wechselrichterleistung für weniger Geld gibt, gilt umso mehr die Regel, wonach der Inverter keinesfalls zu klein ausfallen darf. Wenn der Solargenerator gut ausgerichtet ist, also einigermaßen exakt in Südrichtung und in einem Winkel zwischen ungefähr 25 und 30 Grad, wird er häufig seine Nennleistung erreichen oder sogar darüber hinaus gehen, und dem muss die Schaltzentrale der Anlage gewachsen sein. Der Inverter darf also nicht abregeln, was er bei zu kleiner Dimensionierung jedoch tun würde. Deshalb sollte er mindestens immer im Verhältnis eins zu eins ausgelegt werden. Die Nennleistung der angeschlossenen Module entspricht dabei der Gleichstromleistung (DC) des Wechselrichters. Dieser Wert wird allerdings nicht von allen Herstellern ausgewiesen, lässt sich aber einigermaßen leicht errechnen: Die Wechselstromleistung (AC) geteilt durch den Umwandlungswirkungsgrad ergibt (ungefähr) die DC-Nennleistung. Bei einer Eins-zu-Eins-Auslegung kommt es natürlich häufiger vor, dass der Wechselrichter im unteren Teillastbereich läuft, doch das ist für gute, moderne Geräte kein Problem. Sie erreichen auch hier hohe Wirkungsgrade. Und der höhere Preis für ein leistungsstärkeres Gerät auch Wechselrichter werden nach Kilowatt Nennleistung bezahlt ist sehr schnell wieder eingespielt, wenn weniger sonnen- und damit ertragreiche Stunden in der Bilanz fehlen. Allerdings besteht hier, wie so häufig, ein Interessenkonflikt: Während der Anlagenbetreiber möglichst jede erzielbare Kilowattstunde einspeisen und vergütet bekommen möchte, sind die an besonders sonnigen Tagen um die Mittagszeit entstehenden Leistungsspitzen aus Sicht des Gesamtnetzes problematisch (wenn sie sich auf das Gesamtnetz auswirken würden, was bei kleinen Anlagen nur sehr gering in der Nähe geschieht/ TBK). Deshalb müssen Solarstromanlagen mit mehr als 100 Kilowatt Leistung bereits heute am»einspeisemanagement«teilnehmen und werden bei Bedarf abgeregelt. Für kleinere Systeme sieht die aktuelle Novelle des Erneuerbare-Energien- Gesetzes nun eine noch radikalere Lösung vor: Sie müssen entweder ebenfalls am»vereinfachten Einspeisemanagement«teilnehmen oder dürfen generell nur noch mit 70 Prozent der Generatornennleistung ins Netz einspeisen (siehe Seite 16). Wie sich dies in der Praxis auswirkt, dürfte in den kommenden Monaten eines der meist diskutierten Themen an allen Solarstammtischen sein. Zumindest für die Betreiber kleiner Anlagen sind damit nämlich die Karten in Sachen Wechselrichterdimensionierung völlig neu gemischt. Jochen Siemer PHOTON Juli, Seite 118 CAPTIONS Verschärfte Anforderungen: Wechselrichter auf dem Prüfstand im PHOTON-Testlabor

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