Leistungs- und Ertragsmessung von Solarmodulen und Modultests

Leistungs- und Ertragsmessung von Solarmodulen und Modultests Report Dezember 2009

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EuPD Research EuPD Research ist ein international tätiger und auf B2B-Marktforschung fokussierter Dienstleister. Wir kombinieren jahrelange Erfahrung in der Photovoltaik-Branche und eine fundierte Marktkenntnis mit methodischem Know-how und bieten unseren Kunden nicht nur profunde Marktdaten, sondern darüber hinaus praktische und zukunftsorientierte Entscheidungshilfen. Durch einen hohen Grad an Kundenorientierung und konsequente Qualitätssicherung bieten wir Ihrem Unternehmen einen deutlichen Mehrwert und verlässliche Planungshilfen für die strategische Entscheidungsfindung. Unsere Forschung umfasst die gesamte Bandbreite quantitativer und qualitativer Methoden und wird von unseren Analysten effizient und kundenorientiert eingesetzt. Die Forschungsdaten werden von einem spezialisierten und multilingualen Interviewercenter erhoben und mittels vielfältiger statistischer Verfahren ausgewertet und analysiert. Abgerundet wird unsere Arbeit durch die Aufbereitung der Daten und die Verdichtung der Informationen, mit dem Ziel, Ihnen und Ihrem Unternehmen eine theoretische Entscheidungshilfe für die strategische Planung und praxisnahe Empfehlungen für die operative Umsetzung an die Hand zu geben. 3

INHALT 1. Motivation...6 2. Ausgangslage...8 2.1 Was möchte der Anlagenbetreiber?...8 3. Begriffsklärung...10 3.1 Leistung...10 3.1.1 STC-Leistung...11 3.1.1.1 Outdoor-Messung...12 3.1.1.2 Labor-Messung der STC-Leistung...14 3.1.2 Label-Leistung, STC-Leistung laut Flasher-Liste, STC-Messung im Labor...15 3.1.2.1 Labor-Messwerte...15 3.1.2.2 Messung durch Hersteller...16 3.1.2.3 Leistung nach Typenschild (Label-Leistung)...19 3.1.2.4 Weitere relevante Leistungsangaben...20 3.1.3 Fazit Leistungsbestimmung...20 3.2 Ertragsbestimmung...20 3.3 Messen vs. Tests...21 4. Parameter für den Energieertrag...22 4.1 Standortspezifische Parameter...22 4.2 Systemspezifische Parameter...22 4.2.1 Ausrichtung des Generators und Umgebungseffekte...22 4.2.1.1 Neigungswinkel und Azimut der Anlage...22 4.2.1.2 Verschattung...24 4.2.2 Einfluss der Systemkomponenten...24 4.2.2.1 Abstimmung der Hauptkomponenten...24 4.2.2.2 Wechselrichter...24 4.2.2.3 Verkabelung...27 4.2.2.4 Montagegestell...28 4.2.3 Performance Ratio...29 4.3 Servicebezogene Parameter...30 4.3.1 Verfügbarkeit...30 4.3.2 Monitoring...30 4.4 Solarmodule...30 4.4.1 STC-Leistung im Zeitverlauf...30 4.4.2 Lebensdauererwartung...32 4.4.3 Wafer und Zellen...33 4.4.4 Modultechnik...36 4.4.5 Temperaturverhalten...38 4.5 Fazit: Welche Parameter sind wichtig für den Energieertrag?...39

5. Vergleichstests von Solarmodulen...40 5.1 Auswahl einiger Tests...41 5.1.1 Stiftung Warentest...41 5.1.2 Zeitschrift Photon...42 5.1.3 Zeitschrift Photovoltaik...45 5.1.4 TEC-Institut und andere Anbieter...45 5.1.5 PV Lab Germany GmbH...45 5.2 Vergleich der Tests...46 6. Fazit...48

1. Motivation In Deutschland wurden 2009 mehr als 2,5 GW Solarmodule neu installiert. Davon entfielen mehr als 58.000 Anlagen auf das Segment der Ein- und Zweifamilienhäuser mit Systemgrößen von unter 10 kwp Leistung und rund 58.000 Installationen auf das Segment der mittelgroßen Anlagen zwischen 10 und 100 kwp. Eine durchschnittliche 5 kw-anlage auf einem Einfamilienhaus kostet bis zu 20.000 Euro. Um die Anschaffungskosten wieder einzuspielen, müssen solche Anlagen typischerweise mindestens zwölf Jahre ohne nennenswerte Defekte Strom ins öffentliche Netz einspeisen. Bei nicht optimaler Ausrichtung kann diese Zeitspanne auch deutlich länger sein. Andere investieren in Solarfonds Geldanlagen, die als umweltfreundlich und dennoch renditestark angepriesen werden. Auch hier gilt jedoch: Die Solarparks müssen lange Zeit erfolgreich in Betrieb sein, um in die Gewinnzone zu kommen. Ansonsten endet das Investment mit einer negativen Rendite. Grundsätzlich sind Photovoltaik-Module extrem robuste Erzeugnisse. Auf dem Dach der Technischen Universität Berlin wurden z.b. 1987 neun Module von Telefunken installiert. Eine Nachmessung in 2007 hat ergeben, dass acht der neun Module hinsichtlich ihrer Leistung noch innerhalb ihrer Anfangs-Spezifikation lagen. Derartige Beispiele gibt es in großer Zahl. Wie ein robustes und zuverlässiges Solarmodul gebaut wird, war schon vor 20 Jahren bekannt. Letztlich sehen unsere heutigen Module ihren Vorfahren noch immer sehr ähnlich. Auch die eingesetzten Materialien haben sich nicht grundlegend geändert. 6

Diese Solarmodule sind mit bis zu 70% Kostenanteil die teuersten Einzelkomponenten einer Photovoltaik- Anlage. Die hoch zerbrechlichen Zellen des Solarmoduls sind in Kunststoff eingebettet. Defekte Zellen oder langsames Versagen eines Moduls lassen sich meist nicht beheben. Entweder der Kunde greift zum langlebigen Produkt oder nicht. Viele Graustufen dazwischen gibt es nicht. Obwohl die Investition in eine Solaranlage für die meisten Interessenten eine beträchtliche Summe darstellt, ist das Wissen darüber, welche Produkte denn empfehlenswert sind, wenig verbreitet. Im vergangenen Jahr waren weltweit mehr als 500 Modulhersteller am Markt vertreten. Für ein derartig hochwertiges Investitionsgut eine sehr unüberschaubare Zahl. In dieser Situation gibt es viele Stimmen, die Orientierungshilfe versprechen. Ziel dieses Beitrags ist, verschiedene Mess- und Testansätze vorzustellen und einzuordnen. Abschließend wird versucht, dem investitionsfreudigen Anleger eine Reihe von Handlungsmaximen mitzugeben. 7

2. Ausgangslage 2.1 Was möchte der Anlagenbetreiber? Besitzer oder auch Investoren möchten ein langlebiges Photovoltaiksystem mit einem hohen Jahresertrag. Das ist grundsätzlich kein Problem. Mit welchen Erträgen eine gut geplante und gebaute Anlage mit hochwertigen Komponenten in der eigenen Region aufwartet, kann jeder einfach über Internetplattformen herausfinden. Auf der Homepage des Solarenergie-Fördervereins Deutschland e.v.1 kann man sich einen schnellen Überblick verschaffen. Eine kurze Recherche im Internet fördert weitere Vergleichsportale zu Tage. In vielen Portalen wird die Modulmarke nicht genannt bzw. viele der sehr alten Anlagen bestehen aus Modulen von Herstellern, die nicht mehr im Markt aktiv sind, wie Telefunken oder Siemens. Insofern führt ein guter Wert aus einem Internet-Portal nicht zu einer direkten Kaufempfehlung. Davon wäre auch abzuraten, da die Betriebsbedingungen der einzelnen Anlagen nicht aus der Ferne beurteilt werden können. 1 Vgl. www.pv-ertraege.de 8

Die Schlüsselfrage ist nun: Wie wählt man aus zahlreichen Angeboten eine Anlage aus, die über einen sehr langen Zeitraum hohe Erträge liefert? Die Antwort fällt schwer, da die Produkte auch auf den zweiten Blick nahezu identisch aussehen. De facto gibt es aber große Unterschiede hinsichtlich der Ertragsleistung. Sie liegen in den eingesetzten Materialien und in den Verarbeitungsprozessen begründet. Wen könnte man befragen, um diese Unsicherheit zu verringern? Installateur Hersteller Zertifizierer Tests in Fachzeitschriften Stiftung Warentest Simulationprogramme Gutachter Forschungsinstitute Welche neutralen Informationsquellen gibt es? Und, wie glaubwürdig sind sie? Stiftung Warentest Zeitschrift Photon Zeitschrift photovoltaik TEC-Institut nicht öffentliche Studien der Prüfinstitute wie TÜV oder Fraunhofer ISE. Folgende Fragen bestehen jedoch fort: Wer ist ein geeigneter Ansprechpartner? Welche Informationen erhält man wo? Bevor wir darauf eingehen, ist es sinnvoll, im Folgenden einige grundlegende Begriffe zu klären. 9

3. Begriffserklärung 3.1 Leistung Leistung wird im Allgemeinen als Momentangröße betrachtet. Leistung (P) ist als Energie pro Zeit definiert. Also P = ΔE/Δt. Die gebräuchliche Einheit für die Leistung ist Watt [W] oder auch Kilowatt, Megawatt etc. [kw, MW]. Die elektrische Leistung kann auch als P = U*I formuliert werden (U = Spannung, I = Strom). Bei unserem Solargenerator beträgt die Leistung zu einem bestimmten Zeitpunkt also jeweils das Produkt aus Strom und Spannung. Im Fall einer kleinen Anlage auf einem Einfamilienhaus also beispielsweise: P = 5 A(mpere) * 300 V(olt) = 1.500 W(att) = 1,5 kw (Kilowatt) Unter Nicht-Technikern, speziell unter Politikern und Journalisten wird die Leistung gerne mal mit der Energie verwechselt. Die wird oft in der ähnlich klingenden Einheit Kilowattstunden [kwh] angegeben. Eigentlich ist die zugrunde liegende Basis-Einheit das Joule [J], die den meisten eher aus dem Diätplan bekannt ist. Ein Joule entspricht einer Wattsekunde [Ws]. Eine kwh entspricht 3.600 kj, womit man den Energiegehalt eines Sahneschnittchens einfach in Umdrehungen des Stromzählers umrechnen kann. Energie ist, wie man schon schön an der Einheit sehen kann, Leistung mal Zeit. 10

3.1.1 STC-Leistung Um Solarmodule vergleichen zu können, ist es erforderlich, sich auf ein einheitliches Verfahren zur Leistungsmessung zu einigen. Die Leistung eines Solarmoduls wird unter Standard Test Bedingungen, auch Standard Test Conditions (STC), gemessen. Dies ist die Leistung, die auf dem Typenschild angegeben wird. Diese Test-Bedingungen können so praktisch nur im Labor erreicht werden. Mit der Leistung im normalen Betrieb hat diese Zahl nichts zu tun Zahlreiche Parameter bestimmen die tatsächliche Leistung im Betrieb. Die Standard Test Conditions sind definiert als: AM 2,0 60,1 AM 1,5 48,2 Quelle: www.newport.com Sek AM 0 1.000 W/m² Einstrahlung Spektrum AM 1,5 (AM=Airmass) und 25 C Zelltemperatur Atmosphäre Erde AM 1,0 Die Strahlungsleistung von 1.000 W/ m² und das Spektrum von AM 1,5 wurden festgelegt, da diese Kombination auch natürlich vorkommt, und zwar dann, wenn der Azimutwinkel der Sonne 48,2 Grad beträgt (entspricht einem Horizontwinkel von 41,8 ). AM = P/P 0 = O 2 O 2 -Zenitwinkel Das gilt jedoch nur bei einer definierten Atmosphärenzusammensetzung, einem Luftdruck von 1.013 Millibar (mbar) und auf Meereshöhe. Eine weitere Einschränkung liefert die Entfernung der Erde von der Sonne, durch die jahreszeitliche Schwankung ändert sich das durchschnittliche Strahlungsangebot innerhalb eines Jahres um knapp 7% mit einem Maximum im Januar und dem Minimum im Juli. Das Spektrum AM 1,5 ist in der Norm IEC 904-3 (1989) tabellarisch dargestellt. Die drei verbreitetsten Methoden, die STC-Leistung zu bestimmen, sind die Outdoor-Messung, die Labormessung mit einem Blitzlicht-Sonnensimulator (Flasher) oder einem Konstantlicht-Sonnensimulator (Steady State). Die genaue STC-Leistung eines Moduls wird in unseren Breiten praktisch nie erreicht. In Deutschland erreicht die Einstrahlung zusammengezählt nur wenige Stunden im Jahr ein Niveau von 1.000 W/m². Bei einer so hohen Einstrahlung erreicht eine Solarzelle eine Temperatur von 60 bis 70 C. Mit dieser Temperaturerhöhung geht ein Leistungsverlust einher, der leicht 20% betragen kann (siehe Kapitel 4.4.5 Temperaturverhalten). 11

» 3. Begriffserklärung 3.1.1.1 Outdoor-Messungen Im Prinzip steht bei der Outdoor-Messung sollte es nicht bewölkt sein hinsichtlich des Spektrums die beste Strahlungsquelle zur Verfügung. Allerdings ändert sich das Spektrum von Minute zu Minute, so dass nur zwei Mal am Tag für kurze Zeit AM 1,5 vorliegt. Allerdings nicht überall und zu jeder Zeit: In Berlin wird zur Wintersonnenwende nicht einmal AM 4 erreicht. Wir könnten auf unserer geographischen Breite also nur einen kleinen Teil des Jahres mit einem korrekten Spektrum messen. Horizontwinkel der Sonne im Tagesverlauf zur Monatsmitte in Norddeutschland Quelle: Jürgen Arp Horizontwinkel 70 60 50 40 30 20 10 0 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Uhrzeit Januar Februar März April Mai Juni Juli August September AM 1,5 Oktober November Dezember Hinzu kommt der Fehler durch die Höhe über dem Meeresspiegel und ggf. durch die Luftzusammensetzung. Tatsächlich muss man davon ausgehen, dass das genaue Spektrum bei einer Outdoor-Messung mit einfachem Aufwand nicht ermittelt werden kann. Die zweite große Fehlerquelle liegt in der schwierigen Bestimmung der Zelltemperatur. Unter Norm-Einstrahlung stellt sich eine Zelltemperatur weit über 25 C ein (ca. 60-70 C). Die gewählte Zelltemperatur von 25 C lässt sich, zumindest bei Leistungsmessgeräten, die mit einer Blitzlampe (Flasher) arbeiten, unter Laborbedingungen gut stationär einstellen. Bei einer Freilandmessung muss der Temperatureffekt rechnerisch korrigiert werden. Bei kristallinen Solarmodulen beträgt der Messfehler pro Grad Celsius 0,5%. 12

Wie Stefan Krauter und Alexander Preiss vom PhotovoltaikInstitut Berlin zeigen führen unterschiedliche Sen- soren und ihre Anbringung zu stark abweichenden Messwerten (etwas über 15 C bei 875 W/m² Einstrah- lung). 1 Unkorrigiert könnte allein daraus eine Abweichung von über 7% resultieren. Abschließend werden für Outdoor-Messungen, speziell wenn sie über einen langen Zeitraum gehen, aus naheliegenden Gründen oft nicht die hochwertigsten und genauesten Messeinrichtungen verwendet. Zusammengefasst muss bei Leistungsangaben, die auf Outdoor-Messungen basieren, sorgfältig betrachtet werden, wie sie zustande gekommen sind. In den meisten Fällen sollte man vorsichtshalber davon ausgehen, dass sie einen deutlich höheren Messfehler aufweisen als Laborwerte. Um Dünnschichtmodule zu messen gibt es einzelne sehr aufwändige Messaufbauten. Allerdings zeigen die Round-Robin-Messungen 2 im Rahmen des Performance-Projektes 3, dass technologiebedingt trotzdem große Messungenauigkeiten auftreten. Konkret liegen die Abweichungen der Prüflabore für amorphes Silizium etwas über +- 2% um den Mittelwert, für andere Dünnschicht-Technologien steigen die Abweichungen noch weiter an. 4 1 Krauter, S.; Preiss: A Comparison of Module Temperature Measurement, www.pi-berlin.com. 2 Bei einer Round-Robin-Messung wird ein Prüfling von Labor zu Labor im Kreis geschickt und vermessen. Anschließend werden die Meßergebnisse verglichen. 3 Das Performance Projekt ist ein gefördertes Projekt, in dessen Rahmen verschiedene Prüflabore und Prüfinstitute ihre Ergebnisse für die Leistungsmessung vergleichen und gemeinsam an einer Verbesserung der Messverfahren und einer Angleichung der Ergebnisse arbeiten. 4 Herrmann, W., Kiefer, K.: Cluster-Projekt: Charakterisierung von PV-Modulen. Vortrag auf dem 2. Workshop Photovoltaik Modultechnik in Köln, 1.-2. Dezember 2005. 13

» 3. Begriffserklärung 3.1.1.2 Labor-Messung der STC-Leistung Sonnensimulatoren werden hinsichtlich ihres Spektrums, der Homogenität der eingestrahlten Leistung auf der Prüflingsfläche und der zeitlichen Konstanz in Klassen eingeteilt. Die Norm IEC 60904-9 legt für alle drei Kriterien Qualitätsklassen A, B und C fest. Hochwertige Labor-Simulatoren erreichen in allen Kriterien die höchste Klasse A, man spricht von Class AAA-Simulatoren. Einfache Simulatoren, die beispielsweise für die Lichtalterung von Modulen im F&E-Betrieb eingesetzt werden, sind oft Class CCC-Simulatoren. Die höchste Genauigkeit liefert eine Messung mit Berücksichtigung der spektralen Empfindlichkeit des Prüflings in einem Prüflabor. Diese Art der Messung kann den Messfehler auf +-2% reduzieren. Die Kosten für eine solche Messung liegen bei deutlich über 1.000 EUR. Darunter rangieren die Messungen der Labore mit einfacher Genauigkeit. Hier wird nicht die spektrale Empfindlichkeit der Prüflinge gemessen, sondern anhand von Technologie und Herstellerangabe eine geeignete Referenzzelle ausgewählt bzw. eine rechnerische Korrektur vorgenommen. Die Genauigkeit dieser Messungen wird mit +-3% angegeben. Je nach Stückzahl sind Kosten zwischen 100 und 400 EUR pro Modul üblich. Die akkreditierten Prüflabore gleichen ihre Ergebnisse gegeneinander ab. Akkreditierte Prüflabore werden ihrerseits von dritter Seite überwacht, um eine möglichst enge Verknüpfung der Prüfer gebnisse mit internationalen Standards zu erreichen. Von Zeit zu Zeit werden Round-Robin-Tests durchgeführt, deren Ergebnisse veröffentlicht werden. Spannend sind die Ergebnisse des 2005 abgeschlossenen zweiten internationalen Vergleichstests. 1 Betrachtet man die Ergebnisse für ein monokristallines Silizium-Modul, so liegen die europäischen Institute (TÜV, ISE und ESTI) innerhalb einer Bandbreite von etwa 1% dicht beieinander um den Mittelwert. Das Japan Electrical Safety and Environment Technology Labratories (JET) ist mit einem Ergebnis von 1,2% bis 1,5% über dem Mittelwert etwas optimistischer, was die Leistung des Prüflings angeht. Das amerikanische National Renewable Energy Laboratory (NREL) weicht mit -3,1% stark nach unten ab. Die ebenfalls in den USA beheimateten Sandia National Laboratories weisen mit +3,0% die höchste gemessene Leistung aus. Diese Unterschiede ergeben sich im Vergleich der weltweit anerkannten Prüf- und Forschungslabore. Für andere Technologien driften die Werte noch deutlich weiter auseinander, wobei diese Ergebnisse im Einzelfall sehr differenziert betrachtet werden müssten. Man darf nicht aus den Augen verlieren, dass dies der Stand von 2005 ist und die Ergebnisse ein massives Bemühen um Verbesserung in Gang gesetzt haben. Ein neuer Vergleich steht aber noch aus. 1 Ergebnisse des Second International Module Inter-Comparison Rummel, S.; Anderberg, A.; Emery, K.; King, D.; TamizhMani, G.; Arends, T.; Atmaram, G.; Demetrius, L.; Zaaiman, W.; Cereghetti, N.; Herrmann, W.; Warta, W.; Neuberger, F.; Morita, K.; Hishikawa, Y.: Photovoltaic Energy Conversion, Conference Record of the 2006 IEEE 4th World Conference on Photovoltaic Energy Conversion, S. 2034-2037) 14

3.1.2 Label-Leistung, STC-Leistung laut Flasher-Liste, STC-Messung im Labor 3.1.2.1 Labor-Messwerte Wie oben beschrieben weisen die Messwerte der anerkannten Labore die höchste Genauigkeit auf. Aus Kostengründen scheidet die Messung großer Stückzahlen in einem Prüfinstitut aus. Die Hersteller lassen für verschiedene Zelltypen Referenzmodule mit hoher Präzision vermessen. Im Streitfall werden die Prüfinstitute natürlich auch zu Rate gezogen. Die im Labor eingesetzten Flasher haben oft eine beeindruckende Baugröße. Um möglichst parallele Strahlen zu erhalten, ist der Abstand zwischen Strahlungsquelle und Solarmodul größer als bei den Flashern in der Produktion. Verbreitet sind Geräte mit einem Abstand von etwa 8 m. Parallele Strahlen verbessern die Messgenauigkeit, da sich mit dem Einfallswinkel der Reflexionskoeffizient des Frontglases und der zwischen den Schichten des Moduls ändert. In den Prüflaboren kommen sowohl Flasher als auch Steady-State-Simulatoren zum Einsatz. Der Vorteil der Flasher liegt in der kurzen Durchlaufzeit und der stationären Temperatur des Prüflings. In den meisten Flashern stehen nur ca. 10 Millisekunden für die Messung zur Verfügung. Zu wenig, um Module mit Zelltechnologien zu messen, die ein zeitabhängiges Verhalten zeigen oder die eine vorherige Bestrahlung zur Stabilisierung der Leistung benötigen. Dies betrifft vor allem CIS- und CIGS-Module, eingeschränkt auch CdTe-Module. Der Nachteil der Steady-State-Simulatoren ist das aufwändige Handling der Module und die erforderliche exakte Bestimmung der Zelltemperatur. 15

» 3. Begriffserklärung 3.1.2.2 Messung durch Hersteller Die Hersteller messen die Leistung jedes produzierten Moduls und stellen diesen Messwert dem Kunden auf Anfrage zur Verfügung. Der Messwert ist für den Hersteller aber auch Ausgangsgröße für die auf dem Typenschild angegebene Leistung. Der Modulhersteller selbst nutzt i.d.r. ein Referenzmodul aus einem Institut, um seine Messeinrichtung zu kalibrieren. Die Flasher in der Fertigung sind auf einen hohen Durchsatz im In- Line-Betrieb optimiert. Sehr beliebt sind sogenannte Sunny-Side-Down Geräte, die einem Leuchttisch ähnlich sehen und nicht viel größer als ein Schreibtisch sind. Der Vorteil dieser Geräte liegt im kleinen Bauraum und in der einfachen Automatisierung. Laut oben zitierter Studie kann sich die Leistung des Referenzmoduls nun aber schon allein aufgrund dessen Herkunft z.b. vom TÜV Rheinland oder vom JET um 1,5% bis 2,2% unterscheiden. Möglicherweise ein Grund dafür, warum Module aus Japan oft im Verhältnis zur Nennleistung etwas höhere Flasherwerte aufweisen. Hinzu kommen dann noch die internen Messfehler des Herstellers. Im vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit geförderten Cluster-Projekt Charakterisierung von PV-Modulen wurden die Messwerte der akkreditierten Labore des TÜV Rheinland und des Fraunhofer ISE mit denen von acht deutschen Modulherstellern verglichen und die Fehlerquellen analysiert. Auch in diesem Projekt wurden Round-Robin-Messungen an Modulen durchgeführt. Interessant ist, dass jedes Institut sowohl Abweichungen nach oben wie nach unten aufweist. 1 Im nächsten Schritt wurden die Messwerte der Modulhersteller mit denen des Fraunhofer ISE verglichen. 0.0% Differenzen in der MPP-Leistung bei STC für 24 Module verschiedener Hersteller (A-H). Je Modultyp wurden Vergleichsmessungen an drei Prüfmustern unternommen (Messgenauigkeit ISE +/- 2%) Quelle: Fraunhofer ISE A B C D E F G H -1.0% -2.0% -3.0% -4.0% -5.0% -6.0% -7.0% -8.0% -9.0% Prüfmuster 1 Prüfmuster 2 Prüfmuster 3 1 Im Programm der EU-PVSEC in Hamburg Ende September 2009 war ein Beitrag über eine erneute Round-Robin-Messung angekündigt, an der eine größere Zahl europäischer Institute beteiligt ist. 16

Charakterisierung von PV-Modulen 1 Quelle: Fraunhofer ISE Vergleich der Leistungsmessungen (MPP) von vier Messinstituten für vier PV-Module verschiedener Hersteller. Dargestellt ist die jeweilige Abewichung vom Mittelwert der vier Messungen für jedes Modul. 2,0% Modul 1 Modul 2 Modul 3 Modul 4 1,5% 1,0% 0,5% 0,0% -0,5% -1,0% -1,5% -2,0% -2,5% Institut 1 Institut 2 Institut 3 Institut 4 Es zeigte sich, dass in der Hälfte aller Fälle die Flasher der Hersteller Messwerte lieferten, die über 3%, in Einzelfällen sogar bis zu 7%, über denen des Fraunhofer ISE lagen. Zu den wichtigsten dafür verantwortlichen Fehlerquellen gehören: Starke Abweichung des Flasher-Spektrums von AM 1,5 (oft nur Class C) Temperatur der Prüflinge (da der Messfehler 0,5% pro C beträgt, ist die Temperatur sehr entscheidend) Mangelnde Homogenität der Lichtquelle (oft nur Class B) Initiale Degradation bei monokristallinen Modulen noch nicht abgeschlossen Fehlerhafte Referenzmodule (Dünnschicht degradiert, Microcracks bei kristallinen Modulen) Spektrale Empfindlichkeit der gemessenen Solarzellen nicht ausreichend berücksichtigt An dieser Stelle muss man hervorheben, dass diese Abweichungen im Rahmen eines freiwilligen Forschungsprojektes ermittelt wurden. Es ist also davon auszugehen, dass die Beteiligten sich durchaus Mühe gegeben haben, korrekt zu messen. 1 Herrmann, W.; Kiefer, K.; Cluster-Projekt Charakterisierung von PV-Modulen, 2. Workshop Photovoltaik Modultechnik, 2005 TÜV Rheinland, Köln 17

» 3. Begriffserklärung Auf dem Thin-Film-Industrieforum 2009 wurden bereits die Ergebnisse des Round-Robin-Tests von Dünnschicht-Modulen vorgestellt. Ergebnisse von Round-Robin-Tests von Dünnschicht-Modulen 1 Quelle: TÜV Rheinland Abweichung vom Durchschnitt der angegebenen P max -Werte 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% -8% -10% -12% a-si a-si/uc-si a-si/a-si a-si/a-si/a CIGS Die verschiedenen Formen und Farben beziehen sich auf unterschiedliche Testlabore. Die einzelnen Farben stehen für jeweils ein Prüflabor. Dünnschicht-Module aus amorphem Silizium können noch verhältnismäßig genau gemessen werden (+-2 bis +-3%). Bei Modulen mit Stapelzellen gibt es Abweichungen von -6% bis +8%. Als Grundlage für weitergehende Betrachtungen sind solche Messwerte zu ungenau. 1 Quelle: Jahn, U.: Characterization of Thin Film PV Modules - Urgent Need for Research. Vortrag auf der Thin Film Week 2009 in Berlin. 18

3.1.2.3 Leistung nach Typenschild (Label-Leistung) Auf Basis der eigenen Messung teilt der Hersteller den Solarmodulen Leistungsklassen zu. Das Modul erhält eine Nennleistung, zu der eine Leistungstoleranz angegeben wird. Vor dem Hintergrund des bereits Diskutierten wird deutlich, dass Toleranzen von 0 bis +3%, die von manchen Herstellern beworben werden, sehr eng gezogen sind. Ralf Adelhelm hat dies in seinem Beitrag Will we ever measure power correctly eindrucksvoll dargestellt. 1 Tatsächlich ist die Angabe der Nennleistung weniger Naturwissenschaft, als vielmehr Firmenpolitik. Quelle: Adelhelm correct declaration as uncertainly U 95 Additional eror caused by in-line measurement typical 100 + x Power in Watt 100 Marketing with Real Power Reference module mesured by Institute Addition? Es gibt Hersteller, die im Ruf stehen, großzügig zu labeln. Andere geben eine Nennleistung an, die unter dem gemessenen Wert liegt. Für manche Hersteller ist die Label-Politik ein Weg, um für die eigenen Produkte den werbewirksamen Ruf von Ertragsstärke aufzubauen. Andere sind weniger weitsichtig und sehen eher die (kurzfristig) positiven Auswirkungen auf den Umsatz, die eine optimistische Interpretation der Fehlertoleranzen mit sich bringt. 1 Ralf Adelhelm: Will we ever measure power correctly, 3rd PV Production Equipment Conference, April 2008, München. 19

» 3. Begriffserklärung 3.1.2.4 Weitere relevante Leistungsangaben Um das Verhalten von Solarmodulen zu charakterisieren, sind also die Einstrahlung, das Spektrum und die Zelltemperatur wichtige Größen. Wünschenswert wäre es für den gesamten Betriebsbereich, diese Daten zu kennen. Davon sind wir aber leider weit entfernt. Die spektrale Empfindlichkeit wird heute in Simulationsprogrammen nicht berücksichtigt. Im Zusammenhang mit der Einführung von Stapelzellen wird sich das möglicherweise ändern, noch ist es aber Zukunftsmusik. Die Zelltemperatur wird von allen guten Simulationsprogrammen berücksichtigt. Unterschiedliche Einstrahlungen werden durch Stützpunkte bei verschiedenen Einstrahlungsstärken berücksichtigt. Üblich ist, die Leistung bei 200, 300, 400, 500, 600, 800 und 1.000 W/m² zu berücksichtigen (z.b. bei jeweils 10, 25 und 65 C). 3.1.3 Fazit Leistungsbestimmung Um den tatsächlichen Ertrag einer Anlage zu bewerten, ist die Leistung des Generators eine zentrale Größe. Das gleiche gilt für eine Simulation. Wünschenswert wäre es weiter, nicht nur die normierte STC-Leistung der Module und des Generators zu kennen, sondern über ein Leistungskennfeld zu verfügen, welches die Parameter Einstrahlung, Spektrum und eventuell die Temperatur abdeckt. Leider kann man nach den bisherigen Ausführungen nur zu dem Schluss gelangen, dass die Leistungsbestimmung eines Solarmoduls eine außerordentlich komplexe Messung ist, die selbst unter guten Bedingungen je nach Messgerät und Messaufbau Fehlertoleranzen zwischen +-2% und +- 6% aufweist. Genauigkeiten, die wir bei der Messung vieler physikalischer Größen als selbstverständlich betrachten, sind bei weitem nicht zu erreichen. Ein standardisiertes Leistungskennfeld ist Zukunftsmusik, solange selbst die Ermittlung der STC- Leistung mit erheblichen Messtoleranzen behaftet ist. Insofern kann man nur davon abraten, Leistungsangaben für die reine Wahrheit zu halten oder gar als einziges Entscheidungskriterium heranzuziehen. 3.2 Ertragsbestimmung Der Ertrag einer Photovoltaik-Anlage hängt von einer großen Zahl von Faktoren ab, die im Kapitel Parameter des Energieertrags ausführlich besprochen werden. Den Ertrag einer Anlage kann man in kwh pro Jahr (kwh/a) angegeben. Er ist einfach im Nachhinein zu ermitteln, es genügt ein Blick auf den Zähler. Der Ertrag ist für den Endkunden der entscheidende Wert, da er sich mit dem Energieversorger darauf geeinigt hat, nach diesem Wert abzurechnen. Um Anlagen vergleichbar zu machen, wird der Jahresertrag auf die Anlagenleistung bezogen, also kwh/ kwp*a. Für diesen oft angewandten Vergleichswert ist entscheidend, welchen Wert man für die Leistung einsetzt. Man kann die Nennleistung in die Formel einsetzen oder eine gemessene Leistung. Bei der gemessenen Leistung ist wiederum zwischen den Flasher-Werten des Herstellers und Labor-Messwerten zu unterscheiden. Alle oben beschriebenen Fehler der Leistungsmessung schlagen folglich direkt auf die Angabe der Jahreserträge durch. 20

Je nach gewählter Bezugsleistung wird das Ergebnis deutlich abweichen. Mit einer Bandbreite von +- 5% sollte man rechnen. Vor allem darf man nicht aus den Augen verlieren, dass der Ertrag im Verhältnis zum Investment für den Anlageneigentümer wichtig ist. Eine Angabe von kwh/1.000 *a wäre oft hilfreicher. Vor allem wenn sehr unterschiedliche Technologien verglichen werden, wie z.b. Anlagen mit Hochleistungsmodulen (wie die von SunPower oder Sanyo HIT) auf der einen und Anlagen mit preisgünstigen Dünnschichtmodulen auf der anderen Seite. 3.3 Messen vs. Tests Ein Test sollte im Gegensatz zu einer Messung eine größere Zahl von Kriterien heranziehen, um eine Aussage zu einer komplexen Fragestellung zu ermöglichen. Sinnvolle Fragestellungen sind die Ertragsstärke eines Solarmoduls und dessen Qualität im Sinne von Lebensdauererwartung. Manche Tests, die nach dem besten Produkt fragen, versammeln eine lange Liste von Messungen und Prüfungen, die sich oft an die IEC-Normen 61215 oder 61646 anlehnen. Dazu kommen weiche Kriterien wie Gebrauchsanweisung, Garantiebedingungen, After-Sales-Service etc. Für alle Bereiche werden nach Bedeutung gewichtet Punkte vergeben, die abschließend ein Ranking der Produkte ermöglichen. In Kapitel 5 werden verschiedene Modultests vorgestellt. 21

4. Parameter für den Energieertrag Wir gliedern die Parameter für den Energieertrag in vier Gruppen: Standortspezifische Parameter Systemspezifische Parameter Servicebezogene Parameter Parameter des Solarmoduls 4.1 Standortspezifische Parameter Die standortspezifischen Parameter werden vor allem vom Klima und vom Wetter des Standortes bestimmt. Im Wesentlichen sind dies die Einstrahlung, das Spektrum, Temperatur und der Wind. Für Simulationen werden diese Werte auf der Basis von langjährigen Mittelwerten der umliegenden Wetterstationen errechnet. In Einzelfällen kann ein Mikroklima vorliegen, das die Anlage positiv oder negativ beeinflusst. Ein Beispiel dafür ist ein großer Teich, der die unmittelbare Umgebung kühlt oder durch Reflexion die nutzbare Strahlung erhöht. Die standortspezifischen Parameter können als unbeeinflussbare Rahmenbedingungen betrachtet werden. 4.2. Systemspezifische Parameter Im Gegensatz zu den standortspezifischen Parametern können die folgenden systemspezifischen Parameter bei der Anlagenplanung beeinflusst werden. 4.2.1 Ausrichtung des Generators und Umgebungseffekte 4.2.1.1 Neigungswinkel und Azimut der Anlage Der Azimut, also die Himmelsrichtung, in die die Anlage orientiert ist und der Neigungswinkel beeinflussen den Ertrag einer Anlage. In der folgenden Graphik unten sehen wir das Strahlungsangebot bei unterschiedlicher Ausrichtung einer Ebene. Das Optimum liegt in Berlin bei ca. 30 Neigung und genauer Südausrichtung. Das Strahlungsangebot ist über einen weiten Bereich ähnlich hoch wie im Optimum. Seitlich kann die Ebene von Süd-Ost bis Süd-West gedreht werden, ohne dass sich das Strahlungsangebot um 5% verändern würde. Bei gleicher Ausrichtung lässt sich die Neigung zwischen 20 und 45 variieren, ohne größere Verluste in Kauf nehmen zu müssen. Die Technologie ist sehr robust gegenüber Abweichungen vom Optimum. Dies gilt für kristalline Module. Dünnschichtmodule gelten als noch toleranter gegenüber Abweichungen von den idealen Montagebedingungen. Gut zu erkennen ist auch, dass flach auf dem Dach liegenden Modulen nur ein geringfügig reduziertes Strahlungsangebot zur Verfügung steht, während Module an der Fassade einer deutlich geringeren Einstrahlung ausgesetzt sind. 22