Kristallin vs. Dünnschicht
PV Modultechnologie im Vergleich
Photovoltaikanlagen speisen in Stuttgart ca. 1000 kWh und in Zypern ca. 1650 kWh Energie pro Jahr und installiertem Kilowatt Nominalleistung ins Netz. Obwohl Dünnschichttechnologien ein besseres Temperatur- und Schwachlichtverhalten aufweisen, zeigt Bastian Zinßer, dass sich die Jahreserträge der hier untersuchten Photovoltaiktechnologien nur geringfügig unterscheiden.
Für Betreiber und Planer von Photovoltaikanlagen ist es wichtig zu wissen, welche Energieerträge bzw. Rendite sie im realen Betrieb von ihrer geplanten Photovoltaikanlage erwarten können. Hintergrund ist meist die Frage nach den Kosten für den Solarstrom in €ct/kWh. Diese Kosten hängen hauptsächlich vom Kaufpreis der PV-Anlage, den Zinsen, aber auch vom jährlichen Energieertrag der PV-Anlage ab. Das Datenblatt gibt den Wirkungsgrad eta von PV-Modulen meist nur für Standardtestbedingungen (STC) im Labor an. STC bedeutet eine Einstrahlung von G = 1000 W/m2, eine Solarzellentemperatur von T = 25 °C und ein Lichtspektrum AM 1.5. Diese Beleuchtungsbedingungen entsprechen einem sonnigen Frühlings- oder Herbsttag zur Mittagszeit. In der Praxis verursachen erhöhte Modultemperaturen T, schwächere Einstrahlung G und ein anderes Spektrum des Lichts (insbesondere bei Wolken und in den Morgen- und Abendstunden) Abweichungen vom Wirkungsgrad eta bei STC. Die Standardtestbedingungen kommen im realen Betrieb in Deutschland praktisch nie vor. Entweder ist der Himmel bewölkt, wodurch die Einstrahlung geschwächt ist, oder hohe Einstrahlung erwärmt die Solarzellen auf über 50 °C. In sonnigeren, südlichen Ländern weichen die Betriebsbedingungen noch stärker von den STC ab, wodurch die Auswirkungen solcher Variationen auf den Jahresenergieertrag EJahr dort größer sind.
Von der Norm abweichende Betriebsbedingungen
Zur Klärung der Frage, welche PV-Technologie unter welchen klimatischen Bedingungen den höchsten Jahresenergieertrag EJahr erzeugt, untersucht das Institut für Physikalische Elektronik (ipe) der Universität Stuttgart zwölf verschiedene PV-Systeme unterschiedlicher Technologie an den klimatisch verschiedenen Standorten in Stuttgart (Deutschland), Nikosia (Zypern) und Kairo (Ägypten). Dabei kommen sowohl mono- und multikristallines Silizium (Si) als auch verschiedene Dünnschicht-Technologien wie amorphes Silizium (a-Si), Kupfer- Indium-Gallium-Diselenid (CIGS) und Cadmium-Tellurid (CdTe) zum Einsatz. Alle Anlagen haben eine Nominalleistung von ca. einem Kilowatt Spitzenleistung (PSTC = 1 kWp) und sind identisch aufgebaut. Insbesondere wurde Wert auf identische Wechselrichter und ähnliche Systemspannungen gelegt, um Beeinflussungen durch unterschiedliche Wirkungsgrade der Wechselrichter gering zu halten. Die Wechselrichterleistung ist ca. 10 % größer dimensioniert als die PV-Leistung, um kurzfristige Leistungsspitzen mitnehmen zu können. Seit 2006 stehen die PV-Anlagen im jeweils optimalen Neigungswinkel Richtung Süden. Jeder Standort ist mit einer umfangreichen Messtechnik für Wetter- und Systemdaten ausgestattet. In Nikosia arbeitet das ipe mit der Photovoltaic Technology Group des Department of Electrical and Computer Engineering (ECE) der University of Cyprus zusammen. In Kairo erfolgt die Zusammenarbeit mit der German University in Cairo (GUC), für welche die Universitäten Stuttgart und Ulm Patenhochschulen sind.
Normierung ist ausschlaggebend
Zu Vergleichszwecken ist es notwendig, die in einem Jahr eingespeiste Energiemenge EZähler auf die Nominalleistung PSTC der jeweiligen PV-Anlage zu beziehen:
Die Nominalleistung PSTC wird üblicherweise mit einem Blitzlichtsonnensimulator (Flasher) im Labor oder vom Hersteller am Ende der Produktion bestimmt. In den europäischen Prüflaboren liegen typische Ungenauigkeiten für diese Flashermessungen bei ±2 % für kristalline Module und ±3 bis ±6 % für Dünnschichtmodule. Die Ungenauigkeit der Energiemessung liegt bei ca. 1 %. Hinzu kommt ca. 1 % Fehler durch den nie ganz optimalen Betrieb der Module am Wechselrichter. Addiert man die Ungenauigkeiten der Einzelmessungen unter der Annahme von 3 % Fehler bei der Leistungsbestimmung, so ergibt dies eine Gesamtunsicherheit von ±5 %. Somit kann bei einem Unterschied von 10 % im Energieertrag von zwei PVAnlagen keine Aussage gemacht werden, welches die bessere Technologie ist. Bezieht man den Vergleich auf die Datenblattangaben der Nennleistung, so ist der Fehler nochmals ±1,5 bis ±5 % größer, da die Sortiertoleranzen der Module noch hinzukommen.
Erträge am Mittelmeer 65 % höher
In einem durchschnittlichen Sonnenjahr speisen die Stuttgarter Solaranlagen ca. 1000 kWh/kWp und die Zypriotischen ca. 1650 kWh/kWp ins öffentliche Stromnetz ein. Starke Verschmutzungen durch Sandstaub verringern den Jahresenergieertrag in Kairo auf lediglich 1300 kWh. Nach einer Reinigung fällt die Leistung innerhalb von zwei Monaten um 25 % ab. Deshalb ist hier eine regelmäßige Reinigung (z.B. wöchentlich) der Solarmodule unerlässlich.
Abbildung 1 zeigt die Jahresenergieerträge der zwölf PV-Technologien in Stuttgart und Nikosia, hier bezogen auf die Leistungsmessung PSTC mit
dem Flasher beim Hersteller. Die Fehlerbalken sind ebenfalls eingezeichnet. Die Unterschiede im Energieertrag betragen 12 % in Stuttgart und 9 % in Nikosia, bezogen auf den Mittelwert. Die Dünnschichttechnologien zeigen die größten Abweichungen, doch die Fehlerbalken sind in allen Fällen größer als die Unterschiede. Daher lassen sich keine verlässlichen Aussagen über einen Vorteil bestimmter PV-Technologien treffen.
Abbildung 2 zeigt die Leistung PDC auf der Gleichstromseite über der gemessenen Modultemperatur TModul. Die Darstellung zeigt alle 15-Minuten Mittelwerte des Jahres 2007 einer PV-Anlage aus monokristallinem Silizium in Zypern, wo der Weg des Sonnenlichts durch die Atmosphäre dem 1,4 bis 1,6 fachen der Atmosphärendicke entspricht.
Hierdurch erfolgt sowohl eine Einschränkung auf das Normspektrum AM 1.5, als auch auf etwa senkrechte Einfallswinkel. Die verschiedenen Farben stellen unterschiedlich hohe Einstrahlungswerte G dar. Deutlich ist zu erkennen, dass die Leistung mit zunehmender Temperatur abfällt. Hieraus wird der Temperaturkoeffizient bestimmt. Betrachtet man die Leistung bei 25 °C aber verschiedenen Einstrahlungswerten, so wird daraus das Schwachlichtverhalten bestimmt. Bei G = 1000 W/m2 und TModul = 25 °C kann die Nominalleistung der PV-Anlage abgelesen werden.
Besseres Schwachlicht- und Temperaturverhalten nicht ausschlaggebend
Untersuchungen des Schwachlichtverhaltens zeigen für manche Dünnschichttechnologien (a-Si, CdTe) einen Vorteil von 3 % im Jahresenergieertrag aufgrund eines besseren Wirkungsgrades bei niedriger Beleuchtung. Klar wird der geringe Einfluss, wenn man die Einstrahlungsverteilung in Stuttgart und Nikosia betrachtet. In Stuttgart werden 80 % (50 %) der eingestrahlten Jahressumme der Solarenergie bei Intensitäten größer G > 300 W/m2 (650 W/m2) und in Zypern bei G > 500 W/m2 (750 W/m2) erbracht. Ebenso wirkt sich der bessere Temperaturkoeffizient der Dünnschichttechnologien positiv auf den Jahresenergieertrag aus. Für Stuttgart ergibt die Simulation einen Vorteil von 1 % und im wärmeren Nikosia von 4 %. Die prinzipiellen und gemessenen Vorteile des besseren Schwachlicht- und Temperaturverhaltens mancher PV-Technologien gehen jedoch in den Fehlerbalken der Leistungs- und Energiemessung (±4 bis ±8 %) unter.
Literatur
B. Zinßer, Jahresenergieerträge unterschiedlicher Photovoltaik-Technologien bei verschiedenen klimatischen Bedingungen (Shaker Verlag, 2011), ISBN 978-3-8322-9965-1.
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