Mehr als ein Phantom, aber keine Bedrohung

Am Schluss haben wir doch noch einen Betriebsführer gefunden, der zugab, potenzialinduzierte Degradation (PID) in den von ihm betreuten Anlagen gefunden zu haben. Und zwar nicht ein bisschen, sondern massiv. 160 Megawatt Anlagenleistung seien betroffen. Aufgefallen ist es ihm, so sagt er, aber nicht durch Performance-Abfall, sondern bei Thermografieuntersuchungen bei Abnahmen zum Ende der Gewährleistungspflicht. Er vermutet, er habe die Degradation entdeckt, bevor sie sich noch stärker entwickeln konnte. Das schließt er daraus, dass selbst die am schlimmsten betroffenen Module nur 30 Prozent Leistung verloren hätten. Denn von Prüflaboren hört man, dass es durchaus mehr sein können, wenn sich PID voll entwickelt. Sie geben bis zu 80 Prozent Degradation an.

Ein größeres Thema in der neueren Photovoltaik-Zeitrechnung ist der Effekt erst seit 2011, als Juliane Berghold, damals bei Solon, heute beim Photovoltaik-Institut, und Peter Hacke vom NREL darüber auf der PVSEC berichteten. Der Effekt tritt bei bestimmten Materialkombinationen der Module auf, wenn zwischen negativem Pol und Rahmen eine negative Spannung anliegt. Das lässt sich zwar durch eine Erdung des Strings verhindern. Diese ist aber oft nicht möglich, wenn trafolose Wechselrichter benutzt werden. Diese wurden seit 2008 immer gebräuchlicher. Modulhersteller reagieren seit etwa 2012 darauf. Sukzessive meldeten sie, ihre Module seien „PID-frei“. Nicht alle glauben, vorsichtig gesagt, dass alle Produzenten dieses Versprechen einhalten. Module, die vor 2012 oder 2013 verkauft wurden, wurden gar nicht getestet.

Es sind vor allem Experten von Prüflaboren, Gutachter und Sachverständige, die betonen, dass das PID-Risiko sehr hoch sei. Das kann stimmen, allerdings haben sie auch ein Interesse daran, dass möglichst viele bei ihnen Tests beauftragen. Eigentümer und Betriebsführer sollten es eigentlich genau wissen, wie viele ihrer oder der von ihnen betreuten Module PID zeigen. Doch sie sprechen nicht gerne darüber und erklären meistens, dass sie PID in ihren Anlagen noch nicht gefunden hätten. Um den Widerspruch zwischen den Aussagen der Betreiber und Betriebsführer und den Gutachtern besser einschätzen zu können, haben wir eine anonymisierte Umfrage bei allen Beteiligten gestartet. Wir haben unseren Fragebogen an über 60 Unternehmen geschickt und von 22 Antworten bekommen.

Zurückhaltende Antworten

Von den Betriebsführern haben wir acht Antworten zurück bekommen und damit rund 2,7 Gigawatt kristalline Module erfasst, das dürften 15 bis 20 Prozent aller Großanlagen sein. 1,5 Gigawatt waren kristalline Module älter als zwei Jahre. Im Laufe der Umfrage sah es zunächst so aus, als ob bei ihren Anlagen PID keine Rolle spielte oder sie es uns trotz Zusicherung der Anonymität nicht verraten wollten. Bei den Eigentümern war das Bild ähnlich. „Viel relevanter sind defekte Anschlussdosen oder Dioden, die nicht getauscht werden können“, teilte einer der Befragten mit. Erst am Ende kam der eine Fragebogen, mit dem sich das Bild wendete. Insgesamt wurden uns dadurch 16 Anlagen mit rund 160 Megawatt Anlagenleistung gemeldet, in denen PID aufgetreten war.

Das passt auf den ersten Blick zu den Angaben der acht Unternehmen, die Technical Due Dilligence anbieten (TDD), also begutachten, prüfen und beraten, teilweise auch sanieren, und die uns quantitativ geantwortet haben. Die TDD-Unternehmen haben nach eigenen Angeben insgesamt 3,45 Gigawatt an Modulleistung überprüft, wobei das natürlich nicht bedeutet, dass sie jedes dieser Module im Einzelnen angeschaut haben. Von diesen 3,45 Gigawatt waren 982 Megawatt kristalline Module älter als zwei Jahre. Bei 146 Megawatt bestand ein Anfangsverdacht auf PID. Dieser hat sich nach den Aussagen der Unternehmen bei 111 Megawatt bewahrheitet. Dabei dürfte sich dieser Wert auch auf die Anlagenleistung beziehen, nicht auf die direkt betroffenen Module.

Bei den Modulherstellern haben wir Antworten von Herstellern erhalten, die zusammen rund sechs Gigawatt in Deutschland verkauft haben. Wer PID für ein Phantom hält, wird vielleicht von der Antwort überzeugt, dass von den sechs Gigawatt nach Aussagen der Hersteller mehr als ein Gigawatt prinzipiell durch die Bauart PID-anfällig ist. Allerdings betonen sie, dass es ja auch immer vom Systemdesign abhängt und nicht nur vom Modulaufbau. Garantiefälle hat es bei den befragten Modulherstellern nach deren Aussage aber nur über fünf Megawatt gegeben. Ein Hersteller merkte an, dass Projektierer das Problem oft selbst lösten, da sowieso schwer zu entscheiden sei, „was ein Produkt- und was ein Systemfehler ist“.

Die Antworten sind sehr heterogen. Ein Modulhersteller teilte zum Beispiel mit, dass er das PID-Thema bei seinen Wettbewerbern als Marketing-getrieben empfindet. „Es ist deshalb aus unserer Sicht in der Photovoltaik-Community von der Wichtigkeit her stark überbewertet worden“, schrieb er.

Widerspruch in den Aussagen

Auf den ersten Blick passen die Ergebnisse zwar ganz gut zusammen. Auf den zweiten Blick aber nicht. Es ist ja nicht davon auszugehen, dass alle TDD-Unternehmen, die geantwortet haben, die Anlagen dieses einen Betriebsführers untersucht haben, der PID gesehen hat. Die eigentlich interessante Frage ist also, ob die Erfahrung dieses einen Betriebsführers wirklich ein Einzelfall ist, ob es Zufall ist, dass wir sonst nur von Betriebsführern Antwort bekommen haben, die kein PID gefunden haben, oder ob uns andere die Wahrheit nicht verraten wollen. Übrigens haben auch die TDD-Unternehmen, die gleichzeitig Betriebsführung anbieten, die Mängel erstaunlicherweise nur in ihrem TDD-Teil gesehen. Immerhin haben die TDD-Unternehmen das wenigste Interesse daran, PID zu verschweigen. Da wir die wichtigsten uns bekannten Unternehmen angefragt haben, nehmen wir an, dass die 111 Megawatt, bei denen PID nach TDD-Aussage nachgewiesen ist, auf die gesamte installierte Leistung bei Freiflächenanlagen zu beziehen ist. Dann wären nur verschwindend wenig Anlagen betroffen, weniger als 0,3 bis 0,4 Prozent.

Das entspricht auch den Verkaufszahlen der Vorschaltboxen für Wechselrichter, mit denen PID behoben werden kann. Eine der Firmen, die solche Boxen anbieten, teilte uns mit, dass sie nur in homöopathischen Stückzahlen weggingen. Die Leistung liege unter 0,1 Prozent der verkauften Wechselrichterleistung.

Anzeichen für PID in der Zukunft

Es gibt noch eine Erklärung dafür, dass sich die Aussagen der Beteiligten derart unterscheiden: Es ist denkbar, dass das Problem jetzt erst langsam akut wird. Adler Solar ist eines der TDD-Unternehmen, die auf unseren Fragebogen geantwortet haben. Nach eigenen Angaben hat es bei Modulen aus bestehenden Anlagen mit einer Gesamtleistung von 30 Megawatt PID nachgewiesen. Ein Großteil davon vor sehr kurzer Zeit, erklärt Sönke Jäger, Leiter Engineering Services. Davor sei der Effekt vor allem bei Anlagen in Südeuropa, Afrika und Asien aufgetreten. Es ist ja bekannt, dass Wärme und Feuchte PID beschleunigen. Jäger hält es daher für eine plausible Erklärung, dass der Effekt erst jetzt in größerem Maße in Deutschland sichtbar wird. Bisher sei die Anlagenleistung meist weniger als zehn Prozent zurückgegangen, nur in Einzelfällen 25 Prozent. Wenn eine Anlage bisher einige Prozent in ihrer Performance verloren hat, ist die Frage, wie sich das weiterentwickelt.

Einen Verdacht hat Juergen Sutterlueti von Gantner Instruments. Er hält PID im Moment zwar nicht für das größte Qualitätsproblem der Photovoltaikanlagen. Allerdings kann er sich vorstellen, dass die Auflösung der Monitoringsysteme oft nicht ausreicht, die mit dem Effekt verbundenen Ertragseinbußen zu erkennen. Das liege daran, dass sich PID nicht homogen an ganzen Anlagen entwickele, sondern zunächst auch punktuell in einzelnen Strings. Dabei sei allerdings angemerkt, dass er wie alle anderen an dieser Diskussion Beteiligten Interessen hat. Gantner Instruments verkauft Hardware, mit der das Monitoring nach eigenen Angaben besser geht. Es arbeitet gerade an einer Datenanalyse zur PID-Detektion für eine automatisierte Alarmfunktion.

Schlechtes Monitoring schuld?

Auch Sönke Jäger hält es für denkbar, dass PID durch das Monitoring von Solarparks nicht erkannt wird, solange die Anlage noch nicht stark betroffen ist. Das weiß Jäger aus eigener Erfahrung. Er hat einen mehrere Megawatt großen Solarpark mit jeweils Ein-Megawatt-Zentralwechselrichtern untersucht. Es stellte sich heraus, dass er PID-belastet war.

In solch einem Park sei das per Monitoring nicht immer sofort erkennbar. Denn wenn in einigen Strings mit vielen hintereinander geschalteten Modulen einzelne davon wegen PID degradieren und genügend Strings parallel geschaltet sind, ändert sich die Leistung auf String- oder sogar Superstringebene – also bei vielen parallel geschalteten Strings – nur unwesentlich. Wenn alle Megawattblöcke gleichermaßen betroffen sind, merkt man dies auch bei größeren Schädigungen durch den direkten Vergleich dieser Blöcke miteinander nicht. In Anlagen mit Stringwechselrichtern wiederum verlassen sich Betreiber öfter darauf, als Monitoring einfach die Wechselrichterleistungen zu vergleichen. Auch dann zeigt sich PID nicht sofort, wenn die an die verschiedenen Wechselrichter angeschlossenen Strings gleichermaßen betroffen sind.

Selbst wenn bemerkt wird, dass der Ertrag einige Prozent zurückgeht, kann das immer noch auf das Wetter oder eine Verschmutzung der Anlage geschoben werden. Jäger gibt zu bedenken, dass viele Solarkraftwerksbetreiber keine Einstrahlungssensoren installiert haben oder zumindest keine Performance-Ratio-Analyse machen. Sie können gar nicht bemerken, wenn die ganze Anlage in der Leistung um einige Prozentpunkte nachlässt. Es gibt also gute Gründe dafür, dass PID auch in einigen Jahren noch ein Thema sein wird.

Da dürfte es durchaus ein Trost für Betreiber sein, dass es gar nicht so teuer ist, mit Modulen umzugehen, die von PID betroffen sind. Bei Anlagen am Mittelspannungsnetz ist es meist möglich, den negativen Pol der Modulstrings zu erden, was die Ausbreitung des Mangels verhindert. Wo das nicht geht, kann man die Vorschaltboxen installieren. Die meisten geben an, gute Erfahrungen damit gemacht zu haben. Teilweise werden Strings auch umgepolt, um die betroffenen Module zu heilen. Insofern ist es vor allem wichtig, den Effekt im Feld zu erkennen. Sonst verlieren Betreiber unter Umständen völlig unnötigerweise Ertrag.

Siehe auchInterview mit Manfred Bächler, der pv magazine bei der Umfrage beraten hat.