Energieerträge von Photovoltaikmodulen an verschiedenen Standorten

1. Warum ist es notwendig, Ertragstests in unterschiedlichen Regionen durchzuführen?

Photovoltaikmodule werden üblicherweise auf Basis der Nennleistung verkauft, die vom Modulhersteller auf dem Typenschild wie auch in den technischen Spezifikationen des Datenblattes angegeben wird. Dieser Leistungswert bezieht sich auf die sogenannten Standard-Testbedingungen (kurz: STC), das heißt, das PV-Modul ist einer effektiven Bestrahlungsstärke von 1.000 W/m² ausgesetzt, es wird auf 25 °C temperiert, und die spektrale Zusammensetzung des einfallenden Lichtes entspricht dem AM1,5-Referenz-Sonnenspektrum, das für wolkenlosen Himmel und etwa 48° schrägen Lichteinfall berechnet wurde (entspricht dem 1,5-fachen optischen Lichtweg durch die Erdatmosphäre). Der STC-Leistungswert ist somit ein Parameter, der die Leistungsfähigkeit eines Solarmoduls bei Volllast beschreibt.

Die realen Betriebsbedingungen im Feld unterscheiden sich jedoch immer deutlich von den STC, und es machen sich Einflussgrößen bemerkbar, die durch die punktuelle STC-Messung nicht erfasst werden. Bild 1 veranschaulicht das Energieertragsverhalten eines Solarmoduls als Zusammenspiel zwischen den optischen und elektrischen Eigenschaften des Solarmoduls mit den Klimabedingungen am Standort. Der Energieertrag ist die Summe der elektrischen Leistungswerte in einem betrachteten Zeitraum. Mit Ertragsberechnungsprogrammen kann man den Energieertrag oft nur mit Einschränkungen prognostizieren. Das liegt daran, dass die Datenblätter der Solarmodule neben der Nennleistung zumeist nur die Temperaturkoeffizienten als Zusatzinformation angeben.

Die Messungen des TÜV Rheinland an Standorten in Deutschland, Italien, Arizona, Indien und Saudi-Arabien zeigen, dass sich verschiedene Module dort jeweils verschieden gut eignen. Um das widerzuspiegeln, haben wir ein Ratingverfahren zur Bewertung des Energieertragsverhaltens entwickelt.

2. Wie wird das Energieertragsverhalten eines Moduls bewertet?

Zum Vergleich des Energieertragsverhaltens von PV-Modulen an einem Standort werden üblicherweise zwei verschiedene Parameter verwendet. Diese sind a) der spezifische Energieertrag und b) die Modul-Performance-Ratio (kurz: MPR). Der spezifische Energieertrag wird für einen betrachteten Zeitraum (z.B. 1 Jahr) angegeben und ist das Verhältnis aus gemessenem Energieertrag und Nennleistungswert. Die Angabe erfolgt in kWh/kWp. Dieser Wert ist allerdings von den Installationsbedingungen wie Orientierung oder Neigungswinkel des Solarmoduls abhängig und nicht ohne Weiteres auf andere Bedingungen übertragbar. Daher ist für die Klimabewertung des Energieertragsverhaltens die MPR besser geeignet. Sie berücksichtigt die gemessene solare Einstrahlung auf Modulebene und ist somit unabhängig von den Installationsbedingungen. Die MPR ist dimensionslos und berechnet sich wie folgt:

MPR= (gemessener Energieertrag x 1000 W/m² Bestrahlungsstärke bei STC) / (gemessene solare Einstrahlung in Modulebene x Bemessungsleistung bei STC)

MPR = 1 besagt, dass für den betrachteten Zeitraum der mittlere Wirkungsgrad des PV-Moduls dem STC-Wirkungsgrad entspricht. Werte unter 1 beschreiben die Summe der Wirkungsgradverluste.

3. Welche Verlustmechanismen bestimmen den realen Energieertrag eines Solarmoduls?

Die elektrische Leistung eines Solarmoduls nimmt bei gleichbleibender Bestrahlungsstärke linear mit steigender Modultemperatur ab. Diese Leistungseinbuße wird durch den Temperaturkoeffizienten beschrieben und in Prozent pro Kelvin (kurz: %/K) angegeben. Messungen des TÜV Rheinland haben gezeigt, dass dieser Temperaturkoeffizient für aktuell produzierte PV-Module stark variieren kann, und zwar im Bereich –0,25 %/K für CdTe-Dünnschichtmodule bis –0,45 %/K für kristalline Module.

Ein weiterer Verlustfaktor sind Ertragsverluste durch schrägen Lichteinfall. Sie werden bestimmt durch die optischen Reflexions- und Transmissionseigenschaften der im Solarmodul verwendeten Materialien. Für einen typischen Aufbau aus Glas/EVA/Solarzelle machen sich Transmissionsverluste allerdings erst oberhalb von 50° Einfallswinkel bemerkbar. Einfallswinkelverluste treten vorwiegend in den Morgen- und Abendstunden auf, wenn geringe Bestrahlungsstärken vorliegen. Je höher der Anteil der Diffusstrahlung an einem Standort ist, umso größer sind optische Ertragsverluste.

Die Zusammensetzung der Erdatmosphäre (Wasserdampf, Aerosole, Ozon etc.), die Sonnenhöhe über dem Horizont sowie jegliche Bewölkung des Himmels verändern die spektrale Zusammensetzung des Sonnenlichtes. Daher sind im Tages- und Jahresverlauf starke Schwankungen zu beobachten. Gegenüber dem AM1,5-Referenz-Sonnenspektrum treten dann energetische Verschiebungen zu kleineren Wellenlängen (Blauverschiebung) oder größeren Wellenlängen auf (Rotverschiebung). Unsere Messungen haben gezeigt, dass sich Spektraleffekte im Jahresverlauf überwiegend ausgleichen. Am Standort Köln wurde beispielsweise über das gesamte Jahr eine geringe Blauverschiebung gemessen. Hieraus ergeben sich spektrale Ertragsvorteile gegenüber den STC-Bedingungen, die für CdTe-Solarmodule bis zu 3 % betragen können, während sie für c-Si-Technologien im Bereich 1 % liegen.

Der Wirkungsgrad eines Moduls ist auch von der Intensität des einfallenden Lichtes abhängig. Bei konstanter Modultemperatur fällt der Wirkungsgrad in der Regel mit abnehmender Bestrahlungsstärke. Unter dem sogenannten Schwachlichtverhalten eines Solarmoduls versteht man die Wirkungsgradeinbuße bei geringen Bestrahlungsstärkewerten unterhalb 200 W/m². Diese Kenngröße eines Solarmoduls variiert sowohl für verschiedene PV-Modultechnologien wie auch für verschiedene Leistungsklassen des gleichen Modultyps. Normalerweise zeigen niedrigere Leistungsklassen einer Modulserie einen höheren Wirkungsgradverlust. Für kristalline Solarmodule wird ein relativer Wirkungsgradverlust von 3 % bis 5 % beobachtet und für CIGS-Solarmodule von 5 % bis 10 %.

4. Was sagen die Standards zu diesem Thema?

Das Leistungsverhalten von Solarmodulen in Abhängigkeit der Modultemperatur und Bestrahlungsstärke, die Messung der spektralen Empfindlichkeit sowie der Transmissionsverluste bei schrägem Lichteinfall können mit hoher Genauigkeit im Labor gemessen werden. Hierzu wurde von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (kurz: IEC) die Normenreihe IEC 61853 entwickelt.

Die Teile 1 und 2 beschreiben Labormessverfahren zur Erfassung dieser Modulkenngrößen. In Teil 3 soll zukünftig ein harmonisiertes Verfahren für die Berechnung des Energieertrages integriert werden, und Teil 4 soll Formatvorgaben für Referenz-Klimadatensätze festlegen. Mit den Labormesswerten aus den Teilen 1 und 2 sowie einem Klimadatensatz entsprechend Teil 4 kann so der Jahresenergieertrag für einen Standort berechnet werden. Heute ist jedoch nicht abzusehen, wann die Teile 3 und 4 ratifiziert werden. Daher unterscheiden sich heutige Berechnungsmethoden und liefern abweichende Ergebnisse.

5. Wie haben wir beim TÜV Rheinland Energieerträge gemessen?

Mit der Zielsetzung, eine verlässliche Datenbasis für Energieerträge von verschiedenen PV-Technologien in unterschiedlichen Klimaregionen zu schaffen, haben wir im Jahr 2013 das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (kurz: BMWi) geförderte PV-Klima-Projekt gestartet. Zur Analyse des Energieertragsverhaltens von Solarmodulen wurde ein Netzwerk von speziellen Messstationen in Köln, Ancona (Italien), Chennai (Indien), Tempe (Arizona) und Thuwal (Saudi-Arabien) aufgebaut, an denen zeitgleich Energieertragsmessungen von bis zu 30 Solarmodulen durchgeführt werden können. Tabelle 1 zeigt den Standortvergleich mit den ertragsrelevanten Klimafaktoren.

Jedes Solarmodul im Test ist an eine elektronische Last angeschlossen, die kontinuierlich den Punkt maximaler Leistung einstellt (MPP-Tracking). Ergänzend werden die Modultemperaturen gemessen sowie alle für die Datenanalyse erforderlichen meteorologischen Parameter. Neu ist der Aufwand, mit dem wir sichergestellt haben, dass alle Messdaten zeitlich synchron im 30-Sekunden-Takt aufgenommen werden, sowie die Gewährleistung einer hohen Datenqualität durch Fernüberwachung der Teststände von der Leitwarte in Köln.

6. Wie unterschiedlich sind die Ergebnisse des Ertragsvergleichs am Standort Köln?

Bild 2a zeigt das Ergebnis unseres Energieertrag-Vergleichstests mit Solarmodulen verschiedener Technologien am Standort Köln anhand des Rankings der berechneten MPR-Werte. Aus den Differenzen der MPR-Werte lassen sich Ertragsunterschiede zwischen Solarmodulen direkt ablesen. Der maximale Ertragsunterschied beträgt circa 4 % und innerhalb der Gruppe von kristallinen Modulen circa 3 %. Bild 3 gibt Aufschluss darüber, wie sich die Ertragsverluste in verschiedenen Klimaregionen für ein kristallines Solarmodul zusammensetzen. Es handelt sich um Abschätzungen, bei denen wir die im Labor gemessenen Kenngrößen (Temperaturkoeffizient, Wirkungsgradkurve, spektrale Empfindlichkeit, Winkelcharakteristik) mit den gemessenen Jahresmittelwerten der meteorologischen Parameter (gewichtete Modultemperatur, Häufigkeitsverteilung der solaren Einstrahlung, Mittelwertspektrum der Bestrahlungsstärke, Winkelverteilung der solaren Einstrahlung) multipliziert haben. Am Standort Köln dominieren beispielsweise Temperaturverluste und Winkelverluste, die eine ähnliche Größenordnung aufweisen. Schwachlichtverluste und spektrale Ertragsgewinne infolge von Blauverschiebung im Sonnenlichtspektrum kompensieren sich hier nahezu gegenseitig. Ertragsverluste durch Verschmutzung der Glasoberfläche spielen eine geringe Rolle. Diese Art der Abschätzung ist für das kristalline Solarmodul erstaunlich genau: Der Fehler für alle Regionen war nie größer als 2 %.

Die Berechnungen machen auch deutlich, dass temperaturbedingte Ertragsverluste an heißen Standorten (Arizona, Indien) dominieren und wegen der unterschiedlichen Temperaturkoeffizienten zu höheren Performanceunterschieden zwischen Solarmodulen führen. Diesen Zusammenhang belegen die Energieertragsmessungen am Standort Arizona. Bild 2b zeigt das Ranking der MPR-Werte für die untersuchten Modultypen. Der maximale Ertragsunterschied beträgt 9,5 Prozent und innerhalb der Gruppe von kristallinen Modulen circa drei Prozent. Die Reihenfolge der Module nach MPR-Wert sortiert ist anders als am Standort Köln, weil die Standortunterschiede unterschiedliche Modultypen begünstigen.

7. Lassen sich die Ergebnisse auf andere Standorte übertragen?

Die Ergebnisse vom Standort Köln lassen sich nur auf Standorte mit vergleichbaren Klimabedingungen übertragen. Standorte mit hohen Umgebungs- beziehungsweise Modultemperaturen begünstigen PV-Module mit niedrigen Temperaturkoeffizienten. An Standorten mit geringer Diffusstrahlung (Wüstenklimate) ist das Schwachlichtverhalten nebensächlich. Wenn also an verschiedenen Standorten die gleichen Modultypen installiert sind, ist immer von einem spezifischen Ranking ihrer MPR-Werte auszugehen. Daher kann man den Ertrag einer PV-Anlage durch gezielte Modulauswahl beeinflussen.

8. Wie können diese Ergebnisse zu einem objektiven Energieertragslabel beitragen?

Ein gemessener MPR-Wert gibt an, wie gut das Solarmodul im Vergleich zu den STC-Bedingungen tatsächlich arbeitet. Für einen Modultyp ist er jedoch nicht konstant, sondern abhängig von den Klimabedingungen am Standort. Aus Anwendersicht ist nun folgende Frage von Interesse: Wie ist das Energieertragsverhalten eines Solarmoduls im Vergleich zu anderen Produkten?

Um Solarmodule in dieser Hinsicht vergleichbar zu machen, haben wir ein neues Energieertragslabel entwickelt. Der elektrische Energieertrag wird zunächst über einen Zeitraum von einem Jahr im Vergleich zu einem herkömmlichen polykristallinen PV-Modultyp der Leistungsklasse 250 Watt gemessen, von dem Prüfmuster an allen fünf Messstandorten als Referenz installiert sind. Das Verhältnis der gemessenen MPR-Werte wird als sogenannter MPR-Index (kurz: MPRI) definiert, der angibt, wie gut das Solarmodul im Vergleich zu dem Referenzmodul arbeitet. Bei Werten größer als 1 liegt beispielsweise ein besseres Ertragsverhalten vor. Je nach Wert des MPRI wird eine Einteilung in sieben Klassen (Rating D bis A+++) vorgenommen, wobei das Referenzmodul (MPRI = 1) immer der Klasse A zugeordnet ist. Bild 4 zeigt das Energieertragslabel zusammen mit den Grenzen dieser Klasseneinteilung.

9. Welche Unsicherheiten bestehen für den MPRI-Wert?

Wettervariabilität: Beim MPRI handelt es sich um einen relativen Ertragsvergleich zu einem kristallinen Referenzmodul. Messreihen an den Standorten über zwei Jahre haben gezeigt, dass die Abhängigkeit des MPRI-Wertes von Jahresschwankungen der Klimabedingungen gering ist und dass sich die Reihenfolge im Rating nicht ändert. Diese Thematik ist noch Gegenstand weiterer Untersuchungen.

Diversität der Module eines Modultyps: Sollen für einen Modultyp Energieertragsmessungen an mehreren Standorten durchgeführt werden, werden Labormessungen an einer Stichprobe vorgenommen. Damit das Energieertrags-Rating der Module an den Standorten zu aussagekräftigen Ergebnissen führt, dürfen sich die ausgewählten Prüfmuster in den Modulparametern nicht stark unterscheiden und die Leistung bei STC sollte möglichst wenig von der Nennleistung abweichen.

Problem Nennleistungsbezug: Der MPR-Wert kann durch eine zu niedrige Nennleistungsangabe des Modulherstellers überbewertet sein. Bereits Fertigungstoleranzen können Veränderungen im Prozentbereich bewirken. Zur Steigerung der Objektivität des Labels wird daher die im Labor des TÜV Rheinland gemessene STC-Leistung des Solarmoduls für die Berechnung des MPR-Wertes herangezogen. Ist diese höher als die vom Modulhersteller angegebene Nennleistung, wird eine entsprechende Korrektur vorgenommen. Der Messfehler für die relativen MPRI-Werte wird dann durch die Labormessunsicherheit bestimmt, die für c-Si-Module im Bereich ±2 % liegt. (Werner Herrmann)

Der Autor Werner Herrmann ist beim TÜV Rheinland Teamleiter für den Bereich PV-Forschung und Projektleiter des vom BMWi geförderten PV-Klima-Projektes, in dem das Energieertagsverhalten von Solarmodulen in verschiedenen Klimaregionen untersucht wird.

Der TÜV Rheinland bietet Modulherstellern ein Energieertrags-Rating von PV-Modulen nach den dargelegten Kriterien für fünf ausgewählte Klimaregionen an. Basierend auf der Energieertragsmessung über ein Jahr wird ein Label für die betreffende Klimaregion vergeben, das aus Anwendersicht ergänzende Aussagen zur Produktqualität macht.

StandortSolare Einstrahlungin ModulebeneJahresmittel Umgebungstemperatur zwischen Sonnenauf- und -untergangJährliche NiederschlagsmengeMittlerer Verschmutzungsgrad für Standardglas
JahressummeSchwachlichtanteil< 200 W/m²
kWh/m²%Grad Cmm%
Köln/Deutschland1.1951915,2774-0,2
Ancona/Italien1.5561218,1757-0,1
Chennai/Indien1.861930,31.597-2,1
Tempe/Arizona (USA)2.360527,4219-3,7
Thuwal/Saudi-Arabien2.337430,870ca. -1 % bei wöchentlicher Reinigung

Tabelle 1: Vergleich der Klimabedingungen an den Messstandorten. Der mittlere Verschmutzungsgrad ist das Verhältnis von zwei Einstrahlungswerten, die mit zwei c-Si-Einstrahlungssensoren gemessen wurden: nicht gereinigt zu regelmäßig gereinigt.