Schein oder Sein im Anlagenbestand

Das Bild ähnelt sich seit Jahren. Prüflabore und Anbieter von Maßnahmen gegen potenzialinduzierte Degradation (PID) warnen davor, dass dieser Mangel auftreten kann, Ertrag kostet und sogar länger unentdeckt bleibt. Sie haben allerdings auch ein Interesse daran, dass man bei ihnen Anlagenuntersuchungen einkauft. Fragt man Betreiber, die diese Anlagenuntersuchungen bezahlen müssen, oder von ihnen beauftragte Betriebsführer, ergibt sich oft ein ganz anderes Bild. Entweder sie reden nicht gerne darüber oder PID ist nicht mehr als eine seltene Randerscheinung.

In der Neuauflage der pv magazine Umfrage zeigt sich, dass die Wahrheit irgendwo dazwischen liegt. Wir haben mit 23 namhaften Betriebsführern und Gutachtern gesprochen. Zehn der Befragten, darunter auch TDD-Dienstleister, sind noch nie mit PID in Berührung gekommen. „Wenn man nur von PID leben müsste, dann wäre es schlecht“, sagte einer von ihnen. Dann, so sollte man denken, kann PID kein so ernstes Problem sein.

Die quantitative Auswertung zeigt jedoch ein widersprüchliches Bild. 16 Umfrageteilnehmer haben quantitative Angaben gemacht, davon 12 Unternehmen, die auch als Betriebsführer tätig sind. Sie betreiben Photovoltaikanlagen mit kristallinen Siliziummodulen mit einer Leistung von 2,5 Gigawatt, rund 1,8 Gigawatt davon in Deutschland. Damit dürften wir rund ein Zehntel der Freiflächenanlagen hierzulande erfassen. Die Betriebsführer teilten uns mit, dass bei diesen 1,8 Gigawatt bei circa 300 Megawatt PID besteht, bei weiteren 65 Megawatt der Verdacht darauf. Zusammen macht das 19 Prozent von PID betroffene Anlagenleistung. Das ist mehr als in der Umfrage vor einem Jahr. Zum einen, da wir weitere Betriebsführer erfasst haben. Zum anderen, weil die bereits letztes Jahr erfassten Betriebsführer rund 50 Megawatt neue PID-Fälle registriert haben.

Dabei gibt es eine klare Häufung der PID-Fälle. Nur sechs der Befragten sind überhaupt mit PID konfrontiert gewesen. Der Großteil der 300 Megawatt verteilt sich sogar nur auf drei Unternehmen. Das lässt sich auf dreierlei Arten interpretieren.

Drei mögliche Schlussfolgerungen

These 1: Da nur wenige Unternehmen betroffen sind, handelt es sich bei den Meldungen um Ausreißer. Wir haben nicht abgefragt, wie viele unterschiedliche Modultypen bei den PID-belasteten Anlagen verbaut sind. Daher können wir nur spekulieren, dass es sich eventuell um einige besonders schlechte Modulchargen handelt. Dann wäre das PID-Problem kleiner, als die 300 Megawatt suggerieren. Jedenfalls ist es dann eher Zufall, dass wir in der Umfrage diese drei besonders stark betroffenen Betriebsführer erfasst haben. Die 19 Prozent lassen sich nicht auf den gesamten Anlagenbestand hochrechnen.

These 2: Viele Betreiber schauen nicht genau genug hin. PID fällt nämlich oft gar nicht so richtig auf – vor allem im Anfangsstadium, wenn noch genauer auf die Messergebnisse geschaut wird. Später wird dann oft gar nicht mehr so genau kontrolliert. Außerdem, wenn nur die Module am Minuspol der Stränge stark betroffen sind, kann es sein, dass der Ertrag der Anlage nur wenig sinkt. Wenn die einzelnen Stränge ähnlich stark betroffen sind, fällt es auch im Strangvergleich nicht auf. Wenn das Monitoring nicht einmal stringaufgelöst ist, sondern mehrere Strings parallel geschaltet sind, wie bei den meisten modernen Strangwechselrichtern im Leistungsbereich größer 20 Kilowattpeak, kann es noch schwieriger werden.

Auch einer der Betriebsführer, der jetzt von PID betroffen ist, schreibt: „Wir haben tatsächlich die Erfahrung gemacht, dass die Degradation durch PID in der Anlagenperformance lange nicht auffällt. Leider sind die Modulhersteller auch nicht geneigt, dem Kunden dabei zu helfen, sondern streiten die Probleme erst mal ab und versuchen, auf Zeit zu spielen.“ Das passt dazu, dass fast alle, die uns über PID berichtet haben, den ersten Verdacht durch einen Ertragsabfall im Monitoring bekommen haben. Stimmt diese These, wäre das PID-Problem doch noch deutlich größer, als es die Umfrageergebnisse zeigen.

These 3: PID entwickelt sich schleichend mit der Zeit und fällt vielerorts nicht auf, da die Degradation noch nicht so groß ist. Demnach würde PID in Zukunft häufiger bemerkt werden. Um das zu klären, haben wir das Alter der Module in der Betriebsführung abgefragt. Nur 43 Prozent der in der Umfrage erfassten Module ist älter als vier Jahre, fast 20 Prozent jünger als zwei Jahre (Auswertung für die gesamten Portfolios, nicht nur für Deutschland). Verteilt man die aufgetretenen PID-Fälle gleichmäßig auf die jeweiligen Portfolios, zeigt sich eindeutig, dass vor allem die Anlagen älter als zwei beziehungsweise als vier Jahre betroffen sind (siehe Grafik). Die Unternehmen, denen viel PID begegnet ist, haben deutlich ältere Anlagen als die anderen. Da der Effekt altersabhängig ist, kann bei den älteren Anlagen, bei denen PID noch nicht detektiert wurde, die Degradation noch kommen. Die neueren Module sollten dagegen in der Masse PID-resistenter sein, da die Modulhersteller und EPC-Unternehmen seit einigen Jahren sensibilisiert sind. Stimmt diese These, wird uns PID noch eine ganze Weile begleiten, es gibt aber keinen Grund zur Dramatisierung.

Gegen These drei spricht, dass in der Statistik des TDD-Dienstleisters Suncycle die Mehrzahl der Fälle innerhalb der ersten zwei Jahre nach Inbetriebnahme aufgeschlagen ist (siehe Seite 56). 2013 und 2014 gab es eine besonders große Zahl an Fällen. Doch auch 2015 gingen sie nicht auf null, sondern nur etwas zurück. „Wir rechnen nicht mit einem Abklingen der PID-spezifischen Anfragen“, schreibt Suncycle-Experte Wolfgang Nasse.

Auch beim TDD-Dienstleister Adler Solar waren 2015 die PID-Fälle leicht rückläufig. Das könne aber auch daran liegen, so vermutet Produktmanagementleiter Sönke Jäger, dass viele Installateure inzwischen wissen, wie sie mit dem Problem umgehen können, so dass die Fälle den TDD-Dienstleister gar nicht mehr erreichen.

Zehn Prozent Minderertrag unerkannt

Trotzdem vermutet auch er, dass viele Fälle nicht gefunden werden. Jäger berichtet von einem Beispiel aus jüngster Zeit, das die Problematik klarmacht. Er untersuchte eine Anlage, die drei Jahre alt war, aufgrund eines Überspannungsschadens. PID war dann ein Zufallsbefund. Bei rückwirkend durchgeführten Simulationen stellte sich heraus, dass die Performance Ratio bereits um mehr als zehn Prozent eingebrochen war. „Da im Rahmen der Projektentwicklung eine relativ konservative Ertragsprognose erstellt wurde, fiel der Minderertrag nicht auf“, sagt Jäger. „Auch die sinkende Performance Ratio konnte er nicht detektieren, da er keine Einstrahlungsreferenz hatte.“ Sprich: Der Betreiber hatte keinen guten Sollwert, mit dem er die Istwerte vergleichen konnte. Dass etliche Betreiber gar kein PID sehen, könnte also auch daran liegen, dass sie nur ein unzureichendes Monitoring haben.

Man kann sich auch nicht darauf verlassen, dass PID in bestimmten Situationen nicht auftritt. Generell heißt es, dass feuchtwarme Klimata PID begünstigen, da dadurch die Kriechströme durch das Glas steigen, die PID verursachen. In unserer Umfrage sind uns allerdings auch einige PID-belastete Megawatt im MENA-Wüstenklima gemeldet worden. Diese Module waren sogar erst ein Jahr alt.

Steffen Peters vom TDD-Dienstleister und Betriebsführer Solarpraxis Engineering rät daher generell dazu, genauer hinzuschauen. Der Betriebsführer könne mit kleinen Mitteln im Zuge der Wartung intelligent vorgehen. So sollten immer die schwächsten Strings gemessen werden. Wenn dann eine geringere Leerlaufspannung besteht als in Referenzstrings, könne das ein Anzeichen für PID sein und man sollte das weiter verfolgen und im nächsten Schritt die ersten und letzten Module in dem betroffenen String vermessen.

Wir mussten in unserer Umfrage auch feststellen, dass es kaum sinnvoll ist, zwischen PID-Verdacht und bewiesenen PID-Fällen zu unterscheiden. Selbst wenn die Degradation ein Garantiefall ist, lohnt sich der eindeutige Nachweis unter Umständen nicht, da er aufwendig werden kann. Daher versuchen die meisten, mit denen wir gesprochen haben, sich mit Modulherstellern zu einigen, wenn es sie noch gibt. Dann muss man nicht für jedes Modul die Degeneration bestimmen. In einem Praxisbeispiel wurde ohne zusätzliche Analyse einfach jeder DC-Generatorstromkreis an den verschiedenen Wechselrichtern einer Anlage, in der man an einer Stelle PID untersucht und nachgewiesen hat, nachträglich geerdet. Wenn man sich mit dem Modulhersteller einigt, spart man so die Kosten einer aufwendigen Analyse.

Regeneration mit Anti-PID-Offsetboxen

Außer per Erdung lässt sich PID mit Anti-PID-Offsetboxen bekämpfen, die den DC-Generatorstromkreis nachts unter Spannung setzen. Die Hersteller dieser Produkte haben daher auch einen Eindruck, wie drängend das Thema PID wirklich ist. Nachdem SMA dieses Produkt eingestellt hat und nicht mehr verkauft, setzen die Befragten entweder die Boxen von Padcon oder von Ilumen ein. Ilumen ist ein belgisches Unternehmen. Produktmanager Ismaël Ben-Al-Lal teilte mit, dass der Absatz von 2014 zu 2015 um 40 Prozent gestiegen sei, wobei die Boxen in 34 Länder verkauft worden seien. Auch in Deutschland sei die Nachfrage gestiegen.

Zwar lässt sich PID teilweise reparieren, indem man Anti-PID-Offsetboxen in den DC-Generatorstromkreis einbaut oder indem man eine Möglichkeit findet, den Generatorstromkreis doch noch an der richtigen Stelle zu erden. Doch die Aussagen darüber, ob die Regeneration der Module am Ende vollständig ist, gehen auseinander. Laut Suncycle hängt das von der Höhe der Degradation ab. „Stark degenerierte Module mit weniger als 30 Prozent der Ursprungsleistung lassen sich meist nicht mehr vollständig regenerieren“, schreibt Wolfgang Nasse.

Ismaël Ben-Al-Lal ist dagegen der Auffassung, dass Geschwindigkeit und Vollständigkeit der Regeneration sehr stark von der Spannung abhängen, die die Offsetbox an die Module legt. Wenn die Offsetbox wie etwa bei der nun nicht mehr erhältlichen SMA-Box einfach parallel zum Wechselrichter geschaltet wird, könne die Spannung nicht so hoch gewählt werden, da sonst auch ein zu hoher Strom durch den Wechselrichter fließe. Ilumen hat daher zwei Typen im Angebot: Die teurere Box trennt mit Relais den DC-Stromkreis vom Wechselrichter. Dadurch ist es möglich, so Ben-Al-Lal, eine höhere Spannung anzulegen, in der Regel die maximale Systemspannung von bis zu 1.000 Volt. Zu Testzwecken seien sogar 1.250 Volt möglich. Da das Schaltprozesse im DC-Stromkreis erfordert, ist die Technik allerdings deutlich aufwendiger als bei Offsetboxen, die einfach parallel geschaltet werden.

Ilumen rät sogar, seine Boxen prophylaktisch einzubauen. „Ein Teil der normalen Degradation ist PID“, sagt Ismaël Ben-Al-Lal. Es gebe schließlich keine vollkommen PID-freien Module, nur mehr oder weniger stärker resistente Module. Laut der Leistungsgarantie der Modulhersteller können Module in 20 Jahren 20 Prozent ihrer Leistung verlieren. Mit den Boxen lasse sich die Degradation grundsätzlich reduzieren, so Ben-Al-Lal. Sönke Jäger sieht das etwas differenzierter. Offsetboxen kosten nicht nur Geld, sondern könnten auch eine Fehlerquelle sein. Er geht davon aus, dass moderne Module, abhängig von Standort und Systemkonfiguration, über ihre Lebensdauer durchaus so wenig PID zeigen, dass sie überhaupt nicht auffällt und andere Degradationseffekte die Leistungseinbußen maßgeblich bestimmen.

Wer am Ende bei PID verantwortlich ist und wer für was haftet, ist umstritten. Auf dem zweiten pv magazine Quality Roundtable im November in Berlin wurde der Modulhersteller, der einen vorgestellten PID-Fall vermeintlich kooperativ abwickelte und zusätzliche Erdungen finanzierte, attackiert (PID-Fall: siehe pv magazine November 2015, Seite 58). Die Regeneration, selbst wenn sie einigermaßen vollständig ist, dauert bis zu einem Jahr. Der Hersteller übernahm in diesem Fall weder die Ertragsausfälle noch den Einbau von zusätzlichen Sicherheitseinrichtungen, die durch die Erdung notwendig wurden.

Komplizierte Haftungsfragen

Allerdings kann es rechtlich vollkommen in Ordnung sein, dass die Ertragsausfälle nicht Teil der Garantie sind, da man zwischen Mangelbeseitigungsanspruch und Schadensersatzanspruch als Mangelfolgeschaden unterscheiden muss. Selbst die Frage, wann PID ein Mangel ist, lässt sich nicht eindeutig klären. Ist in der Beschaffenheitsvereinbarung PID nicht geregelt, muss man laut Rechtsanwalt Andreas Kleefisch nach einer technischen Regel fragen. Es gebe jedoch keine. „Dann muss man fragen, ist das mittlere Art und Güte?“, sagt Kleefisch. „Oder, hat normalerweise ein Modul so einen Effekt?

Die Diskussion erstreckte sich bis zum EPC-Unternehmer, der dem Investor schließlich eine Anlage verkauft hat, die bestimmten Kriterien entsprechen muss, wozu auch eine bestimmte Performance gehört. „Er hat das Produkt geliefert“, sagte Felix Holz von der Deutschen Bank. Willi Vaaßen vom TÜV Rheinland unterschied neue Anlagen von den Anlagen, die vor drei bis vier Jahren gebaut wurden. Damals wusste man vieles noch nicht, und es herrschte große Unsicherheit. Heute sei das anders: Man könne von einem EPC-Unternehmer erwarten, dass er beim Moduleinkauf die richtigen Fragen stelle und beleuchte. Von Modulherstellern wiederum könne man erwarten, dass sie PID-freie Module ausliefern. „In der heutigen Zeit darf PID nicht mehr durchgehen“, sagt Vaaßen, „es gibt relativ einfache Möglichkeiten, das zu verhindern.“ Peter Rusch von Solarbuyer bezweifelte jedoch, dass alle Modulhersteller genügend über ihre Produkte wissen, da sie aus Kostengründen oft ihre Materialien wechseln. Das ist dann ein Problem, wenn die Bill of Materials im Vergleich zu den Modulen, die im Labor als PID-frei getestet wurden, verändert wird. Dann ist ein „PID frei“-Zertifikat auch nichts mehr wert. Auf der anderen Seite kann der Hersteller schon innerhalb von 14 Tagen in Labortests erkennen, ob Materialkombinationen PID eher befördern oder ausschließen. Eigentlich müsste es also möglich sein, das Problem in den Griff zu bekommen.

Ein anderer Aspekt in der Haftungsdiskussion ist, dass es Klauseln für die Leistungsgarantie gibt, nach denen der Betreiber eine Degradation in einem bestimmten Zeitraum nach Auftreten melden muss. „Manchmal bleiben nach Auftreten des Mangels sogar nur drei Monate Zeit“, schreibt Suncycle-Experte Wolfgang Nasse.

Wie oft solche Klauseln vorkommen, ist unklar. Zumindest im Zusammenhang mit dem Kaufrecht zwischen Hersteller und privatem Endkunden dürften solche Klauseln nicht haltbar sein. Dort schließt laut Andreas Kleefisch von der Kanzlei Baumeister Rechtsanwälte das BGB aus, dass eine Frist zwischen Erkennen und Melden festgelegt wird, die kürzer ist als die Verjährungspflicht. Zwischen Unternehmen können andere Klauseln vereinbart werden. Allerdings ist unklar, wie der Hersteller nachweisen will, dass der Mangel vielleicht sogar schon länger bestand oder bekannt war.

Angesichts dieser Haftungsfragen bleibt PID ein Ärgernis, das zwar nicht jeden einholen wird, das man als Betreiber aber auf dem Schirm haben muss. Vor allem, wenn der Ertrag geringer ist als erwartet und kontinuierlich sinkt. (Michael Fuhs)

Wir danken Manfred Bächler für die Unterstützung bei der Recherche und für die inhaltliche Beratung.

Wir danken den 23 Firmen, die die Umfrage unterstützt haben, darunter: Adler Solar | EnBW | Encome | Ensibo | Greentech | Pfalzsolar | Solarpraxis Engineering | Suncycle Die weiteren Firmen ziehen es vor, anonym zu bleiben.

Kasten: Potenzialinduzierte Degradation

Seit der PVSEC 2011 wird das Thema potenzialinduzierte Degradation (PID) in größeren Expertenrunden stärker diskutiert. Diese Degradation kann auftreten, wenn in kristallinen Standard-Silizium-Solarmodulen ein hohes negatives elektrisches Potenzial zwischen dem Minuspol der Solarzellen und dem Modulrahmen anliegt. Der Modulrahmen liegt auf Erdpotenzial. PID lässt sich daher verhindern, wenn der Minuspol eines Modulstrangs geerdet ist. Das ist allerdings nur möglich, wenn der Wechselrichter nicht ein anderes Potenzial festlegt. Insbesondere bei trafolosen Wechselrichtern, wenn auch kein zusätzlicher Trafo das Netz und den Solargenerator galvanisch trennt, ist das eine Schwierigkeit. Wie stark die Module PID zeigen, hängt von den verwendeten Materialien und der Dauer des Betriebs ab. Manchmal fallen Module bereits auf, wenn sie nur 20 Prozent degradiert sind. Manchmal degradieren Module sogar um 90 Prozent. Wenn man die Stränge nachträglich erdet oder nachts eine Gegenspannung anlegt, erholen sich viele betroffene Module wieder. Nach Ansicht von Experten lassen sich durchaus Module bauen, bei denen PID nicht auftritt.