Antworten auf Fragen aus dem Webinar „Future PV“ mit Trina Solar

Bei Trina Solar geht die Entwicklung von Modulen mit 17,2 Prozent Wirkungsgrad bis hin zu so genannten IBC-Modulen mit 22,5 Prozent Wirkungsgrad, die derzeit in der Pilotphase sind. Im Webinar am 15. November, bei dem Trina Solar Initiativpartner war, standen allerdings nicht diese Zahlen im Fokus, sondern die allgemeine Entwicklung der Branche. Die Präsentationen können Siehier herunterladen,die Videoaufzeichnung finden Sie hier. Im Vorfeld hat pv magazine ein Skype Videointerview mit Trina VP und Chief Scientist Pierre Verlinden geführt,das können Sie in voller Länge hier nachsehen.

Im Folgenden finden Sie die Antwort auf die Fragen aus dem Webinar. Als Experten waren an dem Webinar beteiligt: Giso Hahn, Professor an der Universität Konstanz und dort Leiter der Arbeitsgruppe Photovoltaik, und Götz Fischbeck, Gründer und Geschäftsführer von Smart Solar Consulting.

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Das nächste Webinar mit Initiativpartner Trina Solar findet morgen (Dienstag) um 15:00 Uhr zum Thema „Eigenverbrauch optimieren“ statt:

Mit oder ohne Wärmepumpe, Raumtemperaturerhöhung oder Zählermodelle, mit denen Wärmepumpentarife und Eigenverbrauch in manchen Regionen zusammengehen – im Webinar am Dienstag, 13. Dezember um 15:00 Uhr geht es ingesamt darum wie der Eigenverbrauch optimiert werden kann.Zur kostenfreien Anmeldung—————

Antworten auf allgemeine Fragen zum Webinar "Future PV":

Bis wann sind deutliche Wirkungsgradverbesserungen machbar, so dass die Wirkungsgrade die 30 Prozent-Marke erreichen?

Giso Hahn: Solche Solarzellen gibt es bereits: Es handelt sich dabei um sogenannte Konzentratorsolarzellen, die aufgrund der sehr hohen Herstellungskosten für die Solarzellen in Verbindung mit einem Licht-konzentrierenden Linsenarray als vorgeschalteter Optik eingesetzt werden. Diese Mehrfachsolarzellen werden allerdings nicht aus Silizium hergestellt, sondern aus drei oder vier aufeinander gestapelten Solarzellen, die aus relativ teuren Verbindungshalbleitermaterialien hergestellt werden. Diese Konzentratorsysteme müssen sehr exakt dem Sonnenstand nachgeführt werden und arbeiten nur bei direkter Sonneneinstrahlung (also z.B. nicht bei bewölktem Himmel). Momentan sind die LCOE-Kosten selbst in den am besten geeigneten Wüstengegenden meines Wissens nach nur bedingt mit den Standard-Technologien wettbewerbsfähig.

Wann es industriell gefertigte Solarzellen auf Basis von kristallinem Silizium mit Wirkungsgraden über 30 Prozent geben wird, ist schwer zu sagen. Dies kann nur mit einer Kombination aus einer Silizium-Solarzelle und einer weiteren (darüberliegenden) Solarzelle aus einem anderen Material erreicht werden (zum Beispiel einer Perowskit-Solarzelle). Die Forschung an solchen Strukturen ist jedoch erst am Anfang, und es wird noch einige Jahre dauern, bis ein kommerzielles Produkt erhältlich sein wird, das zu ähnlichen oder geringeren LCOE-Kosten führt. Dafür müssen allerdings die großen technologischen Hürden, wie zum Beispiel die Stabilität unter Umweltbedingungen, überwunden werden. Im Labor wird man relativ schnell 30 Prozent Wirkungsgrad auf solchen Strukturen auf kleiner Fläche erreichen, eventuell sogar innerhalb eines Jahres.

Lohnt es sich, auf neue Technologien zu warten, wenn man kleine Hausanlagen plant?

pv magazine: Wirkungsgradverbesserungen verlaufen evolutionär und in kleinen Schritten von derzeit vielleicht zwei Prozent (relativ) pro Jahr. Daher lohnt es sich nicht, mit einer Investition deswegen abzuwarten, um auf effizientere Solarmodule zu hoffen. Wenn ein großer Schritt zu einer ganz neuen Technologie wie Perowskite kommen sollte, wird es lange dauern, bis Kunden die gleiche Sicherheit haben wie bei der derzeitigen Technologie, dass sie 20 Jahre und länger hält. Für Investoren ist am Ende sowieso die Wirtschaftlichkeit wichtiger als die reine Effizienz. Diese ist derzeit sehr gut. Man kann daher mit gutem Gefühl jetzt investieren.

Welche Solarmodul-Technologien werden am meisten installiert? Gibt es konkrete Anlässe, durch die sich das ändern kann?

pv magazine: Noch werden am häufigsten kristalline Standardsiliziumzellen installiert. Die Modulhersteller haben in der letzten Zeit aber ihre Produktionskapazität für PERC-Zellen und -Module aufgebaut. Pierre Verlinden, Chief Scientist von Trina Solar, bezeichnet PERC im Interview mit pv magazine als „Winner-Technologie“. Sie wird sich zunehmend durchsetzen, wobei auch die bisherige Standard-Solarzellentechnologie weiter produziert werden wird. Ein Anhaltspunkt kann die ITRPV-Roadmap geben. Für sie hat der Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau (VDMA) Experten aus der Solarindustrie weltweit befragt. Danach sinkt der Anteil der Standardtechnologie von 2016 knapp 80 Prozent auf rund 55 Prozent im Jahr 2020. PERC wird von rund 15 Prozent Anteil in 2016 auf dann rund 30 Prozent steigen. Das kommt vor allem dadurch zustande, dass die neuen Produktionslinien mit dieser Technologie gebaut werden. Der Marktanteil einiger anderer Technologien wie Heterojunction-Zellen wächst ebenso, aber auch evolutionär und nicht rasant. Dünnschichttechnologien wie CIGS werden in dem Report nicht betrachtet.

Welche Dünnschichttechnologien werden sich verstärkt weiter entwickeln?

Götz Fischbeck: Nach den Erfahrungen der vergangenen Jahre gehe ich davon aus, dass zu den beiden etablierten Playern im Dünnschicht-Segment (First Solar [CdTe] und Solar Frontier [CIGS]) allenfalls noch ein bis zwei weitere Firmen eine realistische Chance haben werden, in den Produktionsbereich von mehr als 500 Megawatt jährlich vorzustoßen.

Einer davon könnte der chinesische Investor in die Manz AG (Shanghai Electric) sein. Es scheint so, als ob in den kommenden Wochen ein größerer Auftrag für eine CIGS-Produktionslinie an Manz vergeben werden könnte, die in China errichtet würde.

Bei den meisten anderen Dünnschichtaktivitäten bin ich sehr skeptisch. Die Hürde, konkurrenzfähige Produktionskosten verglichen mit der sehr effizienten kristallinen Technologie zu erreichen, wird jedes Jahr höher. Ein neuer Marktteilnehmer müsste mindestens das Geld haben, um rund 500 Megawatt an Produktionsanlagen zu errichten und bereit sein, mindestens zwei Jahre lang Anlaufverluste zu finanzieren. Unter diesen Randbedingungen sehe ich nur wenige realistische Kandidaten.

Giso Hahn: Momentan gibt es im Wesentlichen zwei kommerziell erfolgreiche Dünnschichttechnologien (CdTe und CIGS). Die Produktionskapazitäten dieser zwei Technologien werden tendenziell weiter ausgebaut werden, aber eventuell nicht so schnell wie die Silizium-Technologie. Daher wird der Marktanteil von Dünnschicht-Modulen in den nächsten Jahren nicht signifikant steigen.

Wird der Aluminiumrahmen wegfallen?

pv magazine: Die Diskussion darüber, ob der Rahmen wegfallen kann, ist alt. Rahmenlose Module haben den Vorteil, dass sie an den Rändern weniger verschmutzen. Auch reduziert das die Anfälligkeit für potenzialinduzierte Degradation. Dafür muss man sich die Montagetechnik genau anschauen. Bei den Glas-Glas-Modulen von Trina Solar, die nach eigenen Angaben immerhin schon zehn Prozent der Produktionskapazität des chinesischen Herstellers ausmachen, ist schon kein Rahmen mehr vorgesehen. Diese werden allerdings bevorzugt für größere Projekte verwendet.

Götz Fischbeck: Rahmenlose Module gibt es schon lange. Auch hier zeigt die Erfahrung, dass das Handling von rahmenlosen Modulen der kritische Faktor ist. Wenn nicht sehr sorgfältig bei der Montage gearbeitet wird, hat man wesentlich höhere Bruchraten als bei gerahmten Modulen.

Für Spezialanwendungen wie z. B. dachintegrierte Lösungen bieten sich rahmenlose Module an. Bei den Kosten für eine dachintegrierte Anlage sollte man hoffen dürfen, dass entsprechend qualifizierte Handwerker die Montagearbeiten übernehmen.

Für Standardanwendungen sehe ich nicht eine baldige Ablösung der gerahmten Module durch rahmenlose Module.

Giso Hahn: Je nach Aufständerungsart können beide Alternativen sinnvoll sein.

Multi-kristalline Solarmodule wurden viel effektiver durch besondere Gläser. Sehen die Experten hier noch Verbesserungsmöglichkeiten und warum?

Götz Fischbeck: Auf dem heutigen Preisniveau für PV-Module muss man immer die Frage stellen, ob der erreichbare Mehrertrag an Leistung die höheren Produktionskosten von Modulen mit Spezialgläsern mehr als ausgleichen kann. Die mit vergleichsweise geringem Aufwand zu erzielenden Verbesserungen (Verwendung von AR-Glas, Verwendung von low-iron-Glas) sind bereits sind Jahren etabliert. Die vergleichsweise geringen weiteren Verbesserungen, die mit einer Optimierung der Glastechnologie erreichbar wären, stehen nach meinem Dafürhalten in keinem angemessenen Verhältnis zu den damit einhergehenden Mehrkosten. Ich erwarte nicht, dass in absehbarer Zeit bedeutende Innovationen aus dem Glassektor beim Modulbau eine Rolle spielen werden. Natürlich gibt es den allgemeinen Trend, die Gläser dünner und leichter werden zu lassen, aber auch dieser Trend stößt an seine Grenzen, wenn gleichzeitig die Forderung im Raum steht, dass die Modullebensdauer möglichst mehr als 30 Jahre betragen soll und die Module in dieser Zeit allen Umwelteinflüssen trotzen sollen.

Giso Hahn: Durch das Aufbringen von reflexionsmindernden Strukturen (Textur bzw. Anti-Reflex-Schicht) auf das Glas kann die Reflexion des Glases von circa vier Prozent auf Werte von circa ein Prozent reduziert werden. Es bleibt also nicht mehr viel Spielraum für weitere Verbesserungen. (pv magazine: Das heißt, von dem einfallenden Sonnenlicht gelangen 99 Prozent statt 96 Prozent zum Modul. Das entspräche einmalig rund drei Prozent relativer Wirkungsgradsteigerung im Vergleich zu den üblichen zwei Prozent relative Wirkungsgradsteigerung pro Jahr, die die Entwicklungsabteilungen sowieso erreichen.)

Was ist die Schindeltechnik?

pv magazine: Derzeit werden die Zellen im Modul mit einem Zwischenraum nebeneinander gelegt und durch Verbinder elektrisch miteinander verbunden. Diese Verbinder werden jeweils auf eine Zelloberseite und die Unterseite der benachbarten Zelle gelötet. Bei der Schindeltechnik werden die Zellen dagegen zerschnitten und wie bei einem gedeckten Dach übereinander gelegt, so dass Zelloberseite der einen Zelle automatisch elektrisch in Kontakt mit der Zellunterseite der benachbarten Zelle sind. Dadurch ist es nicht mehr nötig, Verbinder zu löten. Außerdem wird die Modulfläche effizienter genutzt, da es keine Zwischenräume zwischen den Zellen mehr gibt.

Giso Hahn: Da die Solarzellen im Modul bei Temperaturänderungen und mechanischer Belastung des Moduls gegeneinander verschoben werden, wird bei der Schindeltechnik zur Verbindung der benachbarten Solarzellen ein leitfähiger Kleber verwendet, der eine gewisse Flexibilität haben muss.

Was sind die passivierten Kontakte auf der Folie zu den neuen Technologien?

pv magazine: In Solarzellen treten an den Kontakten mehr oder weniger große Verluste auf. Jetzt werden zunehmend PERC-Zellen produziert, bei denen die Verluste auf der Rückseite im Vergleich zu denen bei Standardzellen geringer sind. Das wird auch dadurch erreicht, dass die Zelle nur noch punktuell und nicht mehr über die gesamte Rückseite kontaktiert wird. Man würde sich jedoch wünschen, die Verluste noch weiter zu reduzieren und die Zellen trotzdem ganzflächig zu kontaktieren, da dadurch die Leitfähigkeit höher wäre als bei PERC-Zellen. Das lässt sich mit den so genannten passivierten Kontakten oder mit der Heterojunction-Technologie erreichen. Bei den passivierten Kontakten wird ein ganzflächiger Kontakt aufgebracht, der durch eine dünne nicht-leitende Schicht von der Solarzelle getrennt ist. Die Ladungsträger nutzen einen physikalischen Effekt, der als „Tunneln“ bezeichnet wird, um von der Zelle zum Kontakt zu gelangen.

Wie ist es mit der Degradation bei Dünnschicht-Technologie? Da stelle ich bereits langfristige Mindererträge fest.

pv magazine: Es ist bekannt, dass bei manchen Dünnschicht-Modulen mehr Degradation auftritt als erwartet wird.

Giso Hahn: Ein signifikanter Degradationseffekt ist beispielsweise bei der Verwendung von amorphen Silizium-Solarzellen als Dünnschicht-Technologie bekannt. Dieser tritt jedoch in der Regel bereits in den ersten Tagen oder Wochen auf.

Fragen zu Glas-Glas-Modulen

Wie ist die Preis-Perspektive bei Glas-Glas Modulen und bei Solarziegeln? Wann lohnen sich diese Technologien?

pv magazine: Pierre Verlinden von Trina Solar erklärt im Videointerview, dass insbesondere in tropischen Regionen bereits viele Investoren bereit sind, etwas mehr Geld für Glas-Glas-Module auszugeben. Sie haben eine längere Haltbarkeit und sind resistenter gegenüber potenzialinduzierter Degradation, die in diesen Klimata eher auftritt als beispielsweise in Deutschland.

Haben Glas/Glas Module nicht auch ein schlechteres thermisches Verhalten?

Giso Hahn: Die Solarzellen sind die gleichen, also ist auch der Temperaturkoeffizient der Solarzellen gleich (egal, ob die Solarzellen mit Folie oder Glas als Rückseite eingebaut werden). Der einzige Unterschied könnte auftreten, wenn das Glas-Glas Modul im Betrieb aufgrund des 2. Glases eine andere Betriebstemperatur erreicht.

Woher weiß man, dass die Haltbarkeit der Glas-Glas-Module wirklich besser ist?

pv magazine: Es ist in der Regel nicht möglich, aus den Tests zur Alterungsbeständigkeit, die teilweise in den Klimakammern stattfinden, direkt Lebensdauern abzuleiten. Fachleute sagen jedoch, dass die Glas-Glas-Module bei vergleichbaren Bedingungen besser abschneiden als die Glas-Folie-Module. Daraus, und aus grundsätzlichen Erwägungen, schließen sie auf die längere Lebensdauer.

Es kommen zunehmend bifaziale Module auf den Markt. Sind diese sinnvoll?

Giso Hahn: Hier kommt es unter anderem auf die Aufständerungsmethode, den Untergrund (Albedo), den Abstand der Module und den Preis an. Diese Frage lässt sich daher nicht pauschal beantworten.

Fragen zu Zelltechnologien

Als Wechselrichter-Hersteller interessiert es uns, wie sich die Parameter (I, U, P, T-Koeffizienten, Füllfaktoren und weitere) bei neuen Technologien wie PERC und bifazialen Technologien verändern?

Giso Hahn: PERC: Strom (I) und Spannung (U) steigen und damit auch die Leistung (P). Durch die höhere Spannung wird der Temperaturkoeffizient betragsmäßig kleiner. Bifazial: Je nachdem, ob die Spannung steigt oder nicht, ändert sich auch der Temperaturkoeffizient (siehe oben). Ob die Leistung steigt, hängt von den Aufständerungsbedingungen ab (siehe vorherige Frage). Die Form der Kennlinie an sich ändert sich nicht signifikant. Die Füllfaktoren sind in ähnlicher Größenordnung. Die Lehrlaufspannungen und der Kurzschlusstrom steigen bei PERC. Generell sind „bessere“ Silizium-Solarzellen mit höheren Wirkungsgraden anfälliger gegenüber potentiellen Degradationseffekten, die eine Degradation der elektronischen Eigenschaften des Silizium-Materials zu Folge haben. Das heißt aber nicht, dass diese Degradation in jedem Fall auftreten muss. Je nach Hersteller werden entsprechende Maßnahmen zu deren Vermeidung (beziehungsweise Reduktion) unternommen.

Können Sie PERC als Technologie bewerten und haben Sie Erfahrungen aus der Praxis?

Giso Hahn: Die Technologie erlaubt einen höheren Wirkungsgrad beziehungsweise eine höhere Leistung des Moduls. Dadurch wird das Modul prinzipiell anfälliger gegenüber potenziellen Degradationserscheinungen der elektronischen Qualität der Solarzelle (siehe Frage oben). Je nach Hersteller sind diese möglichen Degradationsphänomene und mögliche Gegenmaßnahmen jedoch bekannt und können reduziert werden.

Welche Herstellungskosten können in den kommenden 24 Monaten für welche Technologie erreicht werden? Wann reguliert sich der Markt und wann wird es keinen Überkapazitäten mehr geben?

pv magazine: Hersteller kommunizieren ihre Herstellungskosten ja nicht. Doch es gibt einige Hinweise, die einen Eindruck geben. Pierre Verlinden, Chief Scientist von Trina Solar, hat im Interview gesagt, dass die Herstellungskosten pro Jahr um zwölf Prozent fallen. IHS hat bei den Recherchen zur Novemberausgabe pv magazine angegeben, dass die Hersteller vermutlich bis Ende 2017 mit den Produktionsrutsch den Preissturz der letzten Monate wieder eingeholt haben werden. Wie Überkapazitäten entstehen und abgebaut werden, lässt sich schwer sagen, da es eine große Unsicherheit bei der Nachfrage gibt und niemand weiß, wie sich der chinesische und der US-amerikanische Markt nächstes Jahr entwickeln werden.

Wenn man sich ältere Statistiken anschaut, wurde die Entwicklung der Aluminium-BSF-Standardtechnologie immer schon unterschätzt. Warum geben Sie wieder so eine optimistische Einschätzung für die Entwicklung der neuen Technologien?

Giso Hahn: Die Frage ist sehr berechtigt. Allerdings kommt man mit der Standard Al-BSF-Technologie nicht deutlich über 20 Prozent Wirkungsgrad auf Solarzellenebene. Dies liegt an der grundlegenden Limitierung der ganzflächigen Al-BSF-Rückseite. Selbst wenn man die anderen Bereiche der Solarzelle weiter evolutionär verbessert, limitiert die Al-BSF Rückseite die Zellperformance. Wenn man also höhere Wirkungsgrade erzielen möchte, muss man zu einer neuen Technologie für die Zellrückseite wechseln.

Fragen zum Temperaturkoeffizient

Es wurde doch schon festgestellt, dass Hersteller bei den Ertragsberechnungsprogrammen zu gute Spezifikationen hinterlegen, so dass der Ertrag zu hoch berechnet wird. Wie kann man damit umgehen?

Götz Fischbeck: Nicht alle Hersteller machen in ihren Datenblättern zu optimistische Angaben. Wenn man bei einem Angebot, welches man von einem Hersteller erhalten hat, skeptisch ist, ob die im Datenblatt angegebenen technischen Spezifikationen der Module nicht zu optimistisch sind, sollte man den Hersteller auffordern, die entsprechenden Prüfzertifikate (in Kopie) vorzulegen, aus denen die genannten Spezifikationen hervorgehen. Dabei ist darauf zu achten, von welchen Prüflaboren die entsprechenden Messergebnisse bzw. Zertifikate stammen. Es gibt renommiertere und weniger renommierte Prüflabore.

In Deutschland freuen wir uns im Winter über jedes Watt. Ein höherer Temperaturkoeffizient wäre dann doch sogar von Vorteil, da die Temperaturen unter 25 Grad liegen, oder?

Götz Fischbeck: Der Einwand ist berechtigt. Dennoch ist er nicht zielführend. Im Winter ist insgesamt die Sonneneinstrahlung in Deutschland so gering, dass da auch ein höherer Temperaturkoeffizient nicht hilft. Am Ende geht es ja um den Gesamtjahresertrag und der wird ganz klar dominiert von den Stromerträgen in den Sommermonaten. Sofern das Modul nicht bei Temperaturen von unter 25°C in den Sommermonaten betrieben wird, gewinnt man also an der Stelle nichts.

Anders sieht die Sache auf, wenn die Module hoch in den Bergen montiert werden und es gewährleistet wäre, dass auch bei direkter Sonneneinstrahlung im Sommer sich die Module auf weniger als 25°C erwärmen. In dem Falle würde man tatsächlich von einem höheren Temperaturkoeffizienten profitieren.

Wie man aber an der Argumentation sieht, handelt es sich hierbei um einen sehr besonderen Spezialfall. Für 99 Prozent aller Anwendungsfälle gilt, dass ein niedrigerer Temperaturkoeffizient von Vorteil ist.

Welche Module sind bei geringerer Sonneneinstrahlung zu empfehlen? Welche werden speziell dafür produziert?

Götz Fischbeck: Nach allen Messungen, die ich kenne (sowohl im Labor als auch bezogen auf Feldergebnisse) zeigen tatsächlich Cadmiumtellurid (CdTe)-Module das beste Schwachlichtverhalten. Insgesamt muss man aber trotzdem hinterfragen, ob sich eine Solarinstallation lohnt, wenn es an dem Standort häufig mit bewölktem Himmel bzw. mit Hochnebel zu rechnen ist. Solange die eingestrahlte Leistung auf das Modul entsprechend niedrig ist, können auch Module, die ein gutes Schwachlichtverhalten aufweisen, keine Wunder vollbringen. Der Stromertrag ist grundsätzlich proportional zu der am Standort verfügbaren Einstrahlungsleistung. Wenn die gering ist (etwa bei diffusem Licht), dann wird man an dem Standort nie besonders viel Solarstrom erzeugen können.

Müsste bei der hohen Sonneneinstrahlung in Sunbelt-Regionen nicht grundsätzlich die CIGS-Technologie Vorteile haben, da deren Temperaturkoeffizient wesentlich günstiger ist als der der kristallinen Siliziumzellen?

Götz Fischbeck: Die tatsächlichen Unterschiede in den Temperaturkoeffizienten von CIGS-Modulen verglichen mit den Temperaturkoeffizienten von c-Si Modulen sind nach Messungen des TÜV-Rheinland gar nicht so groß.

Es gibt sehr interessante Langzeitmessungen, die von Markus Schweiger mit Solarmodulen in fünf verschiedenen Klimazonen durchgeführt wurden. Dazu wurden zeitlich hochaufgelöste Temperatur-, Einstrahlung- und Leistungsmessungen an den Modulen über mehrere Jahre hinweg unter realen Einsatzbedingungen durchgeführt. Die gemessenen Temperaturkoeffizienten für c-Si Modulen überdeckten eine Bandbreite von -0,43 Prozent pro Grad Kelvin (%/°K bis -0,35%/°K) – abhängig von der verwendeten Zelltechnologie.

Unter gleichen Messbedingungen wurden CIGS-Module von vier verschiedenen Herstellern getestet. Die gemessenen Temperaturkoeffizienten für die CIGS-Module lagen in einer Bandbreite von -0,42%/°K bis -0,35%/°K. An Hand dieser Resultate des TÜV Rheinland lässt sich also nicht eine generelle bzw. signifikante Überlegenheit der kommerziell verfügbaren CIGS-Module ableiten.

Man muss allerdings dazu sagen, dass der beste Temperaturkoeffizient an c-Si-Modulen mit Heterojunction-Zellen gemessen wurde, die bislang nur in sehr geringen Mengen verfügbar sind. Für die übrigen c-Si-Module bewegte sich der Temperaturkoeffizient in einer Bandbreite von -0,43%/°K bis -0,41%/°K, d.h. für die breite Masse der am Markt verfügbaren c-Si-Module trifft es tatsächlich zu, dass diesen gegenüber CIGS-Module einen etwas besseren Temperaturkoeffizienten aufweisen, der Abstand im Temperaturkoeffizienten zwischen beiden Technologien ist aber unter Feldbedingungen nicht sehr groß.