pv magazine top innovation: Ein neues System für den neuen Photovoltaik-Floating-Markt

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Erst kommen die Rollbahnen, dann die Komponenten. Nach acht Wochen ist der Spuk vorbei. Es gibt wenig fotogenere Bilder von Photovoltaik-Anlagen als die schwimmender Systeme. Ist die Just-in-time-Fertigung der temporär aufgebauten Förderbänder vorüber, strahlen sie Stille und Idylle aus.

So im niederländischen Zwolle, wo das für kurze Zeit größte Vorzeigeprojekt des Unterkonstruktionsherstellers Zimmermann PV-Stahlbau und des Projektentwicklers Baywa re, mit 14,6 Megawatt abgeschlossen wurde. Das nächste mit 27 Megawatt ist schon im Bau. Ein 42-Megawatt-Projekt zeichnet sich schon ab, dazu laufen gerade Genehmigungsverfahren. Wie die Unternehmen damit den Markt für das neue Segment schwimmender Solaranlagen entwickeln, hat die Juroren überzeugt. Daher erhalten sie für das System das Prädikat „pv magazine top innovation“.

highlights und spotlights

Preis für gute Ideen – das sagt die Jury:

Zimmermann PV-Stahlbau und Baywa re: Vorreitersystem für Floating PV

Schwimmende Photovoltaik auf Wasserflächen. Die Idee ist alt, doch jetzt starten der Unterkonstruktionshersteller Zimmermann PV-Stahlbau und der Projektentwickler Baywa re in Europa mit Multimegawatt-Projekten durch. Die bekannten Qualitätsfragen gehen sie mit einer Eigenentwicklung für das Gestell, die Kabelführung und die Trafostation an. Diese hat daher nach Ansicht der Jury das Prädikat „pv magazine top innovation“ verdient.

Die Juroren
Volker Quaschning ist Professor für regenerative Energiesysteme an der HTW Berlin. Hans Urban, Experte für Photovoltaik, Speichertechnik und E-Mobilität, berät Schletter, Maxsolar und Smart Power. Winfried Wahl leitet das Produktmanagement bei Longi Solar in Deutschland.

Mehr Infos, bisherige Preisträger und alles zur Bewerbung unter: www.pv-magazine.de/highlights
Einsendeschluss für die nächste Runde: 12. Mai 2020

Dieses und die Rollbahnenfertigung haben sie selbst entwickelt, nachdem Baywa r.e. vor ziemlich genau zwei Jahren eine 70-Prozent-Beteiligung am niederländischen Projektentwickler Groen Leven mitsamt 400-Megawatt-Floating-Photovoltaikprojekten erworben hat.

Unterschiede zwischen Floating-Systemen

„Erst dachte ich, wir hätten die falsche Projekt-Pipeline gekauft“, sagt Edgar Gimbel, Leiter des Power Plant Engineering bei Baywa re Solar Projects, heute lachend. Denn nach dem Kauf hat sich der Elektroingenieur auf die Suche nach geeigneten Systemen für die schwimmenden Anlagen gemacht, auch in Asien, wo die Technik schon länger eingesetzt wird. Was er gesehen hat, hat ihm nicht gefallen. So sei etwa oft die Leitungsverlegung nicht normgerecht möglich. Leitungen würden dann auf dem Wasser gelegt, „kreuz und quer“, wie er sagt. Es gebe keinen definierten Kabelweg, Feuchtigkeit sei ein Pro­blem und dass sie über Kanten laufen, an denen sie bei den üblichen Bewegungen dann scheuern könnten.

Er wollte es anders machen und wandte sich an Franz Krug, Projektmanager Floating bei PV Stahlbau. Herausgekommen ist ein Ost-West-System, bei dem jeweils zwölf Module auf einem Boot installiert werden. Darin unterscheidet es sich von vielen anderen Marktteilnehmern, bei denen jedes Modul einen eigenen Schwimmerkörper besitzt, wodurch Module teilweise nicht richtig ausgerichtet sind.

Die Boote bei PV Stahlbau haben jeweils vier Schwimmer und sind mit Stahl verbunden. Sie werden untereinander oft rigide verstrebt, sie können aber auch flexibel aneinander befestigt werden. Baywa re hat für sein Verschaltungskonzept extra eine schwimmende Trafostation entworfen. Es hat einen Vorteil, auf dem Wasser zu höheren Spannungen zu transformieren. Dadurch benötigt man nur ein starkes Mittelspannungskabel. „Durch die Konstruktion haben wir ein System mit definierten Kabelwegen“, sagt Krug, „die immer am höchsten Punkt verlaufen.“ Sie werden bereits weitgehend an Land montiert, bevor die Boote ins Wasser gelassen und verankert werden. Außerdem sind die Module starr verbunden. Bei flexibleren Systemen ist ein Problem, dass die Module oft in verschiedene Richtungen zeigen. „Eine Studie hat festgestellt, dass die Mismatch-Verluste dadurch fünf Prozent betragen können“, sagt Gimbel.

Anders als bei Freilandanlagen: die Fließband-Fertigung

Gimbel und Krug sind auch auf die Logistik stolz. Der Bau einer solchen Anlage vollzieht sich ganz anders als im Freiland. „Rollbahnen“ nennt Krug die Fertigungsstraßen, die sie bei dem 27-Megawatt-Projekt inklusive Lagerraum auf 5.000 Quadratmetern neben den Seen aufbauen. Wie am Fließband werden erst die Schwimmkörper mit dem Stahl verbunden, dann wird die Stahlkonstruktion selber aufgebaut. Am Ende kommen die Module darauf, während das Boot mit den Modulen immer näher an den See rückt. Dort angekommen, wird es mit Motorbooten an die richtige Position gezogen. Die Komponenten werden über den Bau-Zeitraum sukzessive geliefert. Darauf müssen sich die Projektleiter verlassen können. Fehlen Module oder einzelne Komponenten, steht nach kurzer Zeit die ganze Baustelle still. 220 Solar-Boote laufen pro Tag von einer Bahn. Diese tragen zusammen ein Megawatt Module.

Noch koste eine schwimmende Anlage 10 bis 15 Prozent mehr als auf dem Freiland, so Gimbel. Dementsprechend muss die Pacht günstiger sein, damit es sich lohnt. Auf der Plusseite stehe, dass die Betriebsführung aufgrund der kürzeren Wege günstiger sei als bei Freilandanlagen und dass es einen Mehrertrag von zwei bis drei Prozent gebe, weil die Nähe zum Wasser und ein Kamineffekt die Module kühlt, sagt Gimbel. Anders als landläufig vermutet, gebe es jedoch kaum Mehrertrag durch die Bifazialität der Module. Die Albedo, also die Reflexivität der Seen, sei nämlich schlecht. Nur bei flachen Einfallwinkeln reflektiert das Wasser. Ansonsten wirkt das Wasser als schwarzer Körper und absorbiert den größten Teil des Sonnenlicht.

Mit dem neuen System und der neuen Fertigungsmethode errichtete schwimmende Photovoltaik-Anlage in den Niederlanden.

Foto: Baywa r.e./ Groenleven

Potenzial in Deutschland und Holland

In Holland sei das Potenzial groß, sagt Gimbel. Es gebe sehr viele Baggerseen, die nicht mehr genutzt würden. Außerdem werden die Anlagen nach dem so genannte „SDE+“-Programm gefördert. In Deutschland gestaltet sich die schwimmende Photovoltaik schwieriger. Hierzulande sind das keine EEG-fähigen Flächen, so dass es keine Einspeisevergütung gibt. In gemeinsamen Ausschreibungen mit Freilandanlagen haben die schwimmenden Anlagen wenig Chancen. Bleibt eine Finanzierung über Stromlieferverträge. Doch da klafft zwischen möglichen Einnahmen und kostendeckenden Erträgen eine Lücke.

Doch auch in Deutschland haben schwimmende Anlagen Potenzial. Beispielsweise am Oberrheingraben im Südwesten gebe es „eine Menge Baggerseen“, so Gimbel. Auch sei es für Energieversorger interessant, solche Anlagen auf Stauseen zu errichten. Vor Ort gibt es einen Netzanschluss und die Anlage schützt das Wasser vor Verdunstung. Die Trinkwasserqualität würde durch sie nicht beeinträchtigt.

Das große Potenzial sehen auch Forscher des Fraunhofer ISE, die im Auftrag von Baywa re deren Anwendung auf Braunkohle-Tagebauseen analysiert haben. Dort böte sich ein technisches Potenzial von 56 Gigawatt, von denen drei realisierbar seien. „Sinnvoll wären deshalb Innovationsausschreibungen speziell für Floating-PV und andere flächenneutrale Photovoltaik-Kraftwerke, die noch einen Marktanschub benötigen“, so die Forscher.