Die Nennleistung - ob nun nach Standardtestbedingungen oder realen Bedingungen ermittelt - ist eine Möglichkeit, Module miteinander zu vergleichen. Eine pauschale Aussage über die Wirtschaftlichkeit einer Anlage kann damit aber nicht getroffen werden.
von Ina Röpcke
Im rasch wachsenden Modulmarkt die Übersicht zu behalten, fällt zunehmend schwerer. Über 160 Hersteller aus aller Welt bieten mittlerweile über 3.000 Modultypen an. Auch neue Photovoltaiktechnologien machen die Orientierung nicht leichter. Da sind Faustregeln willkommen. Zum Beispiel diese: Die am längsten erprobte und am weitesten verbreitete kristalline Solarstromtechnologie eignet sich am besten bei Flächen, die exakt nach Süden ausgerichtet und 30° geneigt sind. Die noch junge Dünnschichttechnologie hingegen bietet sich an für große Flächen mit weniger optimalen Ausgangsvoraussetzungen, wie einem hohen Anteil an diffuser oder indirekter Solareinstrahlung.
Etwas weiter herunter gebrochen, ist die Nennleistung von Modulen ein Kriterium, das dem Anwender bei seiner Wahl helfen soll. Sie beziffert die maximal mögliche Leistung, die ein Solarstrommodul unter Standardtestbedingungen (STC) abgeben kann. Jeder Hersteller lässt sein Modul unter den fest gesetzten Bedingungen im Labor testen, um eine für alle vergleichbare Nennleistung zu ermitteln. Für Überraschung sorgt deshalb ein Hersteller von Dünnschichtmodulen, der seit einigen Monaten Testergebnisse unter „realen Bedingungen“ ins Feld führt.
Die Nennleistung wird sowohl für Solarzellen als auch für Solarmodule ermittelt. Die in Kilowattpeak (kWP) benannte Spitzenleistung darf auf keinem Typenschild und in keinem Datenblatt fehlen. Die genormten Bedingungen können nur im Labor geschaffen werden. Um eine vergleichbare Nennleistung zu bestimmen, wurden drei Parameter definiert. Die Prüfer simulieren eine ganzjährige direkte Sonneneinstrahlung von 1.000 Watt je Quadratmeter. Diffuses Sonnenlicht aufgrund von Regenwolken oder Dunst kommen bei der Nennleistungsbestimmung nach STC nicht vor. Weiterhin stellen sie eine Modultemperatur von 25 °C sicher. Im dritten Schritt schaffen sie ein Lichtspektrum mit einem Air Mass von AM = 1,5. Air Mass bezeichnet, vereinfacht gesagt, den Weg, den das Licht durch die Atmosphäre zurücklegt, bis es auf einer Fläche auftrifft.
Unter diesen Bedingungen wird die Zelle oder das Modul nun einer großen Blitzlampe, einem sogenannten Flasher, ausgesetzt. Das Resultat ist die unter diesen Bedingungen mögliche Spitzenleistung. Dass dieser Wert mit den Ergebnissen, die ein Test unter realen Bedingungen hervorbringen würde, nicht übereinstimmen kann, liegt auf der Hand. Ebenso wie in Norddeutschland mehr Wind weht, scheint in Süddeutschland häufiger die Sonne. Dass die Temperatur eines im Freien angebrachten Moduls bei 10° minus eine andere als bei 30° C im Sommer ist, liegt ebenfalls auf der Hand. Als Richtwerte, um Module miteinander zu vergleichen, sind die Ergebnisse der Messungen nach Standardtestbedingungen (STC) jedoch anerkannt und akzeptiert. Trotzdem gibt es immer wieder Bestrebungen, andere Vergleichsmaßstäbe zu etablieren. Solche Vorstöße kommen vermehrt vonseiten der Dünnschichtmodulhersteller. Vor diesem Hintergrund ist auch die Marketingkampagne des Berliner Herstellers Inventux zu sehen.
Reale Bedingungen
Seit Dezember 2008 produziert Inventux mikromorphe Module. Sie sind eine von vier marktgängigen Dünnschichtmodultechnologien. Nach Modulen aus amorphen Siliziumzellen, CIS-Zellen (Kupfer-Indium-Diselenid) und CdTe-Zellen (Cadmium-Tellurid) sind mikromorphe Module die jüngste Dünnschichttechnologie. Ihre sogenannten Tandemzellen bestehen aus einer amorphen und aus einer mikrokristallinen Siliziumschicht. Dadurch sollen sie in der Lage sein, ein breiteres Lichtspektrum aufzunehmen und mehr kWh je kWp zu erzeugen. In einer Pressemitteilung proklamiert der Hersteller, dass seine Module unter tatsächlichen Umweltbedingungen ertragsstärker seien als kristalline Module. Diese Aussage überrascht, denn gemeinhin gelten kristalline Module als die effizientere Technologie. Wie andere Modulhersteller auch, lässt Inventux seine Module nach STC testen. Das 1,43 m2 große Modul gibt es in sechs Leistungsklassen: in 5-W-Abstufungen von 105 bis zu 130 Wp. Diesen STC-Parametern stellt das Unternehmen „reale Werte“ gegenüber, die auf „Most Frequent Conditions“ (MFC) basieren sollen. Anstatt 1.000 Watt/m² Einstrahlung legt Inventux 400 bis 800 W/m² zugrunde. Die Solar-einstrahlung ist in diesem Fall eine Mischung aus direkter und diffuser Einstrahlung, die Umwelteinflüsse wie Bewölkung und Smog erlaubt. Bei der Modultemperatur rechnet der Hersteller mit 40 bis 65° anstatt mit 25° Celsius.
Bei den geänderten Einstrahlungswerten beruft sich der Hersteller auf eine Studie vom Fraunhofer-Institut für Bauphysik (IBP), nach der die Sonneneinstrahlung in Deutschland im Schnitt zwischen 400 und 800 W/m² liegt. Auch die durchschnittliche Modultemperatur von 40 bis 65° anstatt 25° bei STC ist nachvollziehbar. Im Sommer erreichen Photovoltaikmodule schnell 60°C.
Kristallin oder Dünnschicht?
Unter diesen geänderten Parametern zu testen, bietet sich insbesondere für Dünnschichtmodulhersteller an. Das wird verständlich, wenn man die Unterschiede zwischen kristalliner und Dünnschichttechnologie betrachtet. Kristalline Module bestehen aus Solarzellen auf Siliziumbasis. Polykristalline Module haben eine glitzernde Kristallstruktur, monokristalline eine einheitliche, oft anthrazitfarbene Oberfläche. Beide Varianten erbringen bei direkter Sonneneinstrahlung und ohne jede Verschattung den höchsten Ertrag. Ideal für eine solche Anlage sind die eingangs erwähnten 30° Dachneigung und eine Südausrichtung, wobei eine leichte Abweichung nach Osten oder Westen keine allzu großen Ertragseinbußen bringt. Kristalline Module erreichen momentan Wirkungsgrade von etwa 13 bis 16 %.
Dünnschichtmodule wurden entwickelt, als mit dem 2004 einsetzenden Photovoltaikboom Solarsilizium knapp wurde. Der Unterschied ergibt sich aus dem Herstellungsverfahren. Dünnschichtmodule oder flexible Dünnschichtbahnen bestehen nicht aus einzelnen Zellen, die miteinander verschaltet werden. Sie entstehen dadurch, dass photoaktive Halbleiter auf eine Trägerschicht (zum Beispiel Glasplatten oder Kupferbahnen) aufgedampft werden. Durch einen niedrigeren Material- und Energieverbrauch bei der Herstellung und einen hohen Automatisierungsgrad sind ihre Kosten niedriger als die von kristallinen Modulen. Ihr größter Vorteil: Dünnschichtzellen können auch schwaches, diffuses Licht in Strom umwandeln. Als diffuses Licht werden durch Wolken und Luftfeuchtigkeit verstreute Lichtstrahlen bezeichnet, die auf die Zellen treffen. Deshalb eignen sie sich zum Beispiel für Flachdächer und sehr flache Dachneigungen um 10° ebenso wie für Ost- und Westdächer.
Nachbesserungsbedarf
Die Kehrseite der Medaille: Der Wirkungsgrad von Dünnschicht ist deutlich niedriger als der von kristallinen Modulen. Je nach Technologie wandelt ein Dünnschichtmodul zwischen 6 und 9 % der Sonnenenergie in Elektrizität um. Als Faustregel gilt daher: Um den gleichen Ertrag zu erhalten, ist bei der Dünnschichttechnologie etwa die doppelte Fläche wie bei einer kristallinen Anlage nötig. Dünnschichthersteller stehen daher unter einem Rechtfertigungszwang. Warum Dünnschicht einsetzen, wenn kristalline Module den höheren Ertrag erbringen?
Modul in einem Flasher. Um vergleichbare Angaben für die Nennleistung zu erhalten, wird eine Sonneneinstrahlung von 1.000 Watt je Quadratmeter und eine Modultemperatur von 25° C simuliert.
Die Standardtestbedingungen wurden in einer Zeit geschaffen, als es nur kristalline Module auf dem Markt gab. Ob sie angesichts der neuen Dünnschichttechnologie noch generell haltbar sind, ist umstritten. Erste Versuche, unter realen Einstrahlungsbedingungen zu testen und auf dieser Basis zu vergleichen, wurden wieder verworfen. Aussagekräftige Aussagen unter STC zu erlangen, ist schon schwierig genug. „Es gibt Überlegungen, ob es etwas Griffigeres gibt“, berichtet Udo Siegfried, Ingenieur und Berater für Photovoltaik bei der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) in Berlin. „Messungen nach STC bieten Vergleichsmöglichkeiten, die Ergebnisse sagen aber nichts über den Ertrag aus.“ Tests nach „Most Frequent Conditions“, also unter realen Bedingungen, sind bisher nicht etabliert. „Der Begriff muss aus einer anderen Branche stammen. Allerdings ist es schon üblich, das Teillastverhalten unter 100, 200 und 400 W/m2 zu messen und diese Werte für die Ertragsberechnung zu benutzen. Im Falle von Tandemzellen gibt es zusätzlich noch spektrale Effekte in Abhängigkeit vom Bedeckungsgrad, die das Teillastverhalten zusätzlich beeinflussen“, sagt Paul Grunow, einer von drei Vorständen beim Photovoltaik-Institut (PI) in Berlin. Das PI testet für Modulhersteller Produkte. Inventux übernahm den Begriff „Most Frequent Conditions“ nach Aussage von Produktmanager Sebastian Köhler aus einer japanischen Studie.
Gleichwohl zweifeln beide Fachleute nicht an, dass eine 1-kW-Anlage mit mikromorphen Modulen einen höheren Ertrag als eine kristalline Anlage gleicher Leistung einbringen könnte. „Bestimmte Modultypen können für sich proklamieren, dass ihr Verhalten unter bestimmten Bedingungen günstiger ist und sie dann einen höheren Ertrag erwirtschaften“, sagt Udo Siegfried von der DGS eher vage.
Beim Test unter realen Bedingungen profitiert das Dünnschichtmodul von Inventux von zwei Faktoren. Dünnschichtmodule weisen ein besseres Schwachlichtverhalten als kristalline Module auf. Liegt die Solareinstrahlung beispielsweise nur bei 300 Watt je Quadratmeter, können die Dünnschichtzellen mehr Solarstrahlung absorbieren und umwandeln, als ein kristallines Modul es in dem Fall könnte. Anders ausgedrückt: Der Wirkungsgrad eines kristallinen Moduls sinkt mit der Einstrahlungsintensität, während ein Dünnschichtmodul gerade dann besser arbeitet.
Der zweite Faktor ist der Temperaturkoeffizient. Für kristalline Module gilt: Mit steigender Modultemperatur büßt ein poly- oder monokristallines Modul an Leistung ein. Ein Dünnschichtmodul verliert zwar auch an Leistung, aber nicht so stark wie ein kristallines Modul. 60° C Modultemperatur sind für ein Dünnschichtmodul also weniger problematisch als für ein kristallines Modul.
Gesamtsystem betrachten
Gleichwohl ist nicht zu vergessen, dass Dünnschichtprodukte nach wie vor mehr Fläche benötigen, um die gleiche Leistung wie eine kristalline Anlage zu erzeugen. Das kann auch bedeuten, dass mehr Kosten für Unterkonstruktion und Kabel anfallen. Hinzu kommt, dass zur Beurteilung der tatsächlichen Leistungsfähigkeit eines Photovoltaiksystems nicht die Leistung der Einzelkomponenten, sondern die Performance Ratio (PR) des gesamten Systems entscheidend ist. Die Performance Ratio kennzeichnet die Ausnutzung der PV-Anlage im Vergleich zu einer theoretisch verlustfrei arbeitenden Anlage. Das kann ein großer Unterschied sein. Verlustraten von 15 bis 20 % sind keine Seltenheit. Und so appelliert auch Siegfried von der DGS dafür, nicht nur auf die Wattpeakzahl zu schielen. „Die Frage ist immer: Wie viel Ertrag erziele ich mit einer bestimmten Anlage an einem bestimmten Standort? Eine pauschale Aussage darüber, welche Technologie die bessere ist, ist immer schwierig.“
Wie sich ein Modul unter realen Bedingungen im Vergleich zu Standardtestbedingungen verhält, kann deshalb nicht das ausschlaggebende Kriterium bei der Anlagenwahl sein. Um eine fundierte Entscheidung zu treffen, sollten nach wie vor Angebote für komplette Photovoltaiksysteme an dem jeweiligen Standort miteinander verglichen werden. Außerdem tun angehende Solarstromerzeuger gut daran, auf Leistungen wie Herstellergarantien für Module, Wechselrichter und Montagegestelle zu achten. Auch gut laufende Referenzprojekte und ein persönlicher Service nach der Inbetriebnahme bringen Pluspunkte ein.
Ein selbst gestecktes Ziel wird Inventux mit seinen Messungen nach STC und MFC aber trotzdem nicht verfehlen: „Wir wollen zum Denken anregen“, sagt Pressesprecher Thorsten Ronge. Und vielleicht wird sich irgendwann ja auch der Begriff „Most Frequent Conditions“ einbürgern, wenn spezielle Standardtestbedingungen für Dünnschichtmodule etabliert werden. Ein brauchbarer Begriff ist es allemal. Fragt sich bloß, ob die Einstrahlungsbedingungen, die in Deutschland für die Tests günstig sind, auch weltweit anwendbar sind.
