Ertragsberechnung: Was sind die Schlüsselfaktoren?
Der jährliche Ertrag einer Photovoltaikanlage hängt von zahlreichen Faktoren ab, deren Einflüsse nicht alle identisch sind: Sie sind in drei Gruppen eingeteilt.
In diesem Artikel werden einige von diesen Schlüsselfaktoren behandelt, von der einfallenden Sonnenstrahlung auf die Solarmodule bis hin zur Einspeisung ins Netz (gegebenenfalls), wie es durch die Aufteilung der Verluste in archelios™ PRO dargestellt wird.
Sonnenstrahlung
Die erste Gruppe von Verlusten betrifft die Sonnenstrahlung. Hier sind nur die Verluste in Bezug auf die Verschattungen zu finden, diese wurden übrigens im Einzelnen im Artikel Verschattung und Photovoltaik-Potenzial dargelegt.
Diese Verluste beziehen sich auf das Solarpotenzial am Installationsort der Anlage. Dieses wird anhand einer Wetterdaten integrierenden Datei ermittelt, die wiederum aus Bodenmessungen über einen Zeitraum von mehreren Jahren (15 oder 20 Jahre) oder aus Datenbanken von Satellitenbildern stammt.
Im Kopf behalten: Das Ziel eines Ertragsgutachtens ist, die Produktion einer Photovoltaikanlage während ihrer gesamten Lebensdauer zu schätzen. Da die künftige Sonnenstrahlung nicht vorausgesehen werden kann, lautet die implizite Annahme des Gutachtens, dass die in der Vergangenheit beobachtete Sonnenstrahlung auch in der Zukunft beobachtet wird. Um die Auswirkungen der jahresübergreifenden Schwankungen abzufedern, muss der Zeitraum der Daten lange genug sein.
Bereits vor dem Beginn der Simulation gilt das Solarpotenzial als unsicher und diese Unsicherheit ist nämlich nicht zu vernachlässigen.
Bifaziale Module
Bei bifazialen Modulen setzt die Berechnung der Sonnenstrahlung, die die Module empfangen, zusätzliche Parameter voraus:
- Die Bodenalbedo (Anteil der reflektierten Sonnenenergie) ist ein Parameter, der bereits bei monofazialen Modulen vorhanden ist. Sie hat aber einen geringeren Einfluss, außer in Sonderfällen (z. B. große Neigung oder Schnee).
- Die Geometrie der Anlage: u. a. Abstand zwischen Modulreihen, Höhe ab Boden oder Neigung.
Verluste der Sonnenstrahlung
Zwei Verlustfaktoren beeinflussen die Sonnenstrahlung, die die Solarmodule empfangen. Es geht hier jedoch nicht um die genau gleiche Sonnenstrahlung, die die Solarzellen in diesen Solarmodulen empfangen:
- Die Verschmutzung, die in gemäßigten Breiten mit regelmäßigen Niederschlägen einen Verlust bis zu 4 % ausmachen kann. Dieser Verlust kann weitaus höher sein und dabei schwieriger genau geschätzt werden, abhängig vom Installationsort der Anlage (beispielsweise in der Nähe eines Steinbruchs oder eines Standorts für eine saisonale landwirtschaftliche Tätigkeit). Dieser kann durch regelmäßiges Reinigen reduziert werden. Dessen Gewinn bleibt aber immerhin kompliziert zu schätzen.
- Die Verluste per Reflektion, auch IAM (Incidence Angle Modifier) genannt. Diese Verluste sind höher für Ausrichtungen und Neigungen, die hohe Einfallswinkel der Sonnenstrahlungen implizieren.
Die Temperaturverluste sind oft bei Solarmodulen die höchsten Verlustfaktoren und hängen von der einfallenden Sonnenstrahlung und Umgebungstemperatur ab. Sie sind zudem erheblicher, wenn die Hinterlüftung der Solarmodule schlechter als sonst funktioniert, je nachdem, wie diese Module auf dem Dach installiert sind (Aufdach- oder Indachmontage). Der Verlust wegen Alterung der Solarmodule ist besonders, da er sich im Laufe der Zeit verändert. Allerdings ist dieser Verlust nicht zu vernachlässigen, denn dieser, gemittelt über die Lebensdauer der Anlage, überwiegt häufig die Solarmodule.
Verluste des Systems
Die mit dem System verbundenen Verluste können durch eine geeignete Dimensionierung reduziert werden. Die Kabel sind so dimensioniert, dass die Verluste bei Standard-Testbedingungen (STC) sowohl auf der DC-Seite als auch auf der AC-Seite auf 1 % begrenzt werden. Abgesehen von den intrinsischen Leistungen des Wechselrichters (Nenn- und Teillastertrag) kann eine schlecht durchgeführte Dimensionierung zu erheblichen, aber bestimmbaren Verlusten führen: u. a. Höchstwertbegrenzung oder optimaler Betriebspunkt außerhalb des MPP-Bereiches des Wechselrichters. Die Berücksichtigung der bei der Systemdefinition angezeigten Gültigkeitsindikatoren ermöglicht eben die Begrenzung dieser Verluste.
Von Bedeutung ist hier ebenfalls die sogenannte Unsicherheit, die für das Solarpotenzial erwähnt wurde, denn eine Unsicherheit entspricht jeweils einem Parameter und einer Etappe der Simulation. Die Berücksichtigung dieser Unsicherheiten schlägt sich meistens in der Berechnung eines P90-Ertrags (oder PXX) nieder. Die Berechnung des P90-Ertrags bedeutet folgendes: Die Wahrscheinlichkeit, dass ein Ertragswert höher als P90 ist, liegt bei 90 %.
Abgesehen von dem Modell/der Software, das/die benutzt wird, sowie dessen/deren Genauigkeit ist der Faktor „Benutzer“ mindestens genauso wichtig:
- Das Einstellen der Software erfordert Kenntnisse, um jeden Parameter und dessen Einfluss auf das Modell zu verstehen.
- Die Begründung der betroffenen Annahmen ist übrigens für die Finanzier ebenso wichtig wie das Modell/die Software, das/die zur Durchführung des Gutachtens benutzt wurde.
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Artikel geschrieben von Ismaël Lokhat, wissenschaftlicher Leiter bei Cythelia Energy.
