Produktion eines Solarkraftwerks berechnen

Die Produktion eines Solarkraftwerks ist die über einen Zeitraum erzeugte Energie, meist in Kilowattstunden oder Megawattstunden angegeben. Die installierte PV-Leistung dagegen ist eine Leistung und wird üblicherweise in Kilowatt Peak oder Megawatt Peak ausgedrückt. Beide Größen hängen zusammen, sind aber nicht austauschbar.

Energie = Installierte Leistung × Äquivalente Sonnenstunden × Leistungsfaktor

Wird die installierte Leistung in kW angegeben und der Einstrahlungsterm in kWh/m² bezogen auf die Standard-Einstrahlungsbasis, ergibt sich die Energie üblicherweise in kWh, nachdem die Normierung und die Verlustannahmen des Modells angewendet wurden. In einer detaillierten Ertragsmodellierung werden Einstrahlung in der Modulebene, Moduleigenschaften, Temperatur, Wechselrichterverhalten und Verlustterme in der Regel einzeln behandelt und nicht in einem einzigen Faktor zusammengefasst.

Jahresenergie (kWh) = Installierte Leistung (kWp) × Spezifischer Ertrag (kWh/kWp)

Der spezifische Ertrag gibt die modellierte oder gemessene Energie je Einheit installierter Leistung im gewählten Zeitraum an. Er ist keine allgemeingültige Konstante und ändert sich mit Standort, Anlagenauslegung, Wetter, Betriebsmitteln und Verlusten.

Jede Produktionsberechnung sollte daher Zeitraum, Einstrahlungsquelle, Bezugsgröße der installierten Leistung und Verlustannahmen nennen und angeben, ob das Ergebnis modelliert oder gemessen ist.

Ein Kraftwerk mit 1 MW Nennleistung erzeugt nicht jede Stunde des Tages 1 MWh. Megawatt beschreiben die momentane Leistungsfähigkeit unter festgelegten Bedingungen, Megawattstunden dagegen die über die Zeit aufsummierte Energie.

Ein einfaches Beispiel zeigt den Unterschied. Würde eine PV-Anlage mit 100 kW fünf Stunden lang durchschnittlich 60 kW erzeugen und im übrigen Zeitraum des Beispiels keine Energie, betrüge die Energie: 60 kW × 5 h = 300 kWh.

Das Beispiel bedeutet nicht, dass eine Anlage mit 100 kW normalerweise 300 kWh pro Tag erzeugt. Die tatsächliche Leistung ändert sich mit Sonneneinstrahlung, Modultemperatur, Ausrichtung, Verschattung, Anlagenverlusten, Wetter, Wechselrichterbetrieb, Abregelung und weiteren Bedingungen.

Die installierte Spitzenleistung beruht auf festgelegten Modul-Testbedingungen, nicht auf einer garantierten Leistung im Feld zu jedem Zeitpunkt. Reale Module arbeiten einen großen Teil der Zeit abseits dieser Referenzbedingungen.

Die Tagesproduktion sollte daher als Energie über die Zeit berechnet oder gemessen werden. Die Multiplikation der Nennleistung mit 24 Stunden würde fälschlich annehmen, dass das Kraftwerk Tag und Nacht durchgehend Nennleistung erzeugt.

Der Unterschied zwischen kW und kWh muss verstanden sein, bevor Anlagengröße, Produktionsprognosen, Zählerdaten oder Speicheranforderungen verglichen werden.

Die am Abrechnungs- oder Anlagenzähler verfügbare Energie ist geringer als die theoretisch auf das Array einfallende Solarenergie, weil zwischen Sonnenlicht und gelieferter Wechselspannung mehrere Umwandlungs- und Betriebseffekte auftreten. Diese Effekte sollten in einem detaillierten Produktionsmodell ausdrücklich abgebildet werden.

Verschattung verringert die Einstrahlung auf die Zellen und kann durch Fehlanpassung und Bypass-Verhalten auch in Reihe geschaltete Module beeinflussen. Die Auswirkung hängt von Ort, Dauer, Geometrie, Modulaufbau, Stringauslegung und Wechselrichterkonfiguration ab.

Verschmutzung verringert das durchgelassene Licht, wenn sich Staub, Pollen, Vogelkot, landwirtschaftliche Rückstände oder anderes Material auf der Moduloberfläche ansammeln. Der Verlust ist standortabhängig und ändert sich mit Wetter, Modulneigung, Verschmutzungsquelle und Reinigungshistorie.

Auch die Modultemperatur beeinflusst die Leistung. Bei kristallinen Siliziummodulen verringert eine höhere Zelltemperatur bei vergleichbarer Einstrahlung im Allgemeinen Spannung und verfügbare Leistung. Der konkrete Effekt sollte anhand der Kenndaten des installierten Moduls berechnet werden.

Elektrische Verluste entstehen in DC-Kabeln, Steckverbindern, Transformatoren, AC-Stromkreisen und weiteren Komponenten. Wechselrichter verursachen Umwandlungsverluste und können die Leistung auch begrenzen, wenn Betriebsgrenzen oder die Nennleistung erreicht sind.

Abregelung oder Einspeisebegrenzung kann die gelieferte Energie verringern, auch wenn das Array selbst mehr erzeugen könnte. Verfügbarkeit, Wartungsstillstände, Netzereignisse, Betriebsmittelstörungen und Steuerungseinstellungen können weitere Unterschiede zwischen theoretischer und gemessener Produktion verursachen.

Sobald das Kraftwerk in Betrieb ist, sollte die modellierte Produktion mit der gemessenen Energie und den tatsächlich aufgetretenen Wetterbedingungen verglichen werden. Eine Prognose auf Basis der langjährigen mittleren Einstrahlung wird nicht jeden einzelnen Tag, Monat oder jedes Jahr genau treffen.

Der Vergleich sollte einheitliche Systemgrenzen verwenden. Sagt das Modell die Energie am Wechselrichterausgang voraus, der Messwert stammt aber von einem Netzzähler nach Transformator- und Eigenbedarfsverlusten, stellen beide Zahlen nicht denselben Punkt des Systems dar.

Auch Wetterdaten sind wichtig. Eine geringere Produktion bei geringerer Einstrahlung als erwartet kann auf ein normales Verhalten der Anlage hinweisen und nicht auf eine Minderleistung der Betriebsmittel. Umgekehrt kann eine gute Einstrahlung bei unerwarteter Produktion eine Untersuchung von Verfügbarkeit, Abregelung, Temperatur, Verschmutzung, Wechselrichterbetrieb oder elektrischem Zustand rechtfertigen.

Daten auf String- oder Wechselrichterebene können helfen, die Ursache von Abweichungen einzugrenzen. Weicht ein Abschnitt ab, während benachbarte Abschnitte unter ähnlichen Bedingungen normal arbeiten, kann das Problem örtlich begrenzt sein und nicht am Wetter des gesamten Standorts liegen.

Die Inspektion kann dann physische Nachweise liefern. Sichtkontrollen, Thermografie aus der Luft und elektrische Prüfungen können gezielt die Anlagenteile untersuchen, die durch Betriebsdaten auffällig geworden sind.

Die gemessene Produktion sollte also dazu dienen, das Verständnis des Modells zu verfeinern, und nicht einfach jede Abweichung als Fehler einzustufen.

Die Performance Ratio, üblicherweise PR abgekürzt, ist eine normierte Kennzahl, die den tatsächlichen oder modellierten PV-Energieertrag mit einer Referenz vergleicht, die auf der verfügbaren Sonneneinstrahlung und der installierten Leistung beruht. Eine vereinfachte Darstellung lautet:

Endertrag = Energieertrag (kWh) / Installierte Leistung (kWp)

und der Referenzertrag wird aus der gemessenen oder modellierten Sonneneinstrahlung im Verhältnis zur für PV-Nennwerte verwendeten Referenzeinstrahlung abgeleitet. Die PR ist dimensionslos und wird oft als Dezimalzahl oder in Prozent angegeben.

Die PR hilft, manche Effekte von Anlagengröße und Einstrahlung zu trennen, und ist deshalb nützlich, um den Betrieb über Zeiträume hinweg zu vergleichen, wenn Eingangsdaten und Messgrenzen einheitlich sind. Sie enthält weiterhin den kombinierten Einfluss von Temperatur, Systemverlusten, Verfügbarkeit, Verschmutzung, Wechselrichterverhalten, Abregelung und weiteren Faktoren der Berechnung.

Die Performance Ratio ist nicht dasselbe wie der Modulwirkungsgrad. Der Modulwirkungsgrad beschreibt, wie effektiv einfallende Solarleistung unter definierten Bedingungen in elektrische Leistung umgewandelt wird, während die PR beschreibt, wie das Betriebssystem im Verhältnis zu einer normierten Referenz arbeitet.

Eine Veränderung der PR benennt auch für sich genommen keine Grundursache. Weitere Analysen sind nötig, um zu klären, ob die Veränderung von der Qualität der Wetterdaten, Verschmutzung, Temperatur, Betriebsmittelverfügbarkeit, Abregelung, elektrischen Verlusten, Messfehlern oder einem anderen Faktor stammt.

Ein häufiger Fehler ist, die installierte Leistung wie eine garantierte Produktion zu behandeln. Eine Anlage mit 10 MWp erzeugt nicht jede Stunde 10 MWh, und eine direkte Multiplikation der Leistung mit allen Stunden eines Jahres übergeht Nacht, Wetter, Temperatur und Systemverluste.

Ein weiterer Fehler ist, die Horizontaleinstrahlung zu verwenden, ohne die tatsächliche Ebene und Ausrichtung des Arrays zu berücksichtigen. Neigung, Azimut, Nachführbewegung, Horizonteffekte und Verschattung beeinflussen die auf die Module treffende Einstrahlung.

Verlustannahmen können außerdem uneinheitlich angewendet werden. Verschmutzung, Temperatur, Wechselrichterumwandlung, Verkabelung, Verfügbarkeit, Abregelung, Fehlanpassung und Transformatorverluste sollten weder doppelt gezählt noch in mehreren sich überlappenden Faktoren versteckt werden.

Unrealistische Wetterdaten verursachen ein weiteres Problem. Ein Modell auf Basis langjähriger Klimadaten beschreibt die erwarteten Bedingungen über einen statistischen Zeitraum, während ein einzelnes Betriebsjahr sonniger oder wolkiger sein kann als diese Referenz.

Messgrenzen werden häufig übersehen. DC-Energie auf Modulebene, AC-Ausgang des Wechselrichters, AC-Sammlung der Anlage und die Energie am Netzeinspeisezähler sind nicht dieselbe Größe.

Schließlich kann übertriebene Genauigkeit eine Schätzung sicherer erscheinen lassen, als es die Eingangsdaten rechtfertigen. Ein Produktionsmodell ist nur so zuverlässig wie seine Wetterdaten, Betriebsmittelannahmen, Verlustschätzungen, Anlagenauslegung und Betriebsannahmen.

Eine Produktionsberechnung ist eine Schätzung, bis sie mit dem gemessenen Betrieb verglichen wird. Auch ein detailliertes Modell kann die genaue Energiemenge, die eine Anlage in einem künftigen Jahr erzeugt, nicht garantieren, weil sich Wetter, Verfügbarkeit, Zustand der Betriebsmittel, Abregelung, Wartung und Netzbedingungen ändern können.

Aus demselben Grund sollte die Energieproduktion nicht direkt in eine garantierte finanzielle Rendite umgerechnet werden. Strompreis, Tarifstruktur, Betriebskosten, Steuern, Finanzierung, Abregelung, Annahmen zur Degradation, Wartungsereignisse und weitere kaufmännische Größen beeinflussen den Erlös.

Auch gemessene Daten haben Grenzen. Sensoren können driften, Zähler können unterschiedliche Messgrenzen haben, Kommunikationssysteme können Datensätze verlieren, und Wetterstationen bilden die Bedingungen über eine große Anlage hinweg nicht überall gleich ab.

Die thermografische Inspektion kann helfen, manche Betriebsabweichungen zu untersuchen, berechnet aber für sich genommen keine Produktion. IEC 62446-3 behandelt die thermografische Inspektion in Betrieb befindlicher PV-Systeme im Freien, einschließlich Ausrüstung, Umgebungsbedingungen, Verfahren, Kompetenz des Personals und Berichterstattung. Sie definiert weder eine allgemeine Berechnung des Energieertrags noch einen einheitlichen thermischen Schwellenwert für die Produktionsanalyse.

Der nützliche Unterschied liegt zwischen Modell und Messung. Modelle schätzen, was die Anlage unter genannten Annahmen erzeugen könnte; Zähler erfassen, was einen definierten Messpunkt passiert hat. Die Analyse erklärt, warum beide Werte voneinander abweichen und ob die Abweichung mit den tatsächlichen Betriebsbedingungen der Anlage vereinbar ist.