Mehr Ertrag aufspüren

Hansjörg Gabler und sein Team vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) in Stuttgart (Deutschland) wollten etwas mehr Realismus in die Nachführ-Euphorie bringen. Erst im März 2005 veröffentlichte Gabler die Ergebnisse einer Testreihe zum Ertragspotenzial nachgeführter Photovoltaik an zwei Standorten (Widderstall bei Stuttgart und Monte Aquilone in Apulien/Italien) aus dem Zeitraum 1992 – 1997. Aus Standort-Strahlungsdaten berechnete ein Simulationsprogramm die Einstrahlung auf je eine starre und eine zweiachsig nachgeführte Ebene. Reale Messwerte aus demselben Zeitraum dienten der Überprüfung. Das Ergebnis: In Mitteleuropa bringt die einachsige Nachführung knapp 23 Prozent Zugewinn an Einstrahlung, die zweiachsige Nachführung rund 28 Prozent. In Süditalien waren es jeweils knapp 30 und gut 34 %. »Genaue Ertragsprognosen gelingen nur auf Basis der Standort-Wetterdaten«, so Hansjörg Gabler in seinem Resümee. Und sein Kollege Hans-Dieter Mohring ergänzt: »Nachführung ist besonders in den Morgen- und Abendstunden wirkungsvoll.« Allerdings sei gerade zu diesen Tageszeiten die Verschattung von Trackern untereinander ein ernstes Problem. Lohnt also Nachführung generell? »Es kommt drauf an«, erklärt der Physiker Mohring salomonisch, »was die Wirtschaftlichkeit angeht, ist insgesamt auf mitteleuropäischen Breitengraden das Rennen zwischen nachgeführten und starren Systemen offen.«

Führende Hersteller von Nachführsystemen, darunter Pairan und Degerenergie, reagierten auf Gablers Aussagen mit scharfer Kritik. Die Betriebsdaten bestehender Nachführanlagen in Deutschland zeigen nach ihren Erfahrungen deutlich höhere Mehrerträge gegenüber starren Modulaufstellungen. Den Stuttgarter Forschern unterstellten sie daher ein vergleichsweise praxisfernes Versuchsdesign. Tatsächlich könnte das verwendete Diffusstrahlungs-Modell eine weiche Komponente in den wissenschaftlichen Berechnungen sein.

Ähnliche Zahlen wie das ZSW liefert indessen auch Christian Reise vom Fraunhofer-Institut für Solare Energietechnik (Ise) in Freiburg. An mitteleuropäischen Standorten mit Wechselbewölkung kalkuliert er mit rund 25 % mehr Einstrahlung auf einer nachgeführten und damit stets im rechten Winkel zur Sonneneinstrahlung ausgerichteten Modulfläche gegenüber einer starr nach Süden und mit 30° Neigung ausgerichteten Fläche. Eine zusätzliche Sensorsteuerung, die bei Bewölkung den hellsten Punkt am Himmel anfährt, könne das noch etwas steigern. Beim elektrischen Mehrertrag könne sich unter anderem ein zusätzlicher Skaleneffekt über den höheren Wirkungsgrad einstellen, mit dem der Wechselrichter die insgesamt höhere Tages- und Flächenleistung des Generators ans Netz abgibt – insgesamt sei ein elektrisches Ertragsplus von rund 30 % möglich. Allerdings müsse man, erklärt auch Christian Reise, bei der Aufstellung mehrerer Tracker die gegenseitige Verschattung berücksichtigen, die einen Ertragsverlust um rund 3 - 5 Prozentpunkte verursachen kann.

Das bestätigt auch Stefan Benckert, Technischer Leiter bei der spanischen Projektierungsfirma Desarrollos Solares del Mediterráneo im andalusischen Málaga: »Gerade in südlichen Ländern mit viel Direktstrahlung liefern Tracker besonders hohen Mehrertrag – vor allem morgens und abends. Aber genau dann ist bei Anlagen mit mehreren Trackern die gegenseitige Verschattung ein Planungsfaktor, den man im Vergleich mit starren Anlagen in Bezug auf den Flächenverbrauch unbedingt berücksichtigen muss.«

Der Berliner Hersteller Solon orientiert sich bei den Ertragsprognosen für seinen Solonmover an den Angaben des Fraunhofer Ise. Und der Hamburger Branchenriese Conergy, der mit seinem neuen, selbst entwickelten Trackingsystem Solaroptimus demnächst voraussichtlich richtig viel Bewegung in die Nachführszene bringen wird, ist ebenfalls zunächst noch vorsichtig bei der Angabe, wie viel Mehrertrag das System bringt. Noch auf der Intersolar waren pauschal 30 % elektrischer Zugewinn die Richtgröße für den astronomischen Zweiachser. Konkretere Angaben soll bis Ende des Sommers eine Simulationsmessung des Fraunhofer Ise im Auftrag von Conergy liefern. Eine Korrektur der Prognose nach oben erscheint durchaus realistisch, zumal die Simulation besonders auf südeuropäische Standorte mit einem hohen Anteil an Direktstrahlung abgestimmt wurde – genauso wie der Tracker selbst. Ganz konkret fokussiert Conergy nämlich auf den derzeit boomenden Zielmarkt Spanien, wo der Solaroptimus als astronomisch nachgeführter Zweiachser eine maximale Energieausbeute erwarten lässt. Aber auch Italien und Griechenland seien spannende Märkte, heißt es aus der Conergy-Zentrale in Hamburg.

Foto: Solon
Auf einer ehemaligen Weinbau-Versuchsfläche in der Nähe des fränkischen Städtchens Arnstein sammeln statt Reben jetzt Nachführanlagen die Sonne ein. Rund 1.400 Solonmover gruppieren sich auf rund 72 ha Fläche zum 12 MW großen Solarpark Gut Erlasee.

Die Industrie erwartet nebenbei in Ländern mit heißem Klima einen weiteren erfreulichen Nebeneffekt der Nachführung, dass nämlich nachgeführte Module durch ihren relativ großen Abstand zum Erdboden wenig zur Erhitzung durch Stauwärme neigen und im Tagesmittel bei günstigerer Betriebstemperatur wirksam arbeiten.

Der Hersteller Pairan propagiert daher deutlich höhere Mehrerträge für seine zweiachsigen Tracker: Um die 40 % Zugewinn, erklärt Vertriebsleiter Volkmar Frankenstein, seien in Deutschland und vergleichbaren Standorten auf mitteleuropäischen Breitengraden durchaus realistisch. In Solarparks im regenverwöhnten Kassel (Hessen) und dem von kontinentalem Klima angehauchten Passau (Bayern) habe man über einen Zeitraum von rund einem Jahr Mehrerträge von 43 bzw. 47 % erfasst. Entsprechend mehr könne man also noch an sonnigen Standorten in Südeuropa mit viel Direktstrahlung erwarten. Reimund Rüthlein vom Würzburger Hersteller A&F mit seinem einachsig nachgeführten Suncarrier auf Rundlauf-Schienensystem bestätigt, dass Nachführsysteme an äquatornahen Standorten besonders in den frühen Morgen- und späten Abendstunden bei tief stehender Sonne einen deutlichen Mehrertrag gegenüber starren Systemen liefern – und dies zu Tageszeiten mit günstiger Betriebstemperatur für die Module. Aus der Summe all dieser Effekte schließt er den tatsächlich gemessenen Mehrertrag von rund 33 % eines Suncarriers am heimischen Standort. Dort hatte ihm der Dienstleister Meteocontrol einen Mehrertrag von nur 25 % in Aussicht gestellt, eine Zahl, die sich ziemlich mit den Kalkulationen des Fraunhofer Ise deckt. Rüthlein betont, dass deutliche Mehrerträge aber nur in Verbindung mit Wechselrichtern möglich sind, die im Hoch- und Teillastbereich einen guten Wirkungsgrad zeigen.

Objektive Messdaten bringen bald Klarheit

Selbstversuche können der Beginn einer Wissenschaft sein. Der schwäbische Hersteller Degerenergie hatte schon im vergangenen Jahr in einem mit zweiachsigen, sensorgeführten Degertrakern bestückten Solarpark im Schwarzwald eine Nachführanlage stillgelegt und die Modulfläche fix nach Süden mit 30° Neigungswinkel ausgerichtet. Ab März 2005 wurden Einspeisedaten für einen direkten Langzeitvergleich mit einem anderen, beweglichen Tracker mit der gleichen Konfiguration (12 Module MHH 150 Wp, Wechselrichter Solar Max C-Serie) am selben Standort gesammelt. Wegen eines Schadens am Datenlogger durch ein Wintergewitter wurde das Experiment unglücklicherweise nach elf Monaten durch einen Blitzschlag unterbrochen und erst einige Wochen später wieder aufgenommen. Bis dahin allerdings hatte der aktive Tracker gut 40 % Mehrertrag eingefahren.

Auf seiner Website bietet Degerenergie außerdem eine Übersicht der Einspeisedaten von Anlagen seiner Kunden, die in einem Ertragscheck abgefragt wurden. Sie sind nach Postleitzahlen geordnet, damit können sich Interessierte aus der Liste eine »Referenzanlage« in ihrer Nähe heraussuchen. Firmenchef Artur Deger findet diese praktischen Erfahrungswerte von Betreibern besonders wertvoll.

Nach Ansicht vieler anderer Anwender fehlen aber nach wie vor belastbare Ergebnisse von Langzeitmessungen an Nachführanlagen im Direktvergleich mit starren Systemen, für deren Genauigkeit und Objektivität eine unabhängige Instanz mit wissenschaftlicher Genauigkeit gerade steht. Das wird sich wohl bald ändern.

Der Hersteller Pairan will es nämlich jetzt ganz genau wissen. Ein noch nicht genanntes öffentliches Institut soll genau überprüfbare Betriebsdaten über einen Zeitraum von zwölf Monaten an einem Standort in Süddeutschland auswerten. Angaben über die beauftragte Stelle und den genauen Standort will Pairan allerdings erst veröffentlichen, wenn die Messreihe abgeschlossen ist. Nach einem insgesamt rund sechs Monate langen Eichbetrieb läuft die eigentliche Messreihe schon seit März 2006 in einem Solarpark. Ausgewertet werden die Betriebsdaten von je einem zweiachsigen Pairan-Tracker, einem einachsig nachführenden System und einer Anlage, die starr mit optimaler Schrägneigung nach Süden ausgerichtet ist. Der Messbetrieb soll zunächst ein Jahr dauern, danach wird die Testreihe gegebenenfalls fortgesetzt.

Welche Mehrerträge an südeuropäischen Standorten realistisch sind, will Pairan auch untersuchen. Vorgesehen ist eine Langzeitstudie auf einem eigenen Testfeld im Raum Valencia (Spanien) mit zehn zweiachsigen Trackern – darunter mit Nachführungen mit astronomischer und sensorischer Steuerung sowie der Kombination aus beiden Methoden. Im Juli 2006 liefen noch die behördlichen Genehmigungsverfahren. Später ist vorgesehen, im realistischen Netzbetrieb verlässliche Betriebsdaten zu bekommen.

Mit der Gründlichkeit und Glaubwürdigkeit einer deutschen Forschungseinrichtung bereitet sich derweil das Institut für Physikalische Elektronik (IPE) der Universität Stuttgart auf einen ganz großen Wurf vor. An den drei Standorten Stuttgart (Deutschland), Nikosia (Zypern) und Kairo (Ägypten) untersuchen Wolfgang Schmitt und Bastian Zinßer drei Jahre lang jeweils zwölf fest montierte PV-Anlagen von beteiligten Industriepartnern. Im Zentrum steht die Frage, welche Leistung Module verschiedener Technologien in verschiedenen Klimazonen liefern – und welche Materialien an heißen Standorten Vorteile bringen. An allen drei Standorten wertet das IPE nebenbei auch die Leistungsdaten von jeweils einem Pairan-Tracker aus, der dort mit Pairan-Steuerung und monokristallinen Modulen bestückt ist. In Nicosia und Kairo arbeitet außerdem je ein zweiachsig nachgeführter Tracker mit Steuerung und Konzentratormodulen des Unternehmens Concentrix Solar. Vergleichsdaten für den Standort Deutschland liefert Concentrix Solar selbst von einer Anlage am Firmensitz in Freiburg. Kernfrage ist dabei ein Leistungsvergleich von nachgeführten Konzentratormodulen zu nachgeführten und starr montierten Standardmodulen. Gewissermaßen als Spin-off kann Bastian Zinßer aber auch eine weitere Frage klären – nämlich welchen energetischen Mehrwert eine marktgängige zweiachsige Nachführung von Standardmodulen in verschiedenen Klimazonen tatsächlich bringt. Der Hersteller Pairan hat seine Systeme für das Experiment bewusst nicht gespendet, aber immerhin zu einem Sonderpreis geliefert. Das IPE betreut gerne auch andere Hersteller, die mit Hardware oder Forschungsgeldern zu dem Langzeitprojekt beisteuern.

Energiebilanz im Fokus von Kieler Forschern

Aber der Physiker Helbig interessiert sich auch für Nachführsysteme und untersucht mit wissenschaftlichem Ansatz unter dem saloppen Arbeitstitel „Lohnt der Aufwand?“ deren Energiebilanz aus Mehrertrag und energetischem Aufwand für die Nachführungsbewegungen selbst. Im Rennen sind ein sensorgesteuerter Zweiachser von Degerenergie, ein Lorentz-Einachser mit Zeitsteuerung sowie ein passives Nachführsystem ebenfalls von Lorentz. Mit einem astronomisch gesteuerten Zweiachser von Solar Trak sowie einigen starren Referenzmodulen und der aufwändigen Kalibrierung der gesamten Installation soll der Versuchsaufbau dann vollständig sein.

Die bisherigen Ergebnisse des Plasmaforschers, der sich hauptamtlich mit der Spektroskopie an heißen Plasmen beschäftigt: »Je nach Nachführtechnik und atmosphärischen Standortbedingungen verbrauchen die Systeme unterschiedlich viel, insgesamt aber überraschend wenig Energie für die Nachführung. Genauere Zahlen können wir in etwa einem Jahr nennen, dann kann auch der Brutto-Mehrertrag der verschiedenen Trackersysteme untereinander und gegenüber den starren Referenzmodulen verglichen werden.«

Hohe Betriebskosten schmälern den Ertrag

Ein besonderer Charme der Photovoltaik war bisher nicht nur für Schwärmer, dass die passiven Generatoren in stiller Demut nahezu wartungsfrei Strom produzieren – sie können gar nicht anders. Bewegliche Teile gehen dagegen tendenziell eher kaputt, als dass sie ewig laufen. Nachführsysteme verursachen also höhere Betriebs- und Wartungskosten. Die Hersteller gehen allgemein nicht sehr freizügig mit Informationen darüber um. Leider, denn das ist für eine solide Kostenkalkulation dringend notwendig. Die braucht man spätestens für die Finanzierung größerer PV-Projekte.

Beispiel Spanien: Nach den Erfahrungen von Frank Zitzelsberger, Gutachter für Erneuerbare Energien beim TÜV Rheinland im südspanischen Málaga, erwarten spanische Banken bei der Finanzierung nachgeführter PV-Projekte, dass Anlagenbetreiber stattliche 8 % vom Betriebserlös für Betriebsführung und Wartung zurückhalten – bei starren Anlagen seien es gerade einmal 2 - 3 %.

»Damit lässt sich die Wirtschaftlichkeit großer Tracker-Projekte in manchen Fällen gar nicht darstellen«, so Zitzelsberger. Allerdings akzeptieren die Banken nach den Erfahrungen von Pairan-Sprecher Volkmar Frankenstein alternativ auch die Vorlage eines langfristigen Wartungsvertrags beispielsweise mit dem Tracker-Hersteller. »Das lässt sich schon mit 3 - 3,5 % Anteil vom Betriebserlös hinkriegen«, so Frankenstein.

Bei A&F in Würzburg arbeitet man an Wartungsverträgen für seine Suncarrier, die auch nicht teurer sein sollen als rund 4 % des Stromerlöses. Die äußerst solide konstruierten Einachser bewegen ihre riesige Modulfläche von 210 m² mit nur einem Motor. Solide Konstruktion und möglichst wenige Verschleißteile sind die Grundlage für einen langen störungsfreien und damit wirtschaftlichen Betrieb. Da fallen in der Summe die vergleichsweise hohen Einstiegs-Systemkosten nicht mehr ins Gewicht – ein Ansatz, den etwa der Lübecker Hersteller Solar Trak ausdrücklich verfolgt. Conergy nimmt gelassen 6 – 8 % laufende Wartungskosten am Ertrag seiner künftigen Tracker-Großprojekte in Kauf.

Einen Wettbewerbsvorteil verspricht sich indessen Philipp Vanicek, Produktmanager für Gestellsysteme bei Conergy, zusätzlich von dem Performance-Überwachungskonzept, das der Hersteller seinem Zweiachser Solaroptimus im Paket mit auf den Weg nach Spanien gegeben hat. In sehr großen Paketen. Noch bis zum Jahreswechsel sollen – und als Aktiengesellschaft mit besonderen Verpflichtungen gegenüber ihren Aktionären spricht Conergy nur von ganz konkreten Projekten – gemeinsam mit den Conergy-Töchtern Suntechnics und Voltwerk in Spanien noch Tracker mit einem Gesamt-Projektvolumen von 10 MW installiert werden.

Weitere Informationen:

a&f Stahl- und Maschinenbau GmbH: www.suncarrier.com
Conerygy AG: www.conergy.de
Concentrix Solar GmbH: www.concentrix-solar.de
Degerenergie GmbH: www.degerenergie.de
Desarrollos Solares del Mediterráneo S.L.: www.desarrollos-solares.com
Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme: www.ise.fhg.de
Institut für experimentelle und angewandte Physik der Universität Kiel: www.ieap.uni-kiel.de
Institut für Physikalische Elektronik der Universität Stuttgart: www.ipe.uni-stuttgart.de
Pairan Elektronik GmbH: www.pairan-elektronik.de
Solon AG für Solartechnik: www.solon-pv.de
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg: www.zsw-bw.de

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