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Wirkungsgrad PV-Anlage: Den Systemwirkungsgrad verstehen und optimieren
Der Wirkungsgrad einer PV-Anlage umfasst mehr als nur den Modulwirkungsgrad. Erfahren Sie, welche Verluste auftreten und wie Sie den Systemwirkungsgrad maximieren.
Der Wirkungsgrad einer PV-Anlage ist eine zentrale Kenngröße, die darüber entscheidet, wie viel des einfallenden Sonnenlichts tatsächlich als nutzbarer Strom zur Verfügung steht. Dabei ist es wichtig zu verstehen, dass der Systemwirkungsgrad einer PV-Anlage deutlich niedriger liegt als der reine Modulwirkungsgrad, da auf dem Weg vom Sonnenlicht zum nutzbaren Strom verschiedene Verluste auftreten.
Der Modulwirkungsgrad ist der bekannteste und am häufigsten kommunizierte Wert. Er gibt an, welcher Anteil der auf die Modulfläche auftreffenden Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt wird. Aktuelle Hochleistungsmodule erreichen Modulwirkungsgrade von 21 bis 23 Prozent unter Standardtestbedingungen. Das bedeutet, dass von 1000 Watt Sonnenenergie pro Quadratmeter zwischen 210 und 230 Watt elektrische Leistung erzeugt werden.
Im realen Betrieb weicht der tatsächliche Wirkungsgrad jedoch von den Standardtestbedingungen ab. Die Standardtestbedingungen definieren eine Einstrahlung von 1000 W/m², eine Zelltemperatur von 25°C und ein Lichtspektrum nach AM 1,5. Diese Bedingungen werden in der Praxis nur selten genau erreicht. Die reale Leistung wird durch den Performance Ratio (PR) beschrieben, der das Verhältnis von tatsächlichem zu theoretisch möglichem Ertrag angibt.
Temperaturverluste sind einer der wichtigsten Verlustfaktoren. Die Zelltemperatur liegt im Betrieb deutlich über den 25°C der Standardtestbedingungen – an heißen Sommertagen können 65 bis 75°C erreicht werden. Der Temperaturkoeffizient der Leistung liegt bei Siliziummodulen typischerweise bei -0,30 bis -0,45 Prozent pro Kelvin. Bei einer Zelltemperatur von 65°C ergibt sich ein Leistungsverlust von 12 bis 18 Prozent gegenüber den STC-Werten.
Mismatch-Verluste entstehen durch Unterschiede zwischen den einzelnen Modulen und Zellen. Obwohl Module eines gleichen Typs nominell identisch sind, gibt es in der Praxis leichte Leistungsunterschiede zwischen den einzelnen Modulen. In einer Serienschaltung wird die Gesamtleistung durch das schwächste Modul begrenzt. Diese Verluste liegen typischerweise bei 1 bis 3 Prozent und können durch sorgfältige Modulauswahl und String-Planung minimiert werden.
Reflexionsverluste treten auf, wenn Sonnenlicht von der Glasoberfläche der Module reflektiert wird, anstatt zu den Solarzellen durchzudringen. Bei senkrechtem Lichteinfall sind die Reflexionsverluste minimal, bei flachen Einfallswinkeln steigen sie jedoch stark an. Moderne Module verwenden strukturiertes Glas mit Antireflexionsbeschichtung, um die Reflexionsverluste zu minimieren. Typische Reflexionsverluste liegen bei 2 bis 5 Prozent im Jahresmittel.
Kabelverluste entstehen durch den elektrischen Widerstand der Gleichstrom- und Wechselstromkabel. Sie sollten durch korrekte Dimensionierung der Kabelquerschnitte auf unter 1 Prozent begrenzt werden. Besonders die DC-Kabel zwischen Modulen und Wechselrichter sollten sorgfältig dimensioniert werden, da hier die Ströme am höchsten sind und lange Kabelwege die Verluste erhöhen.
