Dünnschichtmodule sind nicht per se anfälliger für Minderleistung

Interview: Adler Solar hat 40.000 Messdaten von Dünnschicht- und kristallinen Modulen aus dem Jahren 2008 bis 2015 ausgewertet. Dabei zeigt sich, dass die Dünnschichtmodule in dieser Zeit deutlich anfälliger für Leistungsminderung waren als die kristallinen Solarmodule. Technikvorstand Sönke Jäger erklärt, warum dies nicht bedeutet, dass Dünnschichtmodule an sich schlechter sind, sondern dass es sich eher um Probleme der Produkte aus der ersten Generation handelt. Mittlerweile hat sich nach seinen Auswertungen die Situation eher umgekehrt, wobei Qualitätsprobleme bei kristallinen Solarmodulen vor allem dem zunehmenden Wettbewerbsdruck geschuldet sein dürften

21. Februar 2018 Sandra Enkhardt

Die Regeln für ein Repowering von Modulen in Photovoltaik-Anlagen sind im EEG genau festgelegt.

Foto: Adler Solar

pv magazine: Kann man aus Ihrer Auswertung ableiten, dass Dünnschichtmodule anfälliger für Leistungsminderungen sind als kristalline Solarmodule?
Sönke Jäger (Foto): Grundsätzlich trifft diese Feststellung zwar nicht zu, bezogen auf den Testzeitraum 2008 bis 2015 unserer Untersuchung ist jedoch festzustellen, dass Dünnschichtmodule überproportional häufig von Leistungsverlust betroffen sind im Vergleich zu kristallinen Photovoltaik-Modulen. Dies hängt unserer Meinung nach mit der unterschiedlichen Entwicklungshistorie der verschiedenen Modultechnologien zusammen. Während es kristalline Module in der bekannten beziehungsweise sehr ähnlicher Bauform bereits verhältnismäßig lange – wenn anfänglich auch in geringen Mengen – am Markt gibt, hat sich die Mehrheit der dünnschichtbasierten Photovoltaik-Module erst später im Massenmarkt etabliert. Somit sind Lerneffekte auf Halbleiterebene und Optimierungen im Produktionsprozess erst später eingetreten, was man an den Testergebnissen deutlich sieht.

Kann man einen Zeitpunkt benennen, seit dem die Dünnschichtmodule stabiler funktionieren?
Einen Zeitpunkt kann man nicht nennen. Jedoch ist festzustellen, dass im Zeitverlauf zwischen 2010 und heute die weit überwiegende Anzahl der Dünnschichtmodulhersteller vom Markt verschwunden ist, somit eine starke Marktbereinigung stattgefunden hat, während die sich noch am Markt befindlichen Akteure mittlerweile ihre dritte, vierte oder fünfte Modulgeneration eingeführt haben. Messungen an diesen Modulen, die nahezu nicht in unserem Testzeitraum berücksichtigt wurden, zeigen, dass Dünnschichtmodule der letzten Entwicklungsgenerationen durchschnittlich ähnliche Degradationswerte wie kristalline Module zeigen. Ergänzend ist anzuführen, dass es – sozusagen gegenläufig – bei kristallinen Photovoltaik-Modulen dem Anschein nach in den letzten Jahren zu mehr Qualitätsproblemen kommt. Hierbei werden auch Fehlerbilder sichtbar, die bis dato kaum eine Rolle gespielt haben. Diese Einschätzung basiert jedoch noch auf keiner quantitativen Auswertung. Ursachen für möglicherweise zunehmende Qualitätsprobleme könnten ein zunehmender Kostendruck und das weltweit betrachtet exponentielle Wachstum des Photovoltaik-Marktes sein, so dass im Rahmen von immer kürzeren Innovationszyklen immer kürzere Testzeiträume vor Einführung einer neuen Technologie in Kauf genommen werden.

Planen Sie, die Auswertung von Messdaten fortzusetzen und kontinuierlich zu veröffentlichen?
Grundsätzlich arbeiten wir kontinuierlich an der Auswertung unserer Messdaten, haben aber als privatwirtschaftlich agierender Markteilnehmer nicht immer die Personalressourcen wie öffentlich geförderte Institute. Ich gehe momentan davon aus, dass wir 2019 weitere Veröffentlichungen zu unserer Moduldatenbank vornehmen. Vorher wird es aber noch eine spannende Auswertung zu unseren Versicherungsgutachten geben. Hier werten wir gegenwärtig mehrere tausend Schadenfälle hinsichtlich Schadenursache, Höhe, räumlicher Verteilung, gefundener Mängel, Dokumentation und vielem mehr aus. Ein sehr spannendes Thema, wie ich finde und eine schöne Ergänzung zur Auswertung der Moduldatenbank, bei der überwiegend modulimmanente Fehler untersucht werden, während bei der Auswertung der Versicherungsgutachten die Installationsqualität stark im Fokus steht.

Was sollten Photovoltaik-Anlagenbetreiber tun, wenn Sie feststellen, dass die verbauten Module offenbar zu wenig Leistung erbringen?
Im ersten Schritt empfiehlt es sich den Garantiegeber zu kontaktieren – sofern noch vorhanden – und das Problem zu schildern. Gut aufgestellte Garantiegeber haben Standardprozesse, die einem bei der Reklamation behilflich sind. Sollte es hierbei zu einer unterschiedlichen Auffassung des Sachverhalts zwischen Garantiegeber und Anlagenbetreiber kommen, können sich Anlagenbetreiber gerne an uns wenden, um einen möglichen Reklamationsfall messtechnisch nachzuweisen und im Rahmen einer Gutachtenerstellung zu dokumentieren. Gerne unterstützen wir auch bei der gemeinsamen Lösungsfindung zusammen mit dem Garantiegeber und dem Anlagenbetreiber. Sollte der Garantiegeber nicht mehr verfügbar sein, erarbeiten wir zusammen mit dem Kunden umfassende Sanierungskonzepte, bei denen vom reinen Fehlernachweis über die notwendige Kommunikation mit dem Verteilnetzbetreiber bis zum vollständigen Repowering inklusive Erweiterung der vorhandenen Photovoltaik-Anlage jede Option berücksichtigt wird.

Ab welcher Minderleistung der Module würden Sie Photovoltaik-Anlagenbetreibern ein Repowering empfehlen?
Grundsätzlich sind hier zuallererst die rechtlichen Randbedingungen zu berücksichtigen. Ein Modultausch ist gemäß EEG 2017 und begleitend Hinweis 2015/7 Clearingstelle EEG erst dann möglich, wenn die Nennleistung der Photovoltaik-Module unterhalb der vom Hersteller zum Reklamationszeitpunkt garantierten Mindestleistung liegt oder ein Sicherheitsmangel vorliegt. Der Nachweis über das Vorliegen eines Fehlers ist dabei in erster Instanz auf Einzelmodulebene zu führen, wobei abhängig von der Anlagengröße und weiteren Faktoren auch eine stichprobenartige Messung oder eine Stringkennlinienmessung ausreichend sein können. Sind die gesetzlichen Randbedingungen erfüllt, hängt das Repowering einer Photovoltaik-Anlage von mehreren Faktoren wie Restlaufzeit, Vergütungshöhe oder Ersparnis beim Eigenverbrauch, festgestellter Minderleistung beziehungsweise. potenziellem Mehrertrag sowie Höhe der Sanierungskosten ab.

Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.