Glaubt man den Herstellern der Leistungsoptimierer, machen sie aus einer Solaranlage einen richtigen Goldesel. Die Geräte versprechen einen „um bis zu 25 Prozent höheren Ertrag“, wie es im Datenblatt eines der Produzenten heißt, und etliche Zusatzfunktionen. Kosten sollen sie kaum etwas. „Wir verkaufen Systeme mit Leistungsoptimierern zu einem wettbewerbsfähigen Preis“, sagt Lior Handelsman, Gründer von Solaredge. Werden sie in die Anschlussdose integriert, merkt der Installateur nicht einmal unbedingt etwas von ihnen. Dass das möglich ist, zeigt zum Beispiel Solon. Das Berliner Unternehmen stellte sein Modul mit Leistungsoptimierer Anfang März vor. Von außen sieht es ganz normal aus. Wer jedoch die Anschlussdose aufmacht, findet viel Elektronik.
Darüber, ob diese Zusatzelektronik wirklich so viel bringt und sich ihr Einsatz lohnt, streiten die Experten schon seit geraumer Zeit. „Sie müssen beweisen, dass Sie die Anforderungen an die Kosten schaffen“, forderte etwa Andreas Umland vom Wechselrichterhersteller SMA auf einer Podiumsdiskussion in Berlin. Dort trafen Ende Januar auf dem First Inverter and PV System Technology Forum Repräsentanten der drei Optimierer-Produzenten auf Experten von Wechselrichterherstellern.
Der geforderte Beweis ist nicht so einfach zu erbringen, der Gegenbeweis allerdings auch nicht. Im März 2009 kündigte National Semiconductor den Power Optimizer Solarmagic an, ein Leistungsoptimierer, der bis zu 50 Prozent der Energie wiedergewinnen könne, die durch Teilverschattung verloren gehe. Das Gerät gewann auch gleich den Intersolar Award. Auf der gleichen Messe stellte Solaredge seine Power Box und seine Wechselrichter vor. Kurz darauf folgte Tigo Energy mit dem Module Maximizer. Seitdem fällt es als Beobachter schwer einzuschätzen, wann sich die Technologie wirklich lohnt und welcher der drei Anbieter das beste Preis-Leistungs-Verhältnis bietet.In der Regel stehen unkontrollierbare Aussagen gegeneinander.
Die Suche nach dem Unterschied
Zum einen die Aussagen zum Mehrertrag. Die Idee dazu ist bestechend. In den heute üblichen Anlagen mit konventionellem Design sind Module in Strings zu einer Reihe verschaltet. Dadurch fließt nach den Gesetzen der Physik durch alle Module der gleiche Strom. Am Ende des Strings sitzt der Wechselrichter mit dem Maximum-Power-Point-, also dem MPP-Tracking. Der Suchalgorithmus für den optimalen Arbeitspunkt legt Stringspannung und Stringstrom so fest, dass die Energieausbeute insgesamt maximal ist. Optimal gelingt das aber nur, wenn alle Module im Strang ihre maximale Leistung bei der gleichen Stromstärke abgeben. Ist das nicht der Fall, steht nicht die maximal mögliche Generatorleistung zur Verfügung, da einige Module bei nicht optimalen Stromstärken betrieben werden.In den Anlagen mit Leistungsoptimierer gilt diese Begrenzung nicht. Darin sind die Module nicht direkt mit dem String verbunden, sondern nur mit jeweils einem Leistungsoptimierer (siehe Grafik Seite 90). Diese werden dann wie sonst die Module in Reihe geschaltet. Sie regeln an ihren Eingängen die Strom- und Spannungswerte so, dass alle Module bei ihrem individuellen optimalen Arbeitspunkt betrieben werden. Weicht dieser Strom vom Stringstrom ab, regeln die Optimierer ihre Ausgangsspannungen so, dass alle Ausgangsströme gleich hoch sind und es in einer Reihenschaltung nicht mehr zu Verlusten kommt.
Wenn die Module sehr unterschiedlich sind und bei den jeweils optimalen Arbeitspunkten unterschiedliche Ströme haben, müssen Optimierer demnach viel regeln und bewirken einen großen Mehrertrag. Wenn die Module nicht sehr unterschiedlich sind, bleibt der Gewinn aus. So weit sind sich alle Experten einig. Nicht mehr einig sind sie sich bei den Fragen, wie unterschiedlich die Module eigentlich sind und wie unterschiedlich sie sein müssen, damit sich der Einsatz der Optimierer wirklich lohnt. Wer die Antwort wissen will, muss sich auf die Suche nach den Unterschieden zwischen den Modulen einer Anlage machen.
Unterschied durch Verschattung
Die Antwort fällt relativ leicht, wenn Anlagen teilweise verschattet sind. Die Module, die prall in der Sonne liegen, müssen bei einem anderen Arbeitspunkt betrieben werden als die im Schatten. Wie groß in Systemen ohne Leistungsoptimierer dadurch die Verluste sind, haben beispielsweise Forscher des französischen Institut National de l‘Energie Solaire (INES) für verschiedene Verschattungssituationen nachgemessen und auf der PVSEC 2008 vorgestellt. Interessant sind vor allem die Situationen, bei denen die prozentualen Verluste deutlich größer sind als die prozentualen Anteile der verschatteten Fläche an der Gesamtfläche. Das ist zum Beispiel der Fall, wenn sich über die gesamte Breite einer Modulreihe ein homogener Schatten schiebt, wie es zum Beispiel bei eng stehenden Modulreihen morgens und abends der Fall sein kann (Foto Seite 92). Obwohl in dem Experiment die verschattete Fläche nur 11,1 Prozent beträgt, fällt die Generatorleistung bei der Reihenverschattung um 30,5 Prozent ab. Von einem Leistungsoptimierer kann man erwarten, dass mit ihm der Abfall der Generatorleistung deutlich geringer ist und nahe an die 11,1 Prozent kommt, die das technisch mögliche Maximum sind. Ralph Nolte von National Semiconductor sieht es deshalb als großen Vorteil an, dass man mit den Optimierern in verschattete Bereiche hineinbauen und Dachflächen deutlich besser ausnutzen kann.
Allerdings gibt Andreas Umland von SMA zu bedenken, dass die Teilverschattungssituation, bei der das Ergebnis so eindrucksvoll ist, unter Umständen nur während einer kurzen Zeit am Tag besteht und vielleicht auch nur in bestimmten Jahreszeiten. SMA hat sich schon früh gegen die Versprechen der Leistungsoptimierer positioniert und ein eigenes Beispiel entgegengesetzt. Eine Gaube verschattet eine Dachanlage, und zeitweise kommt es zu Leistungseinbußen im zweistelligen Prozentbereich. Doch wenn man den Sonnenstand über das gesamte Jahr betrachtet, käme man mit einem geeigneten MPP-Tracking auf 97,1 Prozent des prinzipiell möglichen Ertrags. In diesem Beispiel können Leistungsoptimierer maximal die fehlenden 2,9 Prozentpunkte herausholen.
Inzwischen haben die Experten des Wechselrichterherstellers nach eigenenAngaben 150 Verschattungsfälle analysiert, wie sie nach ihren Beobachtungen in der Realität auftreten (Benchmarking the Different PV System Concepts Focussing on their Total Cost of Ownership, G. Bettenwort et al., 25th EU PVSEC). Das können Schatten von Bäumen oder nebenstehenden Gebäuden sein, von Gauben, Schornsteinen und Antennenmasten. Viele Verschattungsfälle führten über das Jahr betrachtet nur zu Ertragseinbußen von zwei bis drei Prozent. Erst in Situationen, in denen durch die Verschattungen in einem Jahr mehr als fünf Prozent der ortsüblichen Einstrahlung verloren gehen, sehen die SMA-Experten Fälle, in denen Leistungsoptimierer einen signifikanten energetischen Mehrertrag bringen. „Der Vorteil liegt bei zwei bis drei Prozent für stark verschattete Anlagen“, erklärt Umland und ruft auf der Diskussionsveranstaltung dazu auf, die verschatteten Module einfach wegzulassen. Das sei rentabler, solange Modulkosten deutlich höher als Montagekosten sind, die man eventuell spart, wenn man verschattete Dachflächen gleich mit installiert. Wenn man die Rendite maximieren wolle, lohne es nicht, auf verschattete Dachflächen zu installieren. Wer sich allerdings aus ästhetischen Gründen dafür entscheidet, der könne mitden Leistungsoptimierern einige Prozent Energieertrag gutmachen.
Auch Solaredge hat auf der letzten PVSEC Fallstudien präsentiert (Field Trial Results of Energy Maximizing Distributed DC Topology – Residential and Commercial Installations, H. Mann et al., 25th EU PVSEC). Darin beschreiben die Autoren zum Beispiel eine Anlage in Spanien mit einer typischen Reihenverschattung, die zwei bis drei Stunden am Tag anhält (Foto Seite 92). Sie besteht aus zwei Drei-Kilowatt-Systemen, eines mit Solaredge-Leistungsoptimierern, eines mit einem handelsüblichen Wechselrichter verdrahtet. Im Mittel über mehrere Messperioden, die über das Jahr verteilt waren, habe das Solaredge-System 4,5 Prozent mehr Energie produziert. Es habe sogar Tage gegeben, an denen das System mit Leistungsoptimierer 14 Prozent mehr Energieertrag geliefert habe. Das wäre besonders an sonnigen Tagen der Fall gewesen. An wolkigen Tagen und bei sehr viel diffusem Licht spiele die Verschattung keine so große Rolle.
Ein harter Beweis ist das zwar nicht, denn dazu müsste das System mindestens ein Jahr am Stück laufen und es müsste klarer sein, welche Bedingungen während der Messperioden herrschten. Und es stellt sich auch die Frage, ob man nicht die Modulreihen in etwas größerem Abstand aufstellen sollte und wie oft dieser Verschattungsfall in der Realität vorkommt. Aber das Beispiel zeigt wieder, dass man immer den Einzelfall betrachten muss. Das gilt auch für andere Fallstudien von Solaredge. Berechnungen für ein Megawattkraftwerk mit der Planungssoftware PVSYST zeigen nach Angaben von Solaredge, dass unter den dabei gewählten Bedingungen ein System mit üblichen 20-Kilowatt-Wechselrichtern durch partielle Verschattungen 7,7 Prozent Ertragseinbußen habe. Mit Leistungsoptimierern seien diese nur 3,9 Prozent groß.
Wenn Module ähnlich sind
Es hängt sehr stark von der Art der Teilverschattung ab, wie groß der Ertragsgewinn durch die Leistungsoptimierer über ein ganzes Jahr aufsummiert ist. Man muss also den Einzelfall betrachten, will man den Gewinn genau abschätzen. Deshalb wäre es ein überzeugenderes Argument, wenn sich die Leistungsoptimierer auch bei nicht verschatteten Anlagen lohnten. Wer auf der letzten Intersolar die Hersteller befragte, konnte genau das hören. Allein dadurch, dass die Module eine Fertigungstoleranz haben, unterschiedlich warm und verschmutzt sind, seien sie so verschieden, dass sich die Leistungsoptimierer bezahlt machten. Auch hier stellt sich die Frage, wie groß die Unterschiede zwischen den nicht verschatteten Modulen wirklich sind.
Fragt man Bernd Neuner von Tigo Energy, sind sie gewaltig. „Wir nehmen jede Sekunde Daten von tausenden Modulen in hunderten von Systemen weltweit auf und sehen typischerweise einen Unterschied zwischen den Modulen von drei Prozent und zusätzlich bis zu drei Prozent durch Verschmutzung“, sagte er auf der Konferenz im Januar. „Allein ein schlechter Transport und eine schlechte Lagerung können kleine Schäden und bis zu vier Prozent Unterschiede zwischen den Modulen bewirken.“ In einer Fallstudie von Solaredge an einer unverschatteten Fünf-Kilowatt-Anlage in Deutschland produzierte der Optimierer nach Angaben des Herstellers immerhin 1,65 Prozent mehr Energie.
Gewinn ohne Verschattung
Werner Herrmann, Experte beim TÜV Rheinland, hat bereits 2006 auf einer Tagung im bayerischen Bad Staffelstein vorgetragen, wie sehr sich die Fertigungstoleranzen der Module auf die Generatorleistung bei Standardtestbedingungen auswirken. Er hat dazu die Strom-Spannungs-Kennlinien von mehren hundert Modulen analysiert. Bei einer Verteilung der Leistungswerte einer realen Lieferung von 145 bis 155 Watt, das entspricht einem Modultyp mit der Nennleistung von 150 Watt und einer üblichen Sortierung in Leistungsklassen mit einer Toleranz von plus/minus drei Prozent, wichen die Stromwerte am optimalen Arbeitspunkt um 6,2 Prozent nach oben und nach unten vom Mittelwert ab. Verschaltet man diese Module zufällig, also so wie sie gerade aus der Verpackung kommen, zu Strings, liegt die reale Leistung des Generators aber nur um 0,5 Prozent unter dem idealen Fall.
Diesen Wert errechnete Herrmann, indem er die Leistungen aller Module summierte, er stellt die Obergrenze dar, die man mit Leistungsoptimierern erreichen könnte. Sortiert man die Module für die Strings in solche, deren Stromstärke am MPP ähnlich ist, liegt die reale Leistung sogar nur 0,2 Prozent unter der idealen. Beide Werte erscheinen bei einer Leistungsabweichung von plus/minus 6,2 Prozent sehr klein. Das liegt an der Form der Kennlinie. Je kleiner der Füllfaktor, desto weniger empfindlich reagiert die Leistungsabgabe, wenn der Strom vom Strom im optimalen Arbeitspunkt abweicht.
Herrmanns Argumentation widerlegt jedoch nicht das Argument, dass Leistungsoptimierer auch im unverschatteten Fall einen Vorteil bringen können. Denn bei seiner Betrachtung gehen nur die Kennlinien bei Standard-Testbedingungen ein. Er wollte nur entscheiden,ob es sich lohnt, die Module zu sortieren. Er berücksichtigt nicht, dass der Ertrag noch von weiteren Faktoren abhängt. Zum Beispiel, dass die Module im realen Betrieb unter Umständen eine unterschiedliche Temperatur haben können. Das kann eine Ursache für einen größeren Unterschied sein. „Wir haben beobachtet, dass die Module der oberen Reihe auf einem Satteldach sechs Grad wärmer sind als die untere Modulreihe“, sagt Lior Handelsman von Solaredge. Die Leistung von kristallinen Modulen unten und oben unterscheidet sich dadurch – berechnet mit realistischen Temperaturkoeffizienten – um rund 2,5 Prozent. Maximal so groß ist der Verlust, der durch die temperaturdinduzierte Fehlanpassung in den unteren Modulreihen entsteht und der durch Leistungsoptimierer verringert werden kann.
Wie häufig das vorkommt? Bei normalen Anlagen ist es fast nicht möglich, diese Temperaturdifferenzen zu bestimmen, da es kein modulintegriertes Monitoring gibt. Allerdings untersuchen Thermografen zunehmend Anlagen mit Wärmebildkameras, um Fehler auszuschließen oder zu suchen. So auch Stephan Neitzel, Geschäftsführer von Systemtechnik Weser-Ems und zertifizierterThermograf. „Ich sehe bei meiner Arbeit nur selten, dass sich die Temperatur der Module auf einem Dach so stark unterscheidet“, sagt er. „Welche Temperaturunterschiede sich auf einem Dach einstellen, hängt allerdings von vielen Umwelt- und Randbedingungen ab. Steht das Gebäude an der Nordsee oder im Gebirge, wie steht es zum Wind, wie greift er an und wie stark ist die Konvektion unter den Modulen – alles das spielt eine Rolle.“ Das sagt im Übrigen auch Handelsman. Bei starkem Wind schrumpfte die Temperaturdifferenz auf dem Beispieldach auf 0,5 Grad. Außerdem messen die beiden an unterschiedlichen Stellen. Neitzel misst die Wärmestrahlung, die von der Zelle ausgeht, Handelsman die Temperatur am Sensor in der Anschlussdose.
Zwei Prozent mehr
Es ist interessant, was Modulhersteller zu den Verlusten sagen, die durch Fehlanpassung der Module entstehen. Nur wenn sie groß ist, können Leistungsoptimierer auch im unverschatteten Fall etwas herausholen. Auf der einen Seite werben Hersteller in der Regel damit, dass ihre Module innerhalb eines kleinen Toleranzfensters liegen, also nur eine geringe Fehlanpassung haben. Auf der anderen Seite bieten die ersten jetzt auch Module mit Leistungsoptimierern an.
Solon hat sich beispielsweise für das System von Solaredge entschieden. Um herauszubekommen, was der Optimierer bringt, betreibt das Berliner Unternehmen seit 15 Monaten einen eigenen Teststand. „Wir sehen, dass auch im unverschatteten Fall der Ertrag bei dem System mit Leistungsoptimierer um ein bis zwei Prozent steigt“, sagt Produktmanager Patrick Güttler.
Dass die Steigerung relativ gering ausfalle, liege daran, dass Solon die Module in einem engen Leistungstoleranzfenster von minus null und plus fünf Prozent der Nennleistung sortiere. Für Großanlagen bietet Solon sogar bereits nach dem Strom beim optimalen Arbeitspunkt vorsortierte Lieferungen an. Verschaltetet man nur die vorsortierten Module zu einem Strang, die in dieser Größe ähnlich sind, können die Leistungsoptimierer den Ertrag im unverschatteten Fall nicht wesentlich steigern.
Eine weitere Ursache dafür, dass es zu einer Fehlanpassung der Module kommen kann, ist die Alterung. „Moduledegradieren unterschiedlich“, sagt Güttler, zum Beispiel durch ungünstige Montagesituationen, wenn im Lauf eines Tages Schatten über ein Modul laufen. Die Unterschiede können die Leistungsoptimierer ausgleichen. Die Frage ist allerdings auch hier, wie unterschiedlich die Degradation ist. Auch dazu gibt es keine verlässlichen Zahlen von unabhängigen Institutionen. Lior Handelsman von Solaredge berichtet von einem Beispiel, bei dem anfänglich mit seinem System der Ertrag nur um 0,3 Prozent gestiegen sei. „Drei Jahre später lag der Gewinn schon bei fünf Prozent.“ Über eine andere Arbeit kann man sich der Frage etwas nähern. „Wenn die Fehlanpassung durch Alterung deutlich zunimmt, müsste der Ertrag von Anlagen deutlich sinken“, sagt Christian Reise, Forscher und Gutachter am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE. „Wir sehen aber keine nennenswerte Degradation bei den von uns überwachten Anlagen.“ Für dieses Ergebnis haben seine Kollegen die Daten von 14 Anlagen mit mono- und polykristallinen Modulen mit insgesamt zehn Megawatt Leistung ausgewertet, die alle länger als fünf Jahre am Netz sind (siehe photovoltaik 03/2011, Seite 72).
Abgesehen davon, dass diese Aussage in der Fachwelt vermutlich noch viel diskutiert werden wird und auch der Solon-Produktmanager dieser Aussage so nicht zustimmt, gibt es noch einen Grund für eine Fehlanpassung in realen Anlagen: Ablagerungen, also etwa Laub und Schmutz. „Oft verschmutzen die Module zum Beispiel durch Laub an den Dachkanten mehr als in der Mitte des Solargenerators“, sagt Güttler. Bei einer inhomogenen Verteilung bringen die Leistungsoptimierer im Prinzip etwas, wie viel lässt sich allerdings nur schwer spezifizieren. Denn wenn alle Module gleichermaßen bedeckt sind, hat man mit den Geräten keinen Vorteil. Es geht wie bei der ganzen Diskussion um den Unterschied zwischen Modulen.
Keine verallgemeinerbaren Fälle
Wie man es auch dreht und wendet – es hängt immer vom Einzelfall ab, welchen Mehrertrag die Optimierer bringen, ob im Verschattungsfall, durch herstellerbedingte Fehlanpassungen, durch unterschiedliche Alterung, durch Temperaturdifferenzen oder durch inhomogen verteilten Schmutz. Um zuentscheiden, ob sich der Einsatz der Power Optimizer lohnt, muss man abwägen, wie sehr diese Punkte bei einer konkreten Anlage den Ertrag mindern und welche Kosten sie verursachen.
Bei dem System von Solaredge bietet es sich an, den von dem Unternehmen ebenfalls angebotenen Wechselrichter zu kaufen, der sich das MPP-Tracking spart, da dieses bereits von den Powerboxen am Modul übernommen wird. Die geringeren Kosten für den Wechselrichter kompensieren teilweise die Kosten für die Elektronik, die an den Modulen angebracht wird. „Es ist möglich, eine Lösung mit Power Optimizer zum gleichen Preis wie eine Lösung mit Standardwechselrichter anzubieten“, sagt Handelsman. Das gelte zurzeit für Anlagen bis 250 Kilowatt Leistung. „Und das, obwohl die Technologie noch jung ist und die Produktionskapazitäten niedrig sind.“ Auch das System von Solon wird laut Aussage von Güttler „nahezu gleich teuer“ sein wie ein System ohne Leistungsoptimierer und mit einem Standardwechselrichter. Dazu muss man es mit einem Gerät vergleichen, das wie das von Solaredge zwölf Jahre Garantie hat. Das Wörtchen „nahezu“ fügt er deshalb ein, weil die Kosten des Systems mit derGröße zusammenhängen. Für eine Fünf-Kilowatt-Anlage seien die Kosten zum Beispiel genau gleich wie bei einem Standardsystem. Wenn man eine Leistung benötigt, für die Solaredge noch keine Wechselrichter anbietet, die genau passen, könnten die Kosten etwas darüber liegen. Wenn es wirklich keine Mehrkosten gibt, lohnt der Leistungsoptimierer natürlich auch ohne dass er einen großen Mehrertrag erwirtschaftet.
Steigende Reparaturkosten
Andreas Umland von SMA ist trotzdem skeptisch. „Wenn man bedenkt, dass eine komplizierte Elektronik anfälliger für Fehler ist, steigen die Reparaturkosten“, sagt er. Allerdings trägt Solon bei seinen Modulen mit Leistungsoptimierer das Risiko, nicht der Kunde und auch nicht der Installateur. „Die 25 Jahre Garantie gelten auch für die Anschlussdose“, sagt Güttler. Er und seine Kollegen haben sich für das Solaredge-System entschieden, weil es sie in Bezug auf die Lebensdauer überzeugt habe. Es habe die üblichen Klimakammertests überstanden. Dabei sei die Belastungszeit in den Klimakammern sogar doppelt so lang gewesen wie von der IEC-Norm für Module gefordert. Man kennt zwar nicht dieBeschleunigungsfaktoren, die aussagen, welcher Zeit in der Realität die künstliche Alterung entspricht. Sie habe aber auch der Aufbau der Solaredge-Elektronik überzeugt. „Sie ist zum Beispiel so dimensioniert, dass sie nicht im Grenzbereich ihrer Leistungsfähigkeit arbeitet“, sagt Güttler.
Die anderen Hersteller von Leistungsoptimierern haben es, was die Kosten betrifft, etwas schwerer, weil sie keinen eigenen Wechselrichter anbieten. Die Elektronik am Modul verursacht also immer Zusatzkosten. Tigo bietet dem Installateur die Box, die zwischen Modul und String geschaltet wird, für 56 US-Dollar an. Die modulintegrierte Variante käme auf etwa zehn Cent pro Watt Mehrkosten. National Semiconductor schätzt die Mehrkosten seines Systems in der modulintegrierten Variante auf zehn bis zwölf Cent pro Watt.
Mehr darf es auch auf keinen Fall sein. Eine Ertragssteigerung von einem Prozent muss weniger kosten als ein Prozent des Systempreises, wenn die Rendite durch die Zusatzinvestition nicht sinken soll und wenn man die Verzinsung der Zusatzinvestition vernachlässigt. Zurzeit wäre die obere Grenze also rund 2,5 Cent pro Watt Systemleistung und Prozent Ertragsgewinn. Bringt ein Leistungsoptimierer drei Prozent mehr Ertrag, was unter bestimmten Bedingungen möglich sein sollte, darf er also maximal 15 Euro pro 200-Watt-Modul kosten, gesetzt den Fall, dass keine zusätzlichen Wartungskosten entstehen.
Auch nach Analysen von iSuppli kosten die Systeme momentan 15 US-Cent pro Watt, das sind elf Eurocent. Damit es sich rechnet, muss der Einsatz des Geräts also mindestens 4,4 Prozent Mehrertrag bringen. Die Zeit arbeitet dabeigegen die Leistungsoptimierer. In dem Maße, in dem die Systempreise sinken, müssen auch sie billiger werden. Allerdings helfen die Leistungsoptimierer unter Umständen, bei der Verkabelung Kosten einzusparen, da man in der Stringauslegung flexibler ist. Das muss man mit einberechnen.
Bis vor kurzem hatte zum Beispiel der Großhändler Hawi Energietechnik den Solarmagic als Extragerät, das man extern zwischen String und Module
schaltet, im Angebot. „Aus unserer Sicht als Einkäufer war allerdings der Absatz zu gering“, sagt Knut Hamann, Leitung Einkauf, Technik und Produktmanagement. Wenn die Module mit den integrierten Leistungsoptimierern auf den Markt kommen, wird er es sich wieder überlegen. Damit sie interessant seien, dürften die Systeme, die mit ihnen ausgestattet seien, nicht wesentlich mehr kosten als die konventionellen Systeme. „Allerdings sehe ich noch nicht denDruck auf dem Markt, dass die Investoren ihre Dächer unbedingt inklusive der teilverschatteten Flächen mit Modulen belegen möchten, auf denen sich die Leistungsoptimierer rentieren“, sagt er. Noch seien sie vor allem für Einzelfälle interessant.
Knackpunkt Zusatznutzen
An dieser Stelle beginnt Phase drei des Marketings. Inzwischen propagieren die Hersteller vor allem das Gesamtpaket, indem der Zusatznutzen eine Rolle spielt. Zum Beispiel das Monitoring an jedem Modul. „Wenn man Probleme schneller findet und dadurch die Betriebszeit erhöht, hat man einen höheren Gewinn als dadurch, dass man die Fehlanpassung kompensiert“, erklärt Bernd Neuner. In großen Anlagen sei dies ein sehr großer Vorteil. „Wir können auf einen Blick sagen, welche Module Probleme machen.“ Außer über das Monitoring können sich die Kunden noch über einige Zusatzfunktionen freuen. Dazu gehören zum Beispiel, dass sich über die Elektronik die Module im Feuerfall spannungsfrei schalten lassen, und unter Umständen ein Diebstahlschutz. Diese Vorteile sind schwer in Geld zu fassen. Es könnte jedoch sein, dass genau sie den Leistungsoptimierern zum Durchbruch verhelfen könnten. Und das, obwohl SMA-Skeptiker Andreas Umland richtig anmerkte, dass es solche Monitoring- und Notaussysteme auch ohne den Leistungsoptimiererteil gebe. „Die Leistungsoptimierung finanziert die Notaus-Funktion im Feuerfall und die Lichtbogendetektion“, merkt etwa Ralph Nolte von National Semiconductor an.
Solaredge-Experte Lior Handelsman sieht jedenfalls optimistisch in die Zukunft. „Wir beobachten eine sehr gute Marktakzeptanz“, sagt er. Bereits drei Modulhersteller würden die Elektronik in die Modulanschlussdosen integrieren. Sein Unternehmen habe letztes Jahr Leistungsoptimierer für 50 Megawatt Leistung verkauft.
Auch die Analysten von iSuppli schätzen in einer jüngst erschienenen Studie den Markt für die Leistungsoptimierer rosig ein. Die Komponenten seien chiplastiger als bei Wechselrichtern. Das erlaube den Herstellern, die Kosten schnell zu senken, indem sie von Fortschritten der Chipindustrie profitierten. „Wir schätzen, dass die Preise der Geräte von 15 US-Cent pro Watt heute auf rund acht US-Cent im Jahr 2014 fallen“, sagt Senior Director Henning Wicht. 2010 seien schon Optimierer für rund 70 Megawatt verkauft worden, für 2014 rechnet iSuppli mit über drei Gigawatt. Zusammen mit Modulwechselrichtern würden dann 38 Prozent der kleinen Dachanlagen damit ausgestattet. Allerdings sind das Prognosen aufgrund der Aussagen, die die Analysten von Herstellern und Anlagenplanern bekommen haben. Sie zeigen also vor allem, dass zurzeit eine gute Stimmung gegenüber der neuen Technologie herrscht. Besonders in Europa fänden sie bei kleineren Dachanlagen langsam Akzeptanz.
Das mag auch an der unter Umständen einfacheren Anlagenplanung liegen. Man muss sich weniger Gedanken über die drohenden Teilverschattungen machen, und Installateure können die Stringlängen freier wählen als bei einem System ohne Optimierer. Und noch einen Vorteil sehr Patrick Güttler: „Die Module mit Optimierer sind am Ausgang nahezu spannungsfrei, bis sie mit dem Wechselrichter verbunden werden. Das senkt die Unfallgefahr.“ Solon rät Handwerkern zu dem neuen System, wenn der Kunde die Zusatzfunktionen wünscht oder es mit dem System möglich wird, in teilverschattete Bereiche um Gauben und Schornsteine hineinzubauen und dadurch die Dachfläche besser auszunutzen. Es mache aber auch mit Leistungsoptimierer auf gar keinen Fall Sinn, in ständig verschattete Bereiche hineinzubauen. Momentan arbeiten Güttlers Kollegen an Informationsmaterial, das detailliert Hilfestellung gibt und die entscheidende Frage beantwortet, wie stark die Bereiche teilverschattet sein können, so dass es sich noch lohnt, dorthin Module zu installieren.
