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Durch den rasanten Ausbau der Photovoltaik (PV) und den gleichzeitig anhaltenden Fachkräftemangel sind Installationsmängel keine Seltenheit. Der Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft (GDV) schätzte noch 2020, dass ein Fünftel aller installierter PV-Anlagen nicht ordnungsgemäß errichtet war.
Neben Fehlern bei der Errichtung können weitere Faktoren die Wirtschaftlichkeit von PV-Anlagen einschränken: Viele Schäden entstehen bereits beim Transport und der Zwischenlagerung von Modulen auf der Baustelle.
Leistungsminderung durch fehlerhafte Wartung
Leistungsmindernde Faktoren sind jedoch auch Verschmutzung und Verschattung, zum Beispiel durch Bäume sowie alterungsbedingte Mängel. Häufigste Ursache hiervon sind fehlende und fehlerhafte Wartung und Instandhaltung. Daraus resultieren neben Sicherheitsrisiken auch Effizienzminderungen, denn eine einzelne schadhafte Zelle wirkt sich unter Umständen auf den Ertrag des gesamten Strings aus.
Die Einbußen können bis 6 Prozent der Gesamtleistung des Strings betragen. Wenn der erzeugte Strom ausschließlich selbst verbraucht wird, entstehen schnell Mindereinnahmen von bis zu 165 Euro pro Jahr - allein für einen String bei einer typischen 30-kWp-Anlage.
Während Privathaushalte mit kleinen Anlagen häufig nur ihren Grundbedarf decken und so die Stromkosten etwas reduzieren, speisen größere Anlagen in der Regel Strom ins öffentliche Netz ein. Die so erwirtschaftete Rendite ist für Betreiber nicht unwesentlich, um die Anschaffungskosten zu decken.
Damit die Kalkulation aufgeht, müssen die Anlagen einen optimalen Ertrag liefern. Das heißt, sie müssen über einen gewissen Zeitraum die anhand der baulichen oder geografischen Bedingungen prognostizierte Leistung erbringen.
Prüfmethoden vom bloßen Auge bis High-Tech
Eine erste Inaugenscheinnahme der Anlage kann bereits ertragsmindernde Faktoren wie starker Schmutz, schattenwerfende Pflanzen oder grobe Beschädigungen aufzeigen. Erfahrene Experten entdecken hierbei mitunter aber auch schon oberflächliche Schäden an den Zellen.
Eine genauere Analyse ermöglichen thermografische Aufnahmen. Wärmebildkameras machen sogenannte Hot-Spots sichtbar: Selbst kleinere Schäden an der Elektrik sorgen für punktuelle Erwärmungen. Sie sind ein einfacher Indikator, lassen sich jedoch nur unter bestimmen Witterungsbedingungen, im Lastbetrieb und wenn der Schaden bereits fortgeschritten ist, ausfindig machen.
Um auch kleinere Beschädigungen bereits in einem frühen Stadium zu detektieren, bietet sich die inverse Thermografie an, auch Rückstromthermografie genannt. Dabei werden die Module extern unter Strom gesetzt, also sozusagen rückwärts (invers) betrieben. Die Methode ist unabhängig von der Sonneneinstrahlung.
Daher lassen sich Umwelteinflüsse wie Reflektionen oder Blendungen völlig ausschließen. So werden auch kleinere Schäden sichtbar, zum Beispiel defekte elektrische Anschlüsse. Noch detaillierter ist die Elektrolumineszenz (EL)-Messung. Hier kommen Spezialkameras zum Einsatz, die den Nahinfrarotbereich von 1150 nm sichtbar machen. Eine entsprechend hohe Auflösung lässt auch die kleinsten Defekte erkennen.
Die Methode ist geeignet, ausgefallene oder gebrochene Zellen, fehlerhafte Bypassdioden, Mikrorisse oder alterungsbedinge Schäden (light and elevated temperature degradation, LeTID) ausfindig zu machen. EL-Messungen eignen sich auch, um die Modulverschaltungen zu rekonstruieren, sollte die Anlagendokumentation Fehler oder Lücken aufweisen.
Effizienz durch unterbrechungsfreie Prüfungen
Ein Vorteil der genannten optischen Untersuchungsmethoden ist neben der Zuverlässigkeit und Genauigkeit auch, dass sie mit wenig Aufwand und ohne relevante Betriebsunterbrechung gelingen. Die einfache Thermografie setzt den Normalbetrieb sogar voraus, während inverse Thermografie-Aufnahmen möglichst nachts gemacht werden.
Um den Aufwand weiter zu reduzieren, nutzen Sachverständige heute Drohnen für die Sichtprüfung. Das ermöglicht, größere Flächen auf einmal in den Blick zu nehmen. Anlagenbereiche, welche auf den Drohnenaufnahmen Auffälligkeiten zeigen, werden später, im Rahmen von Begehungen, näher untersucht und damit detailliert bewertet.
Ein weiterer Vorteil ist, dass sich die Untersuchungen gut im Zuge ohnehin gesetzlich vorgeschriebener Prüfungen vornehmen lassen: Nach der Erstprüfung vor Inbetriebnahme muss die elektrische Sicherheit gewerblicher PV-Anlagen auch wiederkehrend, alle 12 bis 48 Monate, geprüft werden. Dabei lässt sich auch die Anlageneffizienz mit geringem Zusatzaufwand ermitteln.
Ein Vergleich des tatsächlich erfassten Ertrags mit den errechneten Werten legt nicht nur den Anlagenzustand offen, sondern stellt dabei auch dessen Entwicklung über die bisherige Betriebsdauer dar. Die vom Hersteller angegebene potenzielle Leistung wird mit der vor Ort gemessenen Strom-Spannungs-Kennlinie (I-U-Kennlinie) verglichen. Weichen die ermittelten Daten stark von den errechneten Soll-Werten ab, folgt eine detaillierte Analyse potenzieller Einflussfaktoren.
Frühzeitig ertragsmindernde Einflüsse erkennen
Um Mängel rechtzeitig zu erkennen und eventuell erforderliche Maßnahmen bereits vor einer Ausweitung der Schäden einzuleiten, sollten Betreiber die Prüfzyklen entsprechend anpassen - in Abstimmung mit den Sachverständigen und im Rahmen einer umfangreichen Gefährdungsanalyse.
Insbesondere vor Ablauf der Gewährleistung empfiehlt sich eine detaillierte Untersuchung. Ungeachtet der Prüfungen helfen regelmäßige Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen am Generatorfeld und den Wechselrichtern, ertragsmindernde Einflüsse zu erkennen und deren Auswirkungen zu reduzieren.
So schützen Betreiber den Wert ihrer Anlagen, sorgen für eine nachhaltige Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit und erhalten, bei Bedarf, konkrete Empfehlungen zur Instandhaltung und Ertragsoptimierung.
Zusatzinformationen: Stand des PV-Ausbaus
Die Ausbauziele der Bundesregierung für Erneuerbare Energien hat Deutschland 2023 mit 155 Prozent im Bereich Photovoltaik (PV) geradezu übererfüllt. Das gelang auch dank engagierter und überzeugter Unternehmer, Gewerbetreibender und Landwirte, die auf den Dächern ihrer Gebäude PV-Anlagen installierten.
Zusammen betrieben sie im vergangenen Jahr rund 2,6 Millionen Anlagen. Dabei sind kleinere, private Anlagen wie zum Beispiel sogenannte Balkonkraftwerke gar nicht ersteingerechnet. Über die Hälfte des Strombedarfs wurde 2023 bereits aus regenerativen Energien gedeckt.
Das Ziel bis 2030 ist, 80 Prozent aus Erneuerbaren zu beziehen. Um das zu erreichen, muss allerdings weiter kräftig ausgebaut werden. So soll die installierte Leistung von PV-Anlagen schrittweise von 81,7 GW im Jahr 2023 auf schließlich 215 GW im Jahr 2030 gesteigert werden.
Zusatzinformationen: Beispielrechnung
Eine typische Anlage ab etwa 30 kWp, wie sie häufig auf den Dächern von Lagerhallen, Industrie- oder landwirtschaftlichen Betrieben vorhanden ist, ist üblicherweise in mehrere Strings aufgeteilt. Dabei sind 16 Module an einen Wechselrichter angeschlossen. Ausgehend von einer Modulleistung von circa 350 Wp verfügt ein String hierbei über eine Gesamtleistung von circa 5,6 kWp.
Geht man davon aus, dass eine defekte Zelle den Ertrag bei mangelhafter oder nicht vorhandener Freilaufdiode um bis zu 0,28 kWp reduziert. So ergibt sich bei einem Stromertrag von 1.000 bis 1.200 kWh pro kWp durch den betrachteten Defekt ein um bis zu 336 kWh reduzierter Stromertrag. Bei einem Preis von 40 bis 50 Cent pro kWh kann der Verlust bis zu 165 Euro pro Jahr betragen.
