Mehr Elektronik aufs Solardach?

In den letzten drei Jahrzehnten zeigten sich unter­schied­liche Phasen der technologischen Entwicklung bei PV-Anlagen. Zunächst musste für Solarmodule so viel bezahlt werden wie heute für ein alpines PV-Kraftwerk, wenn man den Preis pro Watt Nennleistung vergleicht. Die Module bestimmten damals zu zwei Dritteln den Preis des Kraftwerks, und die Wechselrichter waren mit einem Bruchteil der Kosten ein notwen­diges Beiwerk. Seither wurden Milliarden in die Optimierung der PV-Modul­fertigung investiert. Das Ergebnis: Die Preise sanken um den Faktor zehn, während sich die Modul­leistung vervierfachte und der Wirkungsgrad verdoppelte.

Die Kosten­situation hat sich grundlegend geändert. PV-Module kosten heute etwa gleich viel wie die Leistungs­elektronik. Letztere besteht bei Ein­familien­häusern oft aus zwei Kompo­nenten, denn neben dem klassischen Wechsel­richter kommt eine Innovation hinzu: der Leistungs­opti­mierer. Dieser DC/DC-Wandler wird hinter jedem PV-Modul montiert. Er kommt bei etwa der Hälfte aller neuen Solardächer von Ein­familien­häusern zum Einsatz.

Dabei ist nicht allen Kunden klar, ob sich diese Zusatzkosten wirklich lohnen. Denn der «Optimizer» kostet heute fast so viel wie ein günstiges Solarmodul. Selbst optimistische Verkäufer von Optimierern behaupten nicht, dass der Optimierer verschattete Module so gut betreiben könne, dass sich die Modulleistung quasi verdoppelt. Einige versprechen ihren unbedarften Endkunden jedoch einen Mehrertrag von bis zu 30% im Vergleich zu her­kömm­lichen Wechselrichtern. Dabei benötigen die Optimierer-Systeme am Ende der Serienschaltung der Optimierer auch noch einen zusätzlichen Wechselrichter, der weitere Kosten verursacht [1].

Wirtschaftlich wird es, wenn die Mehrkosten für die Optimierer durch den Mehrertrag über das Jahr hinweg kompensiert werden. Gemäss Offerten oder Rechnungen liegt der Kostenanteil der Optimierer für Ein­familien­häuser oft bei etwa 5% der Gesamtkosten. Es wird deshalb erwartet, dass die Ertrags­steige­rung durch den Optimierer ebenfalls über 5% liegt. Unsere etwa fünfjährige Erfahrung mit der Analyse der Mehrerträge solcher Systeme an der ZHAW bestätigt dies für die meisten Fälle jedoch nicht. Typischer­weise sind die Mehrerträge etwa halb so hoch [2]. Wird die Verschattung durch eine bessere Platzierung der Module reduziert, können sie noch deutlich geringer ausfallen. Bei sehr geringer Beschattung, z. B. durch einen Schornstein mit genügend Abstand zur Modulkante, kann die Lösung ohne Optimierer sogar günstiger sein. Es gibt jedoch auch Fälle mit nicht vermeidbarer, starker Verschattung oder unter­schied­licher Modul­aus­richtung, bei denen Optimierer die ertragsstärkere Lösung sind.

Zurzeit stehen den Planern und PV-Installateuren weltweit keine ausreichend genauen kommerziellen Simu­lations­programme zur Verfügung, um das Design zu überprüfen. Zudem geben die Hersteller der Optimierer nur geringe Verluste in nicht repräsen­tativen Arbeits­punkten auf ihren Datenblättern an [2].

Situativer Mehrertrag

Das technische Potenzial, um mehr Leistung mit einem teilweise beschatteten Solarmodul zu erzielen, kann nicht immer ausgeschöpft werden. Dies ist nur möglich, wenn die maximale Leistung des Moduls (MPP, Maximum Power Point) ausschliesslich bei einem bestimmten kleineren Modulstrom erreicht werden kann, der nicht mit dem optimalen Modulstrom der nicht beschatteten Module im Strang übereinstimmt. Bei her­kömm­lichen Wechselrichtern, die mit der Serien­schaltung aller PV-Module gespeist werden, sind unter­schied­liche optimale Modulströme nicht möglich [1].

Eine Analyse aller Last-/Beschat­tungs­fälle im Jahr ist erforderlich, da es viele Fälle gibt, bei denen der konventionelle Wechselrichter ohne Optimierer den gleichen MPP einstellt. Dies tritt bei starker Beschattung einer Zelle auf, wenn der MPP nur erreicht werden kann, indem die Bypass-Diode auto­matisch aktiviert wird. In diesem Fall wäre der optimale Arbeitspunkt sowohl ohne als auch mit Optimierer derselbe, es gäbe also keinen Mehrwert. Im Gegenteil: Dann sind die Verluste des Optimierers von 1 bis 4% immer höher als die eines einfachen Steckers zwischen den PV-Modulen.

Die Optimierer-Eigenverluste

Der Wirkungsgrad eines Optimierers verändert sich nicht nur mit der Leistung, sondern auch mit den Spannungs­ver­hältnissen am Ein- und Ausgang. Die Ausgangs­spannung eines Optimierers, der mit dem nächsten Modul in Serie geschaltet ist, ist kleiner, wenn nur dieses Modul teilweise beschattet ist, das Nachbar­modul jedoch nicht. Die Gesamt­spannung dieses Strangs wird auf einen konstanten Wert geregelt, der bei effizienten Wechsel­richtern über dem Scheitelwert der Netz­spannung liegt. Dadurch entfällt der interne DC/DC-Wandler des her­kömm­lichen PV-Wechselrichters.

Gleichspannungs­wandler wie der PV-Optimierer weisen höhere Verluste auf, wenn das Verhältnis von Eingangs- zu Ausgangs­spannung von eins abweicht. Dieses Verhältnis hängt primär von der Anzahl Optimierer im Strang (Bild 1) ab, aber auch von einer temporären Verschattung, die die Bypassdiode aktiviert. Selbst ein nicht beschattetes Modul zeigt im Tagesverlauf eine Änderung des Spannungs­verhält­nisses um rund 20%.

Leider geben die Hersteller der Optimierer in den Datenblättern nur die besten Wirkungsgrade von etwa 99% an, obwohl die Spannungs­verhältnisse im Betrieb stark vom optimalen Verhältnis k = 1 abweichen. Dies hat das IEFE-Team der ZHAW bewogen, Wirkungs­grad­messungen an kommerziellen Opti­mierer­strängen im Indoor-Labor in Winterthur durch­zuführen und die Ergebnisse zu veröffentlichen (Bild 2). Dabei wurden massive Abwei­chungen zu den Hersteller­angaben von 2% und mehr festgestellt. Selbst so geringe Abweichungen sind wirtschaftlich relevant, da genau dieser Unterschied oft auch dem jährlichen Mehrertrag eines Optimierer-Systems gegenüber einem herkömm­lichen Solar­wechsel­richter bei leichter Beschattung darstellt. Bisher ist die ZHAW das einzige Forschungs- bzw. Testinstitut weltweit, das diesen unab­hängigen Service bietet [3].

Bis heute haben die Hersteller kein Wirkungsgrad-Mapping im erlaubten Arbeits­bereich wie in Bild 2 veröffentlicht. Im November 2024 hat ein führender Hersteller für drei Spannungen und bei Teillast mehr Messdaten publiziert [4]. Aber auch dort bleibt offen, ob das wichtige Spannungs­verhältnis nicht wieder zu nahe bei eins liegt.

Oft zeigen sich auch bei den am stärksten beschatteten Modulen ein besseres Preis-Leistungs-Verhältnis und ein kleineres Betriebsrisiko, wenn weniger Optimierer eingesetzt werden. Diese unab­hängigen Optimierer (auch IndMLPE genannt, Bild 1) haben eine reduzierte Funktio­nalität, da die Ausgangs­span­nung immer kleiner als die Eingangs­span­nung ist. Dafür ist keine Regelung der Strang­spannung nötig, allerdings muss dafür ein DC/DC-Wandler in den konventionellen Wechselrichter integriert werden.

Jahresenergieertrag

Werden nur Momentaufnahmen der Verschattung der verschiedenen Systeme mit konkreten Komponenten verglichen, führt dies nicht zu wirtschaftlich relevanten Aussagen. Für die Planung von PV-Anlagen reicht es nicht, die idealisierten Datenblattwerte zu verwenden. Deshalb hat die ZHAW die realen Messergebnisse des Wirkungsgrads in das an der ZHAW entwickelte WebPV-Shade-Ertrags­prognose-Tool eingebunden. Dieses Tool bildet zusätzlich die Funktio­nalität jedes einzelnen Optimierers im System mit individuellen Spannungs­ver­hält­nissen und realistischen Verlusten ab.

So konnten die Energieerträge von Optimierer­systemen mit allen Verlusten eines konven­tionellen Wechsel­richter­systems verglichen werden. Dies war genauer als die kommerziellen PV-Planungstools. Die Ergebnisse werden detailliert im IEA-Report und in anderen Publika­tionen besprochen. Dort werden auch typische Beispiele besprochen, die über die ZHAW-Webseite mit den Ausgangs­grössen und Schatten­würfen zu bestimmten Zeiten im Detail verfügbar gemacht wurden [4]. Die vorgegebenen Beispiele ersetzen zwar kein PV-Planungstool, bieten Planern aber realistische Beispiele (Abstände zu Ver­schat­tungs­objekten usw.).

Einige Ergebnisse und Empfehlungen:

• Die Anzahl der Optimierer im String sollte so gewählt werden, dass die Eingangs- zu Ausgangs­span­nung im nicht beschatteten Fall bei 1 liegt: Effizienz­gewinn von bis zu 3%.
• Bei Strings mit gleicher PV-Ausrichtung sind Multistring-Wechsel­richter bei leichter bis mittlerer Verschattung etwa genauso effizient bzw. effizienter.
• Der Einsatz von verschat­tungs­toleranten Modulen kann vergleichbare Erträge erbringen, wenn sie gleich ausgerichtet sind. Mehr als drei Bypass-Dioden im Modul sind förderlich. Details siehe IEA-Report [2].
• Ein grösserer Abstand der Module zum Ver­schat­tungs­objekt kann die Optimierer überflüssig machen.

Mit einem hohen Verschattungs­index von 8,9% (geringer Abstand der PV-Module zur Gaube) hat die allMLPE-Lösung mit einem Optimierer hinter jedem PV-Modul einen Ertragsvorteil von 3,5% gegenüber der her­kömm­lichen Wechsel­richter-Lösung.

Werden die Module aber mit einem Abstand von ca. 50 cm zur Gaube platziert (Verschattungsindex 5,3%), bringt die SINV-Lösung mit herkömm­lichem Wechselrichter einen um 11% höheren Jahresertrag als die optimale MLPE-Lösung mit Optimierer und zu geringem Abstand der Module zur Gaube (Bild 3). Fazit: Eine geschickte Modul­platzierung kann in diesen häufigen Anwendungs­fällen mit einem her­kömm­lichen Wechselrichter einen höheren Ertrag erzielen als der Einsatz von mehr Elektronik auf dem Dach.

Finales Pro und Contra

Ein Vorteil der Optimierer ist der erhöhte Personen­schutz und die Vermeidung von DC-Lichtbögen, denn im Fehlerfall wird die Ausgangs­span­nung der Optimierer auf rund 1 V reduziert. Zusätzlich gibt es auf dem Markt Optimierer, die eine lokale Über­tempe­ratur, beispielsweise beim Modulstecker, erkennen und eine Not­abschaltung einleiten ([2], Kap. 6.4.2). Auch die gezielte Identifikation eines fehlerhaften Moduls im Strang erleichtert den Service, sofern der Optimierer nicht die Ursache des Ausfalls ist.

Neben den Anschaffungs- und Instal­lations­kosten ist dieser Servicefall ein grosser Unsicher­heits­faktor in Bezug auf die Kosten. Komplexe Elektronik neben oder unter den Modulen auf dem Dach, die hohen Tempe­raturen von bis zu 60°C ausgesetzt ist, ist nicht förderlich für eine lange Lebensdauer. Wenn in einigen Jahren ein Austausch eines Optimierers nötig wird, können diese Kosten, unter Beachtung des Arbeits­schutzes der Handwerker und der Absturz­sicherung, einige Hundert Franken oder deutlich mehr als tausend Franken betragen, auch wenn die Hardware des Optimierers in diesem Garantie­fall kostenlos ist. Bei Offerten für ein neues PV-Solardach sollten auch diese typischen Servicekosten angefragt werden.

Referenzen

[1] Franz Baumgartner, «Optimizer: Nur ein Hype oder die Zukunft?», Bulletin SEV/VSE 5/2021.

[2] Franz Baumgartner, «Performance of Partially Shaded PV Generators Operated by Optimized Power Electronics», Report IEA-PVPS Task 13, Nov. 2024, IEA-PVPS-T13-27-2024.pdf

[3] Shaded PV & Optimized System Performance, BFE PuD-Projekt SH8100380-02-01-46, 2023 bis 2025.

[4] SolarEdge efficiency of S-Series and P-Series Power Optimizers, Application Note 6.3, Nov. 2024.