Ertragsberechnung: So liefert die Ertragssimulation Ihrer Photovoltaikanlage belastbare Ergebnisse

Ertragsberechnung: So liefert die Ertragssimulation Ihrer Photovoltaikanlage belastbare Ergebnisse

Sie planen eine Photovoltaik-Anlage zu realisieren oder zu erwerben? Dann stellt sich Ihnen sicherlich die Frage, welchen potentiellen Ertrag Sie am Standort mit der geplanten Konfiguration erwarten können. Sie können sich nun Unterstützung durch einen unabhängigen Gutachter einholen oder Sie stürzen sich selbst auf die Berechnung.

Ihnen stehen unterschiedliche Möglichkeiten zur Verfügung, von einfachen Tools zum Überschlagen des Ertrags bis hin zu professionellen und detaillierten Simulationen mit spezieller Software wie z.B. PVsyst, die auch von Gutachtern verwendet wird.

Wie muss man nun vorgehen, um ein aussagekräftiges Ergebnis zu erhalten, welche Annahmen muss man treffen und welche Verlustfaktoren sind zu berücksichtigen? Dies sind nur drei von vielen Gesichtspunkten, die bei einer Ertragsberechnung betrachtet werden müssen.

Einstrahlungsdaten

Bereits zu Anfang der Bewertung des Standorts erfolgt ein sehr wichtiger Schritt, der sich maßgeblich auf den Ertrag auswirkt: die Auswahl der meteorologischen Eingangsdaten. Liegt die Einstrahlungsquelle zu niedrig ist das Projekt evtl. nicht rentabel. Ist die ermittelte Einstrahlung zu hoch, wird der Ertrag überschätzt und das mit dem Finanzmodell geplante Budget kann im Betrieb im schlimmsten Fall nicht erreicht werden.

Es gibt viele unterschiedliche Einstrahlungsquellen, die meist auf Satellitendaten beruhen. Andere Quellen können Messstationen wie zum Beispiel vom Deutschen Wetterdienst sein. Ein großer Vorteil der Satellitendaten ist die Möglichkeit des Abrufs von standortspezifischen Daten, wohingegen Wetterstationen meist nicht im unmittelbaren Umfeld des Standorts liegen und somit ggf. Daten von mehreren Stationen extrapoliert werden müssten.

Gehen wir im Folgenden davon aus, dass der Berechnung Satellitendaten zu Grunde gelegt werden. Nun gilt zu entscheiden, welche Quelle genutzt werden soll. Zur Auswahl stehen frei verfügbare Quellen wie PVGIS oder kostenpflichtige Anbieter wie Solargis oder Meteonorm. Die einzelnen Quellen können im Vergleich teils stark voneinander abweichen. D.h. es können Unterschiede von mehr als acht Prozent zwischen höchster und niedrigster Quelle auftreten. Empfohlen wird daher, die Quellen standortspezifisch zu vergleichen und möglicherweise eine der Quellen, die nahe am Mittelwert aller Quellen liegt, der höchsten Quelle vorzuziehen, um nicht zu optimistisch zu rechnen.

Layout und Verschattungssituation

Nach der Wahl der Einstrahlungsquelle geht es an die Nachbildung der Anlage selbst. Sollte die Planung der Anlage schon fortgeschritten sein, liegt sicherlich ein Layoutplan vor, nach welchem das PV-Projekt realisiert werden soll. Befindet sich die Planung in einem sehr frühen Stadium, muss ggf. mit einer vereinfachten Geometrie der Anlage gearbeitet werden.

Wichtig ist in beiden Fällen, die Verschattungssituation richtig zu beurteilen. Hierbei muss man zwischen der Eigenverschattung der Reihen und externen Einflüssen unterscheiden. Maßgeblich für die Eigenverschattung sind die Parameter Reihenabstand, Neigungswinkel und Gesamthöhe der Reihen, welche sich aus der Anordnung der Module ergibt. Auch das Gelände kann einen Einfluss auf die Verschattung der Reihen haben, sollte die Fläche nicht eben sein, sondern Neigungen aufweisen, leicht hügelig sein oder gar am Horizont Hügel oder Berge zu finden sein (Horizontlinie). Die Geometrie der Fläche kann mit professionellen Planungstools detailliert abgebildet und mittels Imports in der Simulationssoftware berücksichtigt werden.
Natürlich ergeben sich Unterschiede in der Eigenverschattung der Reihen auch durch die Wahl der Unterkonstruktion. So wird die Verschattung bei Ost-West-Anlagen, die dazu beitragen können, möglichst viel Leistung auf der Fläche zu installieren, in der Regel minimal ausfallen. Bei Tracker-Systemen sind unter geeigneten Bedingungen deutliche höhere Erträge von etwa zehn bis fünfzehn Prozent zu erwarten, was neben dem Zugewinn in Modulebene auch dadurch bedingt ist, dass Algorithmen der Trackersteuerung dafür sorgen, dass möglichst keine Verschattung durch andere Reihen auftritt (Backtracking).

Ebenfalls sollten in der Simulation Verschattungsobjekte berücksichtigt werden, wie z.B. Gebäude, Bäume, Stromleitungen oder auch Windkraftanlagen, die sich im Umfeld der Anlage befinden. Erfahrungsgemäß werden diese Objekte bei internen Berechnungen oftmals vernachlässigt, weil sie scheinbar keinen Einfluss haben. Bei genauerer Bewertung stellt sich jedoch oft heraus, dass diese Einschätzung leider nichtzutreffend ist und weitere Verluste durch Verschattung zu berücksichtigen sind.

Modulverschmutzung und Schneeverluste

Die Oberflächenbeschaffenheit des Bodens des Anlagenstandorts und der Umgebung sollte ebenfalls bis zu einem gewissen Grad in die Betrachtung mit einbezogen werden. Speziell sandiger oder stark staubender Boden kann sich negativ auf den Ertrag der Anlage auswirken, da die Module stärker verschmutzten können. Generell sollte für die Verschmutzung ein gewisser Abschlag vorgesehen werden. Hierzu gibt es unabhängige Untersuchungen, wie zum Beispiel eine Reinigungsstudie von Milk the Sun und meteocontrol.

Im weitesten Sinne, kann auch Schnee als eine Art der Verschmutzung betrachtet werden, da durch Schneebedeckung der Ertrag der Anlage geringer ausfällt. Besonders in schneereichen Regionen sollte daher ein Schneeverlust berücksichtigt werden.

Planungstechnische Einflussfaktoren

Die während der Planung und Auslegung getroffenen Entscheidungen haben direkten Einfluss auf den Ertrag. Das beginnt bei der Auswahl der Hauptkomponenten, den Modulen und Wechselrichtern. Unterschiedliche Modultechnologien bieten spezifische Vor- und Nachteile. Beispielsweise ist beim Einsatz von bifazialen Modulen ein Zugewinn von häufig zwei bis fünf Prozent im Ertrag zu erwarten, da auch auf die Rückseite der Module treffende Einstrahlung in Energie umgewandelt werden kann. In welcher Höhe der Zugewinn liegt, ist unter anderem abhängig von der gewählten Unterkonstruktion (bspw. Verschattung der Rückseite der Module durch Träger und Bodenabstand) oder von der Beschaffenheit des Untergrunds (Albedo, d.h. in wie fern der Untergrund das auftreffende Licht reflektiert; Grasbedeckter Boden 0,2).

Bezüglich der Wechselrichter kann sich die Auswahl des Konzepts auswirken. So bieten zwar Zentralwechselrichter oftmals gegenüber Strangwechselrichtern einen etwas besseren Wirkungsgrad, verfügen jedoch über nur einen MMP-Tracker. Strangwechselrichter, die über mehrere MPP-Tracker verfügen, bieten hinsichtlich der Strangverkabelung Optimierungsmöglichkeiten.

Die Art der Verkabelung und besonders die Auswahl der Kabel (Material und Querschnitte) sowie die Längen der überbrückten Strecken definieren die Höhe der Kabelverluste. Auch wichtig zu bewerten ist die Position des vergütungsrelevanten Zählers. D.h. gibt es ggf. eine kilometerlange Trasse, die zu berücksichtigen ist. Im fortgeschrittenen Planungsstand sollte eine ausführliche Kabelverlustberechnung für alle Kable vorliegen – sowohl auf Niederspannungsseite (DC und AC) sowie auf Mittelspannungsebene. Die hier ermittelten Ergebnisse gehen ebenfalls in eine detaillierte Ertragsberechnung mit ein.

Neben den oben genannten Verlustfaktoren gibt es weitere Einflussgrößen, die in der Berechnung einbezogen werden sollten, wie z.B. Degradation, Transformatorverluste und Mismatchverluste. Hierzu können unabhängige Studien oder Herstellerangaben herangezogen werden.

Simulationsergebnis

Nachdem die Anlage in der Simulationssoftware nachgebildet wurde, kann die eigentliche Berechnung durchgeführt werden. So ergeben sich durch die Simulation zusätzliche Verluste durch z.B. das Reflexionsverhalten der Module, Temperaturverluste und elektrische Verluste durch Verschattung. Unter Berücksichtigung aller Faktoren wird schließlich der zu erwartende Ertrag berechnet. Über die Nennleistung lässt sich ausgehend vom Ertrag der sogenannte spezifische Ertrag ermitteln, der eine wichtige Kenngröße in der Finanzierung und dem Verkaufsprozess darstellt. Des Weiteren wird über die Simulation ein Wert für die Performance Ratio ausgegeben, welche im Betrieb als Vergleichsgröße mit der tatsächlichen Performance der Anlage herangezogen werden kann.

Interpretation der Ergebnisse

Es ist wichtig, die Ergebnisse der Simulation richtig einzuordnen und auch richtig zu interpretieren. Dabei muss klar sein, dass eine Simulation eine theoretische Betrachtung der PV-Anlage auf Basis von langjährigen Einstrahlungsdaten und unter Berücksichtigung einer bestimmten Anlagenkonfiguration ist. Weicht beispielsweise die tatsächliche Einstrahlung von der in der Ertragsberechnung angenommenen ab, wird sich entsprechend auch der Ertrag unterscheiden, was nicht bedeutet, dass die Simulation falsch ist.
Zudem ist eine Ertragsberechnung immer mit einer gewissen Unsicherheit behaftet, die erfahrungsgemäß in einem Bereich von fünf bis sieben Prozent liegt.

Weiterhin können sich Annahmen unterscheiden, je nachdem wer die Berechnungen durchführt. So nutzt beispielsweise jeder Gutachter für gewisse Verlustfaktoren eigene Ansätze. Wichtig ist, dass die Annahmen nachvollziehbar beschrieben werden.

Die aussagekräftige Berechnung von Erträgen einer Photovoltaikanlage setzt wie beschrieben voraus, dass die Anlage soweit möglich abgebildet wird und die unterschiedlichsten Einflussfaktoren sinnvoll berücksichtigt werden. Gerade in der Transaktion von PV-Projekten sollten unabhängige Ertragsberechnungen eingeholt werden. Oftmals werden von finanzierenden Banken für Anlagen ab einer gewissen Leistung bzw. einem gewissen Finanzierungsvolumen Ertragsgutachten von unabhängigen Gutachtern oder Technischen Beratern gefordert. Diese Gutachten weisen neben dem zu erwartenden spezifischen Ertrag (P50-Wert), der Performance Ratio (PR) und dem Ertrag zudem weitere Wahrscheinlichkeitswerte des Ertrags wie P75 und P90 auf, die für Risikobetrachtungen benötigt werden. Ein professionelles Gutachten zeichnet sich dadurch aus, dass das Vorgehen transparent beschrieben, die einzelnen Verlustfaktoren detailliert und nachvollziehbar erklärt sowie die Ergebnisse klar dargestellt werden.


Autor: Matthias Hadamscheck,

Leiter der Abteilung Technische Beratung, arbeitet seit 2010 für die meteocontrol GmbH und ist seither im Bereich der Qualitätssicherung von PV-Anlagen aktiv – vor allem im Bereich der Erstellung von Technischen Due Diligences und der Technischen Inspektionen von Projekten in Deutschland wie auch internationalen Projekten.

 

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