photovoltaik Ausgabe: 12-2016

Zweiter Frühling


Solarpark Aichach bei Augsburg mit installierten4,2 Megawatt Leistung: Die Dünnschichtmodule wiesen bei Stringmessungen einen enormen Ertragsverlust auf.

Solarpark Aichach bei Augsburg mit installierten4,2 Megawatt Leistung: Die Dünnschichtmodule wiesen bei Stringmessungen einen enormen Ertragsverlust auf.

Repowering — Ein technischer Defekt bei Modulen oder Wechselrichtern sollte schnell behoben werden. Einzelne Komponenten auszutauschen ist jedoch komplexer als ein Anlagenneubau. Gerade beim Modultausch muss einiges beachtet werden. Ein Praxisreport

Inhaltsübersicht

  1. Zweiter Frühling
  2. Greentech
  3. Maxsolar
  4. Anwälte GGSC
  5. Der Autor

Die Boomzeit der Photovoltaikbranche in Deutschland liegt gut vier Jahre zurück. Anders als heute wurden zwischen 2010 und 2012 im Schnitt jährlich 7,5 Gigawatt Solarleistung neu installiert. Mit zunehmendem Alter steigt die Wahrscheinlichkeit, dass Anlagenteile getauscht werden müssen. Die Gründe dafür sind vielfältig und reichen von technischem Verschleiß über Planungs- und Installationsfehler bis zu Diebstahl oder Sicherheitsmängeln. Der Austausch von Komponenten, neudeutsch Repowering genannt, ist dabei komplexer, als eine vollkommen neue Anlage auf der grünen Wiese zu errichten.

Eine neue Anlage wird so geplant, dass alle Komponenten miteinander harmonieren. Einzelne Bauteile auszutauschen ist eine technische Herausforderung, schließlich hat die Photovoltaikbranche einen der kürzesten Innovationszyklen überhaupt. Wer Module oder Wechselrichter ersetzen will, muss Komponenten am Markt suchen, die ähnliche Kennwerte aufweisen. Verfügen die Ersatz- oder Neumodule beispielsweise über die gleiche Leerlaufspannung oder identischen Kurzschlussstrom, passen sie sich relativ problemlos in den String ein.

Ob sich das Repowering finanziell lohnt, ist erst einmal zweitrangig, sofern der Austausch beispielsweise aus Sicherheitsgründen zwingend notwendig ist. Ähnlich wie bei einer Neuinstallation steht die Reparaturinvestition entsprechend vergüteten Kilowattstunden gegenüber. So lässt sich exakt ermitteln, wann sich die Erneuerung amortisiert haben wird.

Dokumentation fehlt teilweise

Die Boomjahre haben bei einigen Anlagen bereits sichtbare Spuren hinterlassen. So kann es sein, dass die Baudokumentation nur noch wenig mit der realen Anlage gemein hat oder sogar in Teilen beispielsweise gänzlich vergessen wurde. Eine nachträgliche Erfassung ist sehr aufwendig. Deshalb wird eine Dokumentation oft erst korrigiert oder aufgesetzt, sobald ein Fehler auftritt. Dieser Umstand macht eine rasche Analyse und erneute Instandsetzung bei einem notwendigen Repowering mühselig. Damit muss die Branche leben – es ist die Kehrseite des schnellen Zubaus vergangener Jahre.

Anders als vor fünf oder sechs Jahren verfügt heutzutage jede Anlage über ein Monitoringsystem, mit dessen Hilfe der Anlagenbetreiber aktuelle Daten für Strom, Spannung und Leistung überwacht. Die Firma Maxsolar mit Hauptsitz im bayrischen Traunstein bietet als technischer Betriebsführer ein solches Controlling an: Pro Monat oder Quartal können Eigentümer und Investoren die realen Ertragswerte mit den prognostizierten Werten vergleichen lassen und bewerten, welche Erträge die Anlage wirklich erbringt.

Defekte Wechselrichter

In dieser Funktion betreute Maxsolar als Generalunternehmer eine Freiflächenanlage in Zeilarn zwischen Passau und München. Die Anlage ging im Jahr 2009 in Betrieb und verfügt über eine Leistung von 760 Kilowatt. In diesem Jahr trat ein Mangel auf, der schnellstmöglich behoben werden musste: Bei zwei der insgesamt sieben Zentralwechselrichter funktionierte die Kommunikationsplatine nicht mehr. Der Netzbetreiber konnte dadurch die Anlagenleistung nicht mehr ferngesteuert reduzieren, wie es die EEG-Novelle seit 2014 verlangt.

Ein sofortiger Austausch scheiterte daran, dass der ursprüngliche Wechselrichter nicht mehr am Markt verfügbar und eine Reparatur sehr aufwendig und damit unverhältnismäßig teuer war. Darüber hinaus war die Leistung des Wechselrichters ohnehin nicht mehr besonders gut. Verglichen mit dem heutigen Standard lag sein europäischer Wirkungsgrad bei nur 93 Prozent, etwa fünf Prozentpunkte unter Marktniveau. Der Kunde entschied sich folgerichtig für neue Wechselrichter. Die erste Berechnung von Maxsolar ergab eine Amortisationszeit der Maßnahme von nur zweieinhalb Jahren.

Strikte Anschlussbedingungen

Bei dieser vorteilhaften Prognose konnte es leider nicht bleiben: Beim Austausch mussten nämlich die technischen Anschlussbedingungen (TAB) des Netzbetreibers Bayernwerk berücksichtigt werden, der unter anderem die Richtlinien für den Anschluss von Erzeugungsanlagen ans Stromnetz neu geregelt hatte. Dies machte es erforderlich, dass sogar eine neue Übergabestation errichtet werden musste, die die Kosten des Repowerings deutlich erhöhte.

Die Wechselrichter der Anlage in Zeilern waren nur bis 600 Volt zugelassen. Durch die Bauteile floss deshalb ein höherer Strom als heute üblich. Der Technologietrend geht jedoch zu höheren Spannungen und kleineren Strömen, weshalb die komplette Stringverkabelung verändert werden musste. Maxsolar hat daraufhin eine Umverkabelung von ursprünglich 16 auf 26 Module in Reihe durchgeführt und die Spannung dementsprechend erhöht.

Umverkabelung spart Kosten

Das Fazit bei dieser Anlage: Die Umverkabelung des gesamten Solarparks war kostengünstiger, als neue Repowering-Umrichter zu besorgen, die höhere Ströme vertragen. Trotz aller Auflagen beträgt die Amortisationszeit bei der zweiten konservativen Berechnung immer noch weniger als fünf Jahre, ein gut zu überschauender Zeitraum für einen Investor.

Bei einem anderen von Maxsolar betreuten Projekt in Aufroth östlich von Regensburg wurden Tracker von der DC-Seite her umverkabelt. Hier waren 14 Module in Reihe geschaltet. Anhand einer Verschattungssimulation wurde nun berechnet, dass neu verlegte Kabel den Ertrag deutlich erhöhen.

Nach dem erfolgreichen Umbau ist von der Verschattung nur noch ein String betroffen, zuvor hatten beide Strings keinen Strom mehr geliefert (siehe Grafik Seite 35). Das erfreuliche Resultat: Die Umbaumaßnahmen werden sich sehr wahrscheinlich schon innerhalb von nur zwei Jahren refinanzieren.

Bei einer dritten Anlage in Aichach bei Augsburg mit 4,2 Megawatt Leistung fiel dem Betreiber ein enormer Ertragsverlust auf, und er veranlasste Stringmessungen, um die schadhaften Anlagenteile zu identifizieren. Die Überprüfung ergab, dass ein Teil-Repowering von Dünnschichtmodulen notwendig geworden war. Ein Modulwechsel ist allerdings deutlich aufwendiger, als Wechselrichter oder Kabel zu ersetzen.

Warum der Aufwand?

In der Anlage wurden schrittweise 1.500 Module mit rund 118 Kilowatt Leistung demontiert und zu einem Unternehmen geschickt, das die Garantieabwicklung für den Modulhersteller übernommen hat. Dort wird mit sogenannten Flash-Tests jedes einzelne Modul überprüft und anschließend entschieden, welches ersetzt werden muss und welches nicht. Anschließend werden die neuen und die noch funktionstüchtigen Module wieder im Feld installiert.

Der teure und zeitintensive Versand der Module war nötig, um zum einen Garantieansprüche vom Hersteller geltend zu machen und zum anderen dem Anlagenbetreiber die alte EEG-Einspeisevergütung zu erhalten. Der Austausch von Modulen beeinflusst nämlich – anders als das Repowering anderer Komponenten – direkt die ihm garantierte Vergütung. Jedes Modul verfügt deshalb laut Gesetz über eine registrierte Seriennummer. Wird es ersetzt, geht der Vergütungsanspruch eigentlich verloren. Das EEG 2014 legt jedoch fest, unter welchen Bedingungen der Anspruch unter Umständen fortbestehen kann und welche Anforderungen die neuen Module zu erfüllen haben.

Demnach müssen entweder ein technischer Defekt oder gravierende Sicherheitsmängel vorliegen. Weiterhin bleibt bei einem Diebstahls ebenfalls die Vergütungsfähigkeit der Anlage (auch mit neuen Modulen) mit der Vergütung zum Zeitpunkt der ursprünglichen Inbetriebnahme bestehen. Hierfür sind allerdings in jedem Fall bestimmte Voraussetzungen zu erfüllen und projektspezifische Nachweise zu erbringen. Im Falle eines Diebstahls wäre dies beispielsweise der Polizeibericht, bei einem technischen Defekt der Module im Sinne von einer Leistungsdegradation kann dies beispielsweise mit Kennlinienmessungen der betroffenen Module oder der Strings belegt werden.

Modulleistung nicht erhöhen

Die EEG-Clearingstelle hat mittlerweile detaillierte Vorgaben veröffentlicht, in welchem Rahmen sich die Nachweisführung bewegen muss. Weiterhin gilt es zu beachten, dass bei Veränderung der Leistung in jedem Fall die Bundesnetzagentur davon in Kenntnis gesetzt werden muss.

Sollte die Leistung der neu installierten Module in Summe höher als die ursprüngliche Leistung sein, so muss außerdem berücksichtigt werden, dass die Differenz nur nach dem zum Zeitpunkt der neuen Inbetriebnahme gültigen Satz vergütet wird. Für Eigenverbrauchsanlagen gilt die einzige Ausnahme der strengen Regulierung; ihre Leistung darf beim Repowering um bis zu 30 Prozent steigen.

Ähnlich wie beim ersten Netzanschluss obliegt dem Netzbetreiber auch bei der erneuten Inbetriebnahme nach dem Repowering die Kontrollpflicht: Er erhält alle Dokumente, bei denen es Änderungen gab; das Schaltbild, den Elektroübersichtsplan, die Datenblätter der Module und Wechselrichter sowie entsprechende Zertifikate. Meist übernimmt der technische Betriebsführer die Kommunikation für den Anlageneigentümer.

Um einen technischen Defekt überhaupt dokumentieren zu können, wird meist ein externer Gutachter mit einer Kennlinienmessung beauftragt. Auch ein Reporting aus dem Monitoringsystem kann als Nachweis gelten.

Da Repowering ein noch junges Geschäftsfeld ist, fehlt es derzeit allen beteiligten Akteuren an Erfahrung. Aber auch wenn der Aufwand für den Betreiber in einem wirtschaftlichen Rahmen bleiben sollte, muss der Defekt in jedem Fall für den Netzbetreiber nachvollziehbar sein. Er entscheidet, welche Nachweise genügen und was zu tun ist.

Ein notwendiges Repowering sollte deshalb idealerweise schon vorab mit dem Netzbetreiber in einem ergebnisoffenen Dialog besprochen werden.

Und noch ein zugegebenermaßen launischer Akteur mischt beim Repowering entscheidend mit: Bei einem Diebstahl oder Defekt von Anlagenkomponenten sind Betreiber gezwungen, diese umgehend zu ersetzen. Gibt es jedoch zeitlichen Spielraum und soll das Repowering aufgrund ökonomischer Überlegungen durchgeführt werden, bieten sich bei erster Betrachtung die Wintermonate an.

Wie lange warten?

Die geringeren Sonnenstunden scheinen den Ertragsausfall von vornherein zu minimieren. Diese Annahme ist trügerisch, weil eine Montage bei einer Aufdachanlage im Winter witterungsbedingt schwieriger ist und auch länger dauert. Es kann durchaus sinnvoll sein, im Herbst oder bei Frühlingsbeginn aufs Dach zu steigen.

Klar ist aber: Bei einem technischen Mangel kann eine Reparaturmaßnahme selbstverständlich nicht aufs Wetter warten – Sicherheit geht vor.

Literatur

Fussnoten

  • Wechselrichter im Solarpark Zeilarn. Es gibt keine Zentralwechselrichter mehr, nur noch einzelne pro String.

  • Ehemaliges Wechselrichterhäuschen mit Trafostation rechts daneben. Seit dem Repowering befinden sich darin AC-Verteilerkästen.

  • Solarpark Aufroth: Nach dem erfolgreichen Umbau ist von der Verschattung nur noch ein String betroffen.

  • Einblick in einen Wechselstromverteiler.

Grafik: Maxsolar GmbH

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