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Neue Richtlinien und Steuern: Das ändert sich für Photovoltaik-Investoren 2023

Written by admin on 20. December 2022. Posted in Allgemein.

Das vergangene Jahr 2022 war gekennzeichnet von zahlreichen Krisen. Gerade die Energiekrise stand im Fokus der Berichterstattung in den Medien. Verbraucher und Unternehmen kämpfen neben den Gaspreisen mit stetig steigenden Strompreisen, sodass die Relevanz von erneuerbaren Energien in Form von Photovoltaik gewachsen und in den Fokus der Öffentlichkeit gerückt ist. Als Resultat erfreut sich Photovoltaik bei Investoren einer großen Beliebtheit. Immerhin sind Investitionen im großen Rahmen wie beispielsweise für Solarparks förderfähig – und sie sollen weiter gefördert werden. Allerdings hält das Jahr 2023 hierzu Veränderungen bereit. Für das Erneuerbare-Energien-Gesetz, kurz EEG, sind im Juli 2022 einige Änderungen beschlossen worden, die nach einer finalen Änderung im Oktober 2022 zum 01.01.2023 in Kraft treten. Die Regierung hat damit innerhalb von zwei Jahren aufgrund des gesteigerten öffentlichen Interesses für grundlegende Veränderungen gesorgt. In diesem Beitrag erklären wir, welche Regeln ab dem Jahr 2023 für das EEG gelten und was sich ändert.

Welche Änderungen und Neuerungen wurden im EEG konkret beschlossen?

Ausschreibungen

Bei Photovoltaik-Ausschreibungen handelt es sich um ein wettbewerbsorientiertes Verfahren, bei dem die Höhe der Vergütung von erneuerbarem Strom durch Ausschreibungen ermittelt wird. Das Ziel der Photovoltaik-Ausschreibung ist es, den niedrigstmöglichen Preis für den von den PV-Projekten erzeugten Strom zu erzielen. Für gewerbliche Dachanlagen hat man die bürokratischen Hürden mit der neuen Gesetzesversion erheblich verringert. Finanziert sich die Anlage nämlich über die Marktprämie, muss man die Anlage künftig nicht mehr ausschreiben.

💡Schon gewusst? 💡

Die Marktprämie wurde mit dem EEG 2012 eingeführt und trat Anfang 2012 in Kraft. Sie gilt für Energieerzeuger, die den produzierten Strom selbst am Markt verkaufen und deswegen auf eine feste Einspeisevergütung an einen gesetzlich vorgegebenen Käufer verzichten.

Die Marktprämie hat zum Ziel, die direkte Vermarktung attraktiver zu machen und die Anlagenbetreiber mit den Marktmechanismen vertraut zu machen. Um die für den Ausbau der erneuerbaren Energien notwendige Investitionssicherheit trotzdem zu bieten, ist die Marktprämie der Mindestpreis, der dem Energieerzeuger garantiert wird. Bei niedrigen Börsenstrompreisen wird der Ertrag bis auf diesen Mindestpreis aufgefüllt. Liegen die Strompreise jedoch über der Marktprämie, wie sie es aktuell häufig tun, profitiert der Energieerzeuger, da er mehr als die geplante Marktprämie einnimmt.

Freiflächenanlagen

Mit den Änderungen im EEG stehen ab dem 01.01.2023 mehr (Frei-) Flächen für die Nutzung von Photovoltaik bereit, die auch förderfähig sind. Folgenden Flächen sind hinzugekommen:

Flächen entlang von Autobahnen und Schienenwegen. Diese kamen vorher in einem Abstand von 200 Metern in Frage, nun sind es 500 Meter. Die Messung erfolgt vom äußeren Rand der Fahrbahn.
Parkplatzflächen. Sie schützen zu einem die abgestellten Fahrzeuge vor der Witterung. Andererseits kann der gewonnene Strom direkt zum Aufladen von Elektrofahrzeugen angeboten werden.
Für schwimmende PV-Anlagen kann man nun auch künstliche oder erheblich veränderte Gewässer nutzen. Aus Umweltschutzgründen gibt es jedoch Einschränkungen, welcher Anteil der Gewässerfläche von der Anlage bedeckt sein darf, und welcher Abstand zum Ufer eingehalten werden muss.
Agri-Photovoltaik kann jetzt auf Ackerflächen, die kein Moorboden, Naturschutzgebiet oder Nationalpark sind, platziert werden. Voraussetzung ist, dass auf der gleichen Fläche ein- oder mehrjährige Nutzpflanzen oder Dauerkulturen angebaut sind.
Liegen weder Moorboden, Naturschutzgebiet oder Nationalpark vor, ist eine Anlage auch auf Dauergrünland möglich.
Ist der Moorboden entwässert oder landwirtschaftlich genutzt, kann eine Anlage positioniert werden, wenn der Moorboden in diesem Zusammenhang dauerhaft wieder vernässt wird.

Einspeisevergütung

PV-Anlagen-Betreiber profitieren bei der Einspeisevergütung davon, dass sie den Strom in das öffentliche Netz einspeisen. Die Vergütung ist davon abhängig, wann die Anlage in Betrieb genommen worden ist. Ist die Inbetriebnahme ab dem 30.07.2022 erfolgt, erfolgt die Vergütung des eingespeisten Stroms nach neuen Werten. Fällt die PV-Anlage nicht unter den Ausschreibungstatbestand, erfolgt eine Erhöhung der Vergütung. Hierbei gibt es künftig eine Differenzierung zwischen Teil- und Volleinspeisung, angesichts der aktuell hohen Bezugsstrompreise.

Neue Marktprämien für Gebäudeanlagen bis 1MWp Anlagenleistung

Überschusseinspeisung: 6,2Cent anstatt bisher 5,14Cent
Volleinspeisung: 8,1Cent anstatt bisher 5,14 Cent

Was ist mit der EEG-Novelle 2023 entfallen?

Neben den neu aufgenommenen Regelungen sind mit der Fassung ab 01.01.2023 aber auch Aspekte des EEG 2023 entfallen. So sind alle Paragrafen entfallen, die mit der EEG-Umlage zu tun haben. Bereits jetzt entfällt die Zahlung dieser Umlage.

Was war die EEG-Umlage?

Jeder Stromkunde musste bislang die EEG-Umlage bezahlen. Die Zahlung erfolgte durch den automatischen Abzug bei jeder Stromabrechnung. Mit der Umlage sollte der Ausbau von erneuerbaren Energien gefördert werden – konkret erfolgte damit die Bezahlung der Einspeisevergütung und der Marktprämie.

Künftig tritt der Staat an die Stelle der EEG-Umlage.

Bislang durften Anlagen außerdem nur 70 Prozent ihrer Nennleistung einspeisen, wenn keine Möglichkeit zur dynamischen Leistungsreduzierung vorhanden war. Für neue Anlagen bis 25 kWp entfällt diese Regelung künftig, sodass sie komplett einspeisen dürfen. Allerdings gilt die 70-Prozent-Regelung weiterhin für alte Anlagen.

Welches generelle Ziel hat das EEG?

Mit den Änderungen des EEG 2023 haben sich auch die Ziele des Gesetzes geändert. Sah die bis zum 31.12.2022 gültige Fassung noch vor, den Anteil erneuerbarer Energien erst im Jahr 2050 auf 80 Prozent zu erhöhen, soll dies mit der nun geltenden Fassung bereits im Jahr 2030 der Fall sein. Für das Jahr 2030 waren in der bislang gültigen Fassung 65 Prozent geplant. Ein ambitioniertes Ziel, wenn man bedenkt, dass im Jahr 2021 der Bruttostromverbrauch aus erneuerbaren Energien bei circa 41 Prozent lag und der Anteil damit zu verdoppeln ist. Eine Erreichung des neuen Ziels ist nur realisierbar, wenn man Investitionsbarrieren konsequenter abbaut.

Fazit

Die ab dem 01.01.2023 geltende Fassung des EEG ist ein wichtiger Schritt auf dem Weg zu mehr Nachhaltigkeit und Wirtschaftlichkeit. Allerdings sind der Branche nun ambitionierte Ziele gesetzt, gleichzeitig aber noch nicht alle Investitionsbremsen gelöst, um das Ziel im Jahr 2030 ohne Hürden erreichen zu können. Beispielsweise sind weiterhin nicht alle benachteiligten Flächen für Freiflächenanlagen freigegeben. Außerdem bleibt der Betrieb von PV-Anlagen auf den Dächern von Mehrfamilienhäusern im Rahmen eines Mieterstrommodells regulatorisch kompliziert. Es gilt, diese Investitionsbremsen schnell zu lösen, um den Anteil erneuerbaren Energien im Jahr 2030 von 80 Prozent zu sichern.

Die Neuerungen des EEG 2023 im Überblick

Grundlege Änderung der Ziele des Gesetzes
Wegfall von Ausschreibungen für gewerbliche Dachanlagen, die sich über Marktprämien finanzieren
Mehr Möglichkeiten zur Platzierung von Freiflächenanlagen
Differenzierung in der Einspeisevergütung für Teil- und Volleinspeisungen
Erhöhung der Einspeisevergütung
Wegfall der EEG-Umlage
Aufhebung der 70-Prozent-Regelung für neue Anlagen bis 25 kWp

B2B-Überwachungsdienstleistung von smartblue – Höheres Umsatzpotenzial für Solar-Installateure!

Written by admin on 9. December 2022. Posted in Allgemein.

Das smartblue-Portal „Smart Control“ ermöglicht es für Solar-Installateure, Daten bestehender Monitoring-Hardware in dem Portal zusammenzuführen. So können sie anschließend mehrere Anlagen mit unterschiedlicher Monitoring-Hardware effizient und übersichtlich überwachen.

Smart Control für Solar-Installateure

Mit „Smart Control“ hat die smartblue AG, ein Anbieter für intelligente Überwachungs-Lösungen von Photovoltaikanlagen, einen herstellerübergreifenden Smart Control Service Leitstand für die professionelle technische Betriebsführung von Photovoltaik-Anlagen-Portfolios entwickelt. Das Portal richtet sich vor allem an Installateure, die viele Anlagen mit unterschiedlichen Monitoring-Lösungen überwachen müssen. Mit der individuell konfigurierbaren Nutzeroberfläche werden genau die Informationen dargestellt, die für die Anlagenüberwachung notwendig sind – dadurch reduziert „Smart Control“ den Monitoring-Aufwand. Damit steigt die Service-Qualität des Fachpersonals, das zudem seine Profitabilität steigern kann. Zudem entfallen unnötige oder doppelte Aufgaben, sodass Kapazitäten entstehen, zusätzliches Service-Geschäft zu generieren und den Umsatz zu erhöhen.

Das webbasierte Produkt „Smart Control“ der smartblue AG fungiert als Leitstand, indem es die Datenströme aller Monitoring-Lösungen auf einer übersichtlichen Ansicht vereint. Dabei lässt sich die Arbeitsoberfläche individuell anpassen. Auch der Einsatz als Leitwarte mit mehreren Monitoren ist möglich. Durch die vereinten Datenströme sind Installateure in der Lage, sich damit schnell einen Überblick über alle von ihnen überwachten Photovoltaik-Anlagen zu verschaffen. Sofort werden zudem diejenigen Anlagen identifiziert, die nicht die veranschlagten Leistungsdaten liefern. Eventuelle Ertragsausfälle durch Beschädigungen, Verschmutzungen oder zuvor unerkannte Verschattungen lassen sich einfach erkennen. So können Solar-Installateure damit insbesondere ihre Service-Kosten senken und ihr Geschäft mit Service-Leistungen ausbauen. Denn damit ist eine Vermeidung teurer Fehleinsätze möglich. Das Auslesen der Daten erfolgt entweder über vorhandene Monitoring-Systeme – etwa am Wechselrichter – oder über nachrüstbare Lösungen. Neue Hardware ist nicht notwendig.

Die Vorteile von „Smart Control“ auf einem Blick:

Individuell konfigurierbare Nutzeroberfläche
Automatisierte Fehlererkennung und Benachrichtigung
Automatisiertes Reporting mit individuellen Templates
Alle Anlagen auf Komponentenebene auswertbar und vergleichbar
Einfaches Ticket-System
Selbstständige Administration und Einrichten von Anlage

Geringe Investitionshürde

Smart Control“ bietet den Vorteil einer geringen Investitionshürde. Denn die Lösung ist mit jeder Monitoring-Hardware kompatibel, sodass die Anschaffung neuer Hardware unnötig wird. „Smart Control“ unterstützt alle marktüblichen Logging-Systeme – separate Datenlogger und in den Wechselrichter integrierte Geräte. Außerdem ist der automatische Datenabruf über entsprechende APIs anderer Portale möglich. Damit bildet es die optimale Grundlage für den Ausbau des Service-Geschäfts, da sich die Investition spürbar verringert. Professionelle Nutzer von „Smart Control“ können alle wichtigen Administrationsprozesse selbstständig durchführen – neue Anlagen konfigurieren, Benutzer verwalten und vieles mehr.

Schon gewusst?

„Smart Control“ bietet die komplette Datenbasis für unsere kundenorientierte Lösung „Smart Monitor 3.0“. Diese Lösung ist wie „Smart Control“ webbasiert und das einfache Überwachungsportal für Photovoltaikanlagen, Speichersystem und Energiemanagement.

Mehr erfahren …

Dienstleistung für Installateure

Mit „Smart Control“ bietet smartblue Installateuren zusätzliches Potenzial zu Betreuung ihrer Kunden an. Individuelle Kunden- oder Investorenreports sind als PDF per E-Mail versendbar und somit die Zuverlässigkeit des angebotenen Service belegbar. Auch Ertrags-Prognosen mit Benchmark basierend auf Satelliten-Wetterdaten für jede einzelne PV-Anlage sind auf Wunsch möglich. Mit diesem Feature ist zudem die Ermittlung von Verbesserungspotenzialen möglich. Das einfache Ticket-System ermöglicht die effiziente Organisation von Serviceeinsätzen und Wartungen.

Fazit:

„Smart Control“ bietet ein effizientes Monitoring und spart Installateuren Ressourcen sowie vor allem Kosten. Zudem steigert die Lösung die Kundenzufriedenheit – und das bedeutet weiteres Umsatzpotenzial dank der verbesserten Service-Qualität!

So bestimmen Sie String-Anzahl und String-Länge von Photovoltaik-Anlagen!

Written by admin on 21. October 2022. Posted in Allgemein.

In Photovoltaikanlagen werden meistens mehrere Solarmodule zu sogenannten Strings zusammengeschaltet. Wer Bestandsanlagen in die technische Betriebsführung übernimmt, kennt das Problem von mangelhaften, unvollständigen oder fehlenden Anlagendokumentationen. Häufig gibt es keine detaillierten Informationen über die String-Anzahl und String-Länge. Um eine PV-Anlage technisch überwachen zu können, muss aber die Konfiguration der Anlage bekannt sein und im Monitoring-Portal hinterlegt werden. Ist die exakte Verschaltung der Photovoltaikmodule nicht bekannt, kann dies dazu führen, dass man Defekte wie z.B. Ausfälle von PV-Strings nicht bemerkt.

In diesem Beitrag zeigen wir Ihnen, wie Sie die Anzahl der an den Wechselrichtereingang parallel geschalteten PV-Strings und die Länge der PV-Strings bestimmen. Das können Sie machen, sobald die Daten aus der Anlagendokumentation in die Monitoring-Software eingepflegt wurden.

Verschaltung der PV-Module laut Anlagendokumentation

Die Anzahl der an den MPP-Trackern parallel geschalteten PV-Strings (String-Anzahl) kann über den DC-Strom am MPP-Tracker überprüft werden. Der Strom verhält sich proportional zur Einstrahlung und wird nur geringfügig von der Temperatur beeinflusst. Daher sollte an „Clear Sky“-Tagen etwa der Strom bei Maximalleistung I_MPP(gemessen unter Standard Test Conditions, STC) erreicht werden. Der Strom wird bei mehreren parallel geschalteten PV-Strings einfach addiert. Sprich die String-Anzahl lässt sich durch einfache Division ermitteln.

Wussten Sie:

IMPP ist der Strom des Moduls am Maximum Power Point (MPP). An diesem Punkt produziert das Modul die maximale Menge an elektrischer Leistung für die aktuelle Einstrahlung. Sie können den IMPP normalerweise dem Moduldatenblatt entnehmen.

Die Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module pro PV-String lässt sich mittels der DC-Spannung am MPP-Tracker überprüfen. Die Spannung ist im Gegensatz zum Strom stark temperaturabhängig und nur geringfügig von der Einstrahlung. In den Morgenstunden, wenn der Strom noch sehr gering ist, sollte die Spannung etwa der Leerlaufspannung (UOC) entsprechen und mittags bei hoher Einstrahlung etwa der MPP-Spannung (UMPP). Die Anzahl der Module anhand der Messwerte festzulegen, ist allerdings deutlich schwieriger als die Anzahl der parallelgeschalteten PV-Strings.

Um besser darstellen zu können, wie Sie die String-Anzahl und -Länge Ihrer Photovoltaikanlage bestimmen können, zeigen wir Ihnen den Prozess anhand eines Beispiels. Wir betrachten dazu einen Wechselrichter mit zwei MPP-Trackern. Hier ist eine Konfiguration in der Anlagendokumentation eingetragen, die wir im Folgenden prüfen wollen:

Modultyp: Polykristalline 260 W Module

Anzahl und Aufteilung laut Anlagendokumentation

MPP-Tracker A: 4 PV-Strings à 20 Module
MPP-Tracker B: 1 PV-String à 16 Module

Daraus resultierende Gesamtanzahl der Module: 96

Hierbei werden wir davon ausgehen, dass die Gesamtanzahl der Module stimmt – die Dokumentation ist in dieser Hinsicht nur sehr selten fehlerhaft.

So berechnen Sie die String-Anzahl der parallel geschalteten PV-Strings!

In der folgenden Abbildung sehen Sie die DC-Stromverläufe von MPP A und MPP B. Es ist sofort zu erkennen, dass der Strom an MPP A ungefähr doppelt so hoch ist wie der an MPP B. Der Strom bei Standard Test Conditions (STC)laut Moduldatenblatt ist IMPP = 8,40A .

Abbildung 1: DC-Strom von MPP-Tracker A (rot) und B (gelb)

Um die Anzahl der PV-Strings zu bestimmen, sollten Sie zudem noch die maximalen DC-Stromwerte der MPP-Tracker betrachten:

Abbildung 2: Maximale DC-Stromwerte der MPP-Tracker A (rot) und B (gelb)

Bei MPP B ist sofort zu erkennen, dass es sich um zwei parallel geschaltete PV-Strings handelt, da das Verhältnis zwischen Imax und IMPP fast genau eine ganze Zahl ist. Bei MPP A hingegen liegt das Ergebnis genau zwischen den Werten 3 und 4. Es ist allerdings von 4 Strings parallel auszugehen, da die gemessenen MPP-Stromwerte (5 min-Mittelwerte) bei 3 Strings deutlich über dem Strom bei Maximalleistung liegen würden. Derartige Abweichung in Richtung höherer Ströme sind fast ausgeschlossen, niedrigere Ströme können jedoch auftreten.

Das berechnete Ergebnis zeigt also, dass die in der Anlagendokumentation hinterlegte Anzahl an Strings von MPP B nicht richtig ist. Durch die Korrektur muss allerdings auch die Länge der PV-Strings (Anzahl der Module pro String) überprüft werden.

So berechnen Sie die Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module pro PV-String!

In der folgenden Abbildung sehen Sie den Spannungsverlauf und die Leistungskurven der beiden MPP-Tracker über den Tagesverlauf hinweg. Aus diesen Werten können Sie mit Hilfe der Leerlaufspannung und der Nenn-MPP-Spannung an den MPP-Trackern die Anzahl der Module für beide Strings berechnen

Abbildung 3: DC-Spannung und DC-Leistung von MPP A (rot, grün) und MPP B (gelb, braun)

Nennspannung bei STC: UMPP = 31,25 V

Leerlaufspannung: UOC = 39,35 V

Um sich an die String-Anzahl der in Reihe geschalteten Module möglichst genau anzunähern, empfiehlt es sich, den möglichen Korridor sowohl aus der Leerlaufspannung als auch aus der MPP-Spannung zu errechnen.

Nennspannung bei STC-Bedingungen: U_MPP = 31,25 V
Leerlaufspannung: U_OC = 39,35 V

Um sich an die Anzahl der in Reihe geschalteten Module möglichst genau anzunähern empfiehlt es sich den möglichen Korridor sowohl aus der Leerlaufspannung als auch aus der MPP-Spannung zu errechnen.

Berechnung der Modulanzahl an MPP A

Modulanzahl aus MPP-Spannung

Modulanzahl aus Leerlaufspannung

Hierbei ist UPmax die Spannung zum Zeitpunkt der maximalen Leistung im Tagesverlauf und UPmin die höchste Spannung, die morgens nach dem Einschalten auftritt. Wie oben erwähnt sollte UPmax etwa UMPP multipliziert mit der Stringlänge entsprechen und UPmin etwa UOC multipliziert mit der Stringlänge. Wir können also bei MPP A davon ausgehen, dass 16, 17 oder 18 Module angeschlossen sind.

Berechnung der Modulanzahl an MPP B

Modulanzahl aus MPP-Spannung

Modulanzahl aus Leerlaufspannung

Bei MPP B können wir hingegen darauf schließen, dass 13, 14 oder 15 Module angeschlossen sind.

Wir konnten mittels der vorhandenen Spannungskurven die Anzahl der vorhandenen Module je String abschätzen. Anhand der Ergebnisse ist es uns aber noch nicht möglich, die exakte String-Länge zu bestimmen. Da wir die Gesamtanzahl der PV-Module mittlerweile jedoch wissen, können wir dieses Problem umgehen. Sollte diese nicht bekannt sein oder Zweifel an der Anzahl bestehen, müssen vor Ort Fotos von den Modulfeldern erstellt und die einzelnen Module ausgezählt werden.

An MPP B sind zwei Strings parallelgeschaltet. Es sind also folgende drei Verschaltungen möglich:

Variante 1: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 13 Module = 26 Module

Für MPP-Tracker A bleiben dann bei insgesamt aus der Anlagendokumentation angegebenen 96 Modulen noch 70 Module übrig. Da 70 aber nicht durch 4 teilbar ist und die PV-Strings an einem MPP-Tracker immer die gleiche Länge haben müssen, kommt diese Variante nicht in Frage.

Variante 2: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 14 Module = 28 Module

Für MPP-Tracker A bleiben dann bei 96 Modulen gesamt noch 68 Module übrig. Dies entspricht dann einer Verschaltung von 4 PV-Strings mit jeweils 17 Modulen.

Variante 3: MPP-Tracker B mit 2 PV-Strings à 15 Module = 30 Module

Für MPP-Tracker A bleiben dann bei 96 Modulen insgesamt noch 66 Module übrig. Da 66 aber nicht durch 4 teilbar ist und die PV-Strings an einem MPP-Tracker immer die gleiche Länge haben müssen, kommt diese Variante ebenfalls nicht in Frage.

Die einzige Variante, die technisch sinnvoll ist, ist somit Variante 2!

Testen Sie die errechneten Werte für String-Anzahl und -Länge im Monitoring

Nachdem die Änderungen in der Monitoring-Software eingepflegt sind, sollten Sie jetzt noch einmal die spezifische DC-Leistung der MPP-Tracker überprüfen.

Abbildung 4: Spezifische DC-Leistung von MPP A (rot) und MPP B (gelb) nach Variante 2

Beide MPP-Tracker erreichen jetzt keine spezifischen Werte mehr größer Eins. Solche Werte größer Eins, also deutlich bessere als die STC, treten in unseren Regionen sehr selten auf und deuten meist auf eine falsche Konfiguration im Monitoring hin.

Die spezifische Leistung der beiden MPP-Tracker läuft aber immer noch nicht parallel. Wäre dies der Fall, kann man davon ausgehen, dass Ausrichtung und Neigung der beiden angeschlossenen Felder identisch sind. Die aktuellen Verläufe deuten aber darauf hin, dass sich die Ausrichtung und Neigung der Modulfelder von MPP A und MPP B unterscheiden. Dies zeigt, dass auch die Ausrichtung und Neigung der Module noch überprüft werden sollte.

Technische Betriebsführung von Bestandsanlagen

Written by admin on 22. September 2022. Posted in Wartung.

Der Kauf von Photovoltaik-Bestandsanlagen (kurz: PV-Bestandsanlagen) ist eine begehrte Anlageform. Darunter versteht man den Kauf einer Photovoltaik-Anlage auf einer fremden, gepachteten Dachfläche, die über einen bestimmten Zeitraum gepachtet wurde. Der Kauf einer solchen Anlage bringt viele Vorteile mit sich.

Der hauptsächliche Vorteil beim Kauf von Bestandsanlagen besteht darin, dass die Anlage bereits gebaut und angeschlossen wurde und damit sofort Erträge einbringt. Ein weiterer großer Vorteil ist, dass aufgrund der Abrechnungen der vergangenen Jahre genau ersichtlich ist, wie gut die Solaranlage wirtschaften konnte. Somit ist es möglich, eine genaue Ertragsprognose für die Restlaufzeit aufzustellen.

Haben Sie gerade eine PV-Bestandsanlage in Ihre technische Betriebsführung übernommen? Dann sollten Sie jetzt unbedingt eine Bestandsaufnahme der neuen Photovoltaikanlage vornehmen. Denn bevor mit dem operativen Monitoring mittels einer Monitoring-Software gestartet werden kann, sind in vielen Fällen erst mehrere vorbereitende Maßnahmen bei Bestandsanlagen erforderlich. In diesem Beitrag geben wir Ihnen einen Überblick über häufige Probleme bei neu übernommenen Bestandsanlagen und deren Lösungsmöglichkeiten.

Vorteile von PV-Bestandsanlagen

Sofortige Einnahmen: Durch den Kauf von bestehenden Solaranlagen können Sie sofort Einnahmen generieren. Für eine neu gebaute Photovoltaik-Anlage müssen Sie in der Regel ein Jahr Geduld mitbringen, bis die PV-Anlage an das Stromnetz angeschlossen ist und Erträge erwirtschaftet.
Hohe Sicherheit: Indem Sie eine Bestandsanlage kaufen, profitieren Sie von der höchstmöglichen Sicherheit, da die PV-Anlage bereits besteht. Die Anlage kann besichtigt und eventuelle Risiken oder Probleme damit ausgeschlossen werden.
Genaue Ertragsprognose: Beim Kauf von bestehenden PV-Anlagen liegen die Abrechnungen der bisherigen Jahre normalerweise bereits vor. Sie können daher anhand der bisherigen Wirtschaftlichkeit eine sehr genaue Prognose für die kommenden Jahre bis zum Ende der Laufzeit erstellen. Sie wissen exakt, was Sie voraussichtlich erwirtschaften werden.

Hohe Steuervorteile: Die Steuervorteile einer Photovoltaik-Anlage als Photovoltaik-Direktinvestment sind sehr begehrt. Besonders die Nutzung des Investitionsabzugsbetrages (IAB) ist für viele Steuerzahler ein großer Vorteil, wenn es darum geht, Steuerzahlungen in eigenes Vermögen zu verwandeln.

Auf diese Punkte sollten Sie bei Bestandsanlagen achten:

Eine PV-Anlage sollte nicht nur regelmäßig gewartet, sondern auch auf eventuelle Schäden überprüft werden. Das gilt erst recht für große Bestandsanlagen mit mehreren tausend Modulen. Bei in die Jahre gekommenen Installationen gibt es zudem häufig Optimierungsbedarf. Überprüfungs- und Instandsetzungsarbeiten insbesondere an größeren Photovoltaik-Anlagen werden aber oftmals unterschätzt. Bei der technischen Betriebsführung von Bestandsanlagen geht es nicht nur um die reine Installationsarbeit, sondern um einen durchaus komplexen Sachverhalt, der zu gravierenden Betreiberrisiken führen kann. Oftmals schlummern diese Risiken unentdeckt und der Betreiber ist sich seiner Verantwortung nicht bewusst.

Sicherstellen der Kommunikation

Photovoltaikanlagen sind heute komplexe IT-Systeme, die mit anderen komplexen Systemen bei den Direktvermarktern und Netzbetreibern Informationen austauschen. Innerhalb einer Photovoltaikanlage stellt der Datenlogger eine zentrale Überwachungseinheit dar. Bei großen Anlagen ist darauf zu achten, dass er über die notwendigen Schnittstellen zu den Wechselrichtern, Sensoren und Messsystemen verfügt und diese zuverlässig auslesen und wenn nötig steuern kann. Erst wenn alle Geräte innerhalb der PV-Konfiguration miteinander einwandfrei kommunizieren können, machen die Folgeschritte Sinn. Daher sollten Sie bei der technischen Betriebsführung von Bestandsanlagen auf das Prüfen der folgenden, gängigen Kommunikationsstrecken in PV-Anlagen achten.

Verbindung zwischen Datenloggern und Wechselrichter
Verbindung zwischen Datenlogger und Monitoring-Portal
Rundsteuerempfänger bzw. Parksteuerung

Datenerhebung mit dem smartblue Datenlogger

Der smartblue Datenlogger ist eine spezielle Hardware für das Monitoring von Solar-Anlagen jeder Größenordnung. Die Lösung ist mit nahezu allen marktgängigen Komponenten der Mess- und Regeltechnik kompatibel und sehr schnell eingesetzt.

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Prüfen der Anlagendokumentation

Grundsätzlich sollte jeder Anlagenbetreiber nach erfolgreicher Installation der PV-Anlage eine ausreichende Dokumentation über die Installation erhalten. Gerade bei übernommenen Bestandsanlagen sind im Laufe der Zeit viele verschiedene Dienstleister auch nach der Inbetriebnahme an Wartung und Erweiterung der PV-Konfiguration beteiligt. Deshalb ist die Anlagendokumentation oft „Stückwerk“ und in Teilen oder sogar vollständig veraltet oder lückenhaft. Mit den folgenden Checks bringen Sie Ihre Dokumentation wieder auf den neuesten Stand und finden heraus, ob und wo etwas fehlt.

Fehlende / Fehlerhafte PV-Stringpläne: Bei dem Bau der Anlagen wird oft nicht die geplante Verschaltung der PV-Strings/Module umgesetzt. Diese Änderungen werden häufig nicht in den Anlagendokumentationen angepasst. Dadurch sind Ertragsvergleiche zwischen kombinierten String-Bündeln nicht mehr möglich und Ausfälle von einzelnen Strings eines Bündels werden schwer zu erkennen.

Plausibilitätsprüfung der Modulverschaltung: Bei den meisten heute installierten Photovoltaikanlagen werden Stringwechselrichter eingesetzt. Dabei werden die Photovoltaik-Module je nach Anzahl und Verschattungssituation, zu einzelnen Strängen möglichst gleicher Modulleistung zusammengeschaltet. Trifft man eine geeignete Modul-Wahl bei der Verschaltung der Strings, erzielen diese Photovoltaikanlagen trotz Reihenschaltung und Verschattungen auch sehr gute Wirkungsgrade.

PV-Stringanzahl und PV-Stringlänge bestimmen: Sobald die Daten aus der Anlagendokumentation in die Monitoring-Software eingepflegt wurden, können Sie die Anzahl der an den Wechselrichtereingang parallel geschalteten PV-Strings und die Länge der PV-Strings (Anzahl der in Reihe geschalteten PV-Module) bestimmen.

Prüfung von Ausrichtung und Neigung der PV-Module: Ausrichtung (Azimut) und Neigung der PV-Module haben starken Einfluss auf den Leistungsverlauf und damit schlussendlich auch auf den Ertrag eines PV-Generators. Es ist deshalb wichtig, dass Ausrichtung und Neigung für jedes PV-Feld in der Monitoring-Software richtig hinterlegt sind.

Überwachen Sie Ihre PV-Anlagen mit Smart Monitor!

Das Smart Monitor Web-Portal zeigt Ihnen übersichtlich alle wichtigen Daten Ihrer Energieanlagen auf allen Geräten wie PC, Laptop, Tablet oder Smartphone. Die Anlagendaten werden unabhängig vom Hersteller der Hardwarekomponenten wie z.B. Wechselrichter, Speichersystem, Verbrauchszähler oder Datenlogger einheitlich dargestellt und in einer Portfolioansicht zusammengefasst. Alles Wichtige auf einen Blick!

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Prüfung der Anlagenperformance

Alle Ihre PV-Komponenten sind miteinander verbunden, die Kommunikation funktioniert und auch die saubere Konfiguration in Ihrer Monitoring-Software ist gewährleistet. Fertig! Oder nicht? Mit den folgenden Schritten machen Sie noch einmal einen letzten Initialcheck. Wir legen Ihnen diesen Schritt nahe, bevor Sie in das operative Monitoring übergehen. Oft fallen auch in dieser Phase noch einige Besonderheiten oder Umstände auf. Diese können die Messungen beeinflussen, wenn man sie nicht vor Beginn des laufenden Monitorings erkennt und berücksichtigt oder bereinigt.

Prüfung auf anlagenspezifische Ertragseinbußen (z.B. Verschattung)
Prüfung auf Ertragseinbußen verursacht durch Umwelteinflüsse (z.B. Verschmutzung, Bewuchs usw.)

Haben Sie Fragen zur technischen Betriebsführung von Bestandsanlagen?

Bei der technischen Führung von Bestandsanlagen geht es also nicht nur um die Instandsetzung von dokumentierten Mängeln, sondern um Prozesssicherheit, Konformität und Minimierung von Betreiberrisiken. Benötigen Sie Unterstützung bei der Überwachung Ihrer Solaranlagen oder von ganzen PV-Parks helfen wir Ihnen über unser Operatives Monitoring gerne weiter. Kontaktieren Sie uns hierzu einfach!

Plausibilitätsprüfung der Modulverschaltung

Written by admin on 15. September 2022. Posted in Allgemein.

Die beiden zentralen Komponenten einer Photovoltaikanlage sind die Solarmodule und der Wechselrichter. Der Wechselrichter sorgt dabei dafür, dass die von den Photovoltaik-Modulen gelieferte Gleichspannung in die netzübliche Wechselspannung gewandelt wird. Dabei gibt es unterschiedliche Konzepte, wie man die Solarmodule mit dem Wechselrichter verschalten kann. Die verschiedenen Schaltkonzepte wirken sich unmittelbar auf den Ertrag aus. Bei der Planung einer PV-Anlage wird es daher auf jeden Fall zu der Frage kommen nach der perfekten Modulverschaltung.

Bei den meisten heute installierten Photovoltaikanlagen werden Stringwechselrichter eingesetzt. Dabei werden die Photovoltaik-Module je nach Anzahl und Verschattungssituation, zu einzelnen Strängen möglichst gleicher Modulleistung zusammengeschaltet. Trifft man eine geeignete Modul-Wahl bei der Verschaltung der Strings, erzielen diese Photovoltaikanlagen trotz Reihenschaltung und Verschattungen auch sehr gute Wirkungsgrade.

Häufige Probleme bei der Modulverschaltung

Leider bildet die Theorie nicht immer auch die Praxis ab: Beim Bau von neuen PV-Anlagen wird oft nicht die geplante Modulverschaltung umgesetzt. Das kann verschiedene Gründe haben, entweder sollen Kosten gespart werden, die Arbeiten vor Ort vereinfacht werden oder andere Umstände führen zu einer Änderung. Diese Anpassungen werden häufig nicht in den Anlagendokumentationen angepasst. Dadurch sind Ertragsvergleiche zwischen kombinierten String-Bündeln nicht mehr möglich und Ausfälle von einzelnen Strings eines Bündels werden schwer zu erkennen. Ein korrektes Ertrags-Benchmarking der Strings ist ebenfalls erschwert, da die Anzahl der Module nicht korrekt bekannt ist.

In der Anlagendokumentation wird manchmal lediglich die Wechselrichternummer angegeben und keine Seriennummer oder Bus-ID (Fehlender Kommunikationsplan). Passt man bei der Einrichtung des Datenloggers die Namen der Wechselrichter nicht an die der Dokumentation an, ist es für den Betriebsführer nur mit viel Aufwand und in einigen Fällen sogar gar nicht möglich, die Anlagenkonfiguration im Monitoring-Portal zu hinterlegen.

So prüfen Sie die Verschaltung der PV-Module

Folgend wird beschrieben, wie man die Verschaltung der PV-Module an einem Wechselrichter am Monitor überprüfen kann, sobald die Daten aus der Anlagen-Dokumentation in die Monitoring-Software eingepflegt wurden. Beispielhaft zeigen wir Ihnen diese Plausibilitätsprüfung bei einem Wechselrichter mit zwei MPP-Trackern.

Wussten Sie:

Der Maximum Power Point (MPP) eines PV-Moduls beziehungsweise eines Strings ist der Punkt der Strom-Spannungs-Kennlinie, an dem das PV-Modul die höchste Leistung erbringt. Dieser ist von der Sonneneinstrahlung, der Temperatur und individuellen Moduleigenschaften abhängig und sich ändert sich somit ständig. Moderne Wechselrichter haben mehrere MPP Tracker und können so für mehrere Strings unabhängig den jeweils optimalen Betriebspunkt erreichen. So können Strings mit unterschiedlichen Ausrichtungen oder Moduleigenschaften in einem Wechselrichter kombiniert werden.

Verschaltung der PV-Module laut Anlagendokumentation

Modultyp: Polykristalline 260 W Module

MPP-Tracker A: 4 PV-Strings mit je 20 Modulen
MPP-Tracker B: 1 PV-Strings mit je 16 Modulen

Daraus resultierende Gesamtanzahl der Module: 96

Durchführung der Plausibilitätsprüfung

Mittels der spezifischen DC-Leistung der MPP-Tracker kann man nun an sonnigen Tagen überprüfen, ob die hinterlegten Leistungen realistisch sind. In der Regel sollte kein Wert über 1 kW/kWp liegen. In Abbildung 1 fällt sofort auf, dass die spezifische DC-Leistung von MPP B deutlich über 1 kW/kWp liegt und die spezifische DC-Leistung von MPP A gerade mal einen Maximalwert von 0,33 kW/kWp erreicht. Dies ist ein Anzeichen dafür, dass an MPP B deutlich mehr und an MPP A dementsprechend weniger Module angeschlossen sind als dokumentiert ist.

Tritt dieses Fehlerbild auf, kann man anhand der DC-Strom- und DC-Spannungswerte die Konfiguration prüfen. Dies wird in dem Artikel „Prüfung der Anlagenkonfiguration am Monitor: PV-Stringanzahl und PV-Stringlänge“ detailliert beschrieben.

Plausibilitätsprüfung: Spezifische DC-Leistung von MPP A (rot) und B (gelb)

Abbildung 1: Spezifische DC-Leistung von MPP A (rot) und B (gelb)

Plausibilitätsprüfung der Modulverschaltung

Nach der Aufschaltung und Konfiguration einer PV-Anlage in einer Monitoring-Software sollte anhand der Messwerte eine Plausibilitätsprüfung durchgeführt werden. Wie Sie die Verschaltung der PV-Module an einem Wechselrichter am Monitor überprüfen können, zeigen wir Ihnen in diesem Beitrag:

Mehr zur Plausibilitätsprüfung erfahren…

Das Problem fehlender oder fehlerhafter String-Pläne

Written by admin on 7. September 2022. Posted in Wartung.

Wer Bestandsanlagen in die technische Betriebsführung übernimmt, kennt das Problem von mangelhaften, unvollständigen oder sogar nichtexistierenden Anlagendokumentationen. Um eine PV-Anlage technisch überwachen zu können, muss aber die Konfiguration der Anlage bekannt sein und im Monitoring-Portal hinterlegt werden. Ist die exakte Verschaltung der Photovoltaikmodule nicht bekannt, kann dies dazu führen, dass man Defekte wie z.B. Ausfälle von PV-Strings nicht bemerkt. Auch ein Vergleich der spezifischen Werte der Geräte ist dann nicht möglich, dies kann zu unzähligen unnötigen Fehlermeldungen führen. Bevor man eine PV-Anlage überwachen kann, muss man also die Anlagenkonfiguration sorgfältig überprüfen. Der Aufwand, die Verschaltung der PV-Module am Monitor zu überprüfen, kann sehr groß sein. Verglichen mit den Folgen eines unbemerkten Defekts ist er jedoch gering. Und allein die unzähligen Falschmeldungen, die durch falsch hinterlegte Verschaltungen verursachen werden, zu bearbeiten, ist auf Dauer deutlich aufwendiger. In diesem Beitrag befassen wir uns daher mit dem Problem fehlender oder fehlerhafter String-Pläne.

Was sind Strings in einer Photovoltaikanlage?

Die Module einer Photovoltaik-Anlage werden je nach Größe der Anlage und Einstrahlungsverlauf unterschiedlich mit den Wechselrichtern verschaltet. Moderne Module schaltet man üblicherweise in Reihe, also Pluspol eines Moduls an den Minuspol des anderen. Dadurch addieren sich die Spannungen der einzelnen Module, aber der Strom ist im gesamten String gleich und entspricht dem Strom eines Models. Im Vergleich zur in der Anfangszeit der Photovoltaik verbreiteten Parallelschaltung ist die Reihenschaltung günstiger zu bauen und führt zu geringeren Verlusten in den Leitungen, da höhere Spannungen anliegen aber geringere Ströme fließen.

Der Begriff String (englisch für: Strang) ist in der Photovoltaik ein gängiger Ausdruck für miteinander in Reihe verschaltete Module. Ein String kann entweder einzeln an einen Wechselrichter-Eingang angeschlossen werden oder mit anderen gleich langen Strings durch Parallelschaltung kombiniert werden. Dazu werden die Pluspole der jeweils ersten Module der Strings verbunden und die Minuspole der jeweils letzten. Dadurch summieren sich die Ströme der verbundenen Strings bei gleichbleibender Spannung.

Ein wichtiger Nachteil der Verschaltung von Strings zu String-Bündeln ist, dass ein Ausfall eines einzelnen Strings des Bündels nicht mehr direkt erkannt werden kann (außer wenn ein separates Strom- Messgerät je String verbaut wird). Stattdessen muss ein Ertragsvergleich zu einem identisch ausgerichteten String-Bündel oder einer Ertragsreferenz erfolgen. Wenn hier plötzlich signifikante Abweichungen auftreten, kann dies daran liegen, dass ein String des Bündels ausgefallen ist.

Wussten Sie:

Die Verschaltung mehrerer gleicher Module, die im Betrieb ähnlicher Einstrahlung ausgesetzt sind, ermöglicht eine einfache Anlagenstruktur und kann die Baukosten und Leitungsverluste senken. Allerdings wirken sich Beeinträchtigungen eines Moduls im String auch auf alle anderen Module aus, so dass bei Verschattungen einzelner Module der Ertrag des gesamten Strings reduziert wird

Häufige Probleme in den Anlagendokumentationen

Bei dem Bau der Anlagen wird oft nicht die geplante Verschaltung der PV-Strings/Module umgesetzt, sei es z.B., weil dies die Arbeiten vor Ort deutlich vereinfacht. Diese Änderungen werden häufig nicht in den Anlagendokumentationen angepasst. Dadurch sind Ertragsvergleiche zwischen kombinierten String-Bündeln nicht mehr möglich und Ausfälle von einzelnen Strings eines Bündels werden schwer zu erkennen. Ein korrektes Ertrags-Benchmarking der Strings ist ebenfalls erschwert, da die Anzahl der Module nicht korrekt bekannt ist.

Plausibilitätsprüfung der Modulverschaltung

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