Es gibt zwei verschiedene Arten von Verlusten: solche die technischer Natur sind und die ein Fachmann beheben kann, aber auch solche die mit Zertifizierungsmethoden von PV-Modulen zu tun haben. Letzere sind fast schwieriger zu beheben als erstere, weil diese von der menschlichen Wahrnehmung geprägt sind. In der Tat gibt es in der Solarbranche gute Gründe, die Leistungsangabe für PV-Module zu überarbeiten.
Technische Verluste:
Die wichtigsten technischen Verluste sind solche die im Wechselrichter auftreten (typischerweise 4%, neuere Modelle schaffen bis zu 2%), Verluste durch Verschattung und Verluste durch Verschmutzung der Module. Verschattung und Verschmutzung sind stark vom Standort abhängige Bedingungen. Staubablagerungen sind eher dort ein Problem, wo lockerer Erdboden leicht aufgewirbelt werden kann und wo es wenig regnet. Daneben gibt es noch Verluste in den Kabeln (insbesondere wenn diese zu dünn sind), Verluste in Verbindungselementen und Schutzdioden, wie auch Schaltungsverluste, wenn ungleiche Module am gleichen Strang hängen, und Steuerungsverluste, wenn z.B. die Elektronik dem Arbeitspunkt nicht optimal folgen kann. Der Gesamteffekt der letztgenannten Verluste ist jedoch eher gering und in den meisten Fällen kleiner als 5%.
Verluste, die eher psychologischer Natur sind:
Mit "psychologischen" Verlusten sind solche gemeint, die durch die Zertifizierung der Module bedingt sind, also die Art und Weise, wie Module für den Verbraucher "verpackt" werden. Wenn auf einem Modul 100 W drauf steht, heisst das nicht, dass auch wirklich 100 W drin sind, zumindest nicht da wo Verbraucher typischerweise ihre Module einsetzen. Die 100 W beziehen sich auf ganz spezielle Laborbedingungen, wo es Sonnensimulatoren gibt, die Vergleichsbedingungen erzeugen an denen PV-Module ihre höchste Effizienz erreichen, wie sie aber in der Realität so kaum anzutreffen sind. Der englische Fachausdruck für diese Vergleichsbedingungen heisst "Standard Test Conditions" und ist dadurch charakterisiert, dass die Einstrahlung 1000 W/m² und die Modultemperatur 25°C beträgt. Das ist ungefähr soviel Einstrahlung wie in der Sahara bei Temperaturen wie sie eher an der Nordseeküste vorherrschen. Einen Ort, für den diese Umweltbedingungen typisch wären, gibt es leider nirgendwo auf der Erde, außer in den wenigen Testlabors, die PV-Module zertifizieren dürfen. Nun muss man zur Ehrenrettung der Erfinder der "Standard Test Conditions" sagen, dass der Standard ursprünglich wohl für einen anderen Zweck bestimmt war. Dieser Standard ist durchaus für Wissenschaftler geeignet, die an Solarzellen forschen und ihre Forschungsergebnisse so unabhängig testen lassen können. Dafür ist der Laborstandard sehr sinnvoll. Die Übertragung des Standards auf Verkaufsprodukte, die bei ganz anderen Bedingungen eingesetzt werden, ist jedoch weniger sinnvoll.
Die Schwächen des augenblicklichen Standards werden deutlich, wenn man einen Blick auf die Funktionsweise von Sonnensimulatoren wirft. Sonnensimulatoren funktionieren wie Blitzlampen, die die Module nur kurzzeitig beleuchten. Dadurch bleibt die Modultemperatur von der intensiven Einstrahlung weitgehend unbeinflusst und kann leicht bei Zimmertemperatur von 25 °C stabilisiert werden. Bei kontinuierlicher Sonneneinstrahlung von 1000 W/m² würden sich die Module aber erheblich aufheizen, was zu Ertragsminderungen führt. Genau das passiert auch, wenn die Module in der "echten" Sonne liegen. Im Unterschied zu Sonnensimulatoren blitzt die Sonne eben nicht, sondern scheint doch eher kontinuierlich.
Das Dilemma ist, dass die Referenzbedingungen in sich nicht konsistent sind. Die Modultemperatur passt nicht zur Einstrahlung. Ein Ausweg wäre möglich, wenn die Industrie Anstrengungen unternimmt, einen eigenen Standard zu definieren, der realistischere Leistungsangaben ermöglicht. Ganz wird sich das Problem nie lösen lassen, da sich Umweltbedingungen von Ort zu Ort unterscheiden und es die Standard-Umweltbedingungen als solche nicht gibt. Verbesserungspotenzial zur heutigen Praxis gibt es aber durchaus. Eine Überarbeitung ist auch dringend geboten, weil mit den Dünnschichtmodulen eine neue Technologie auf dem Markt Einzug hält, bei der die Umwelteinflüsse anders gelagert sind. Durch Verwendung des heutigen Standards würden Dünnschichtmodule relativ zu herkömmlicher Siliziumtechnologie benachteiligt werden. Die Diskrepanz zwischen angegebener und tatsächlicher Leistung macht Preisvergleiche schwierig und führt zur Undurchsichtigkeit des Marktes. Am Ende können nur noch Spezialisten den Durchblick behalten was nicht im Sinne der Kunden sein kann. Eben deshalb ist eine realitätsnahe Kennzeichnung von PV-Modulen dringend geboten!
Da die Temperatureffekte bei der Zertifizierung von Modulen nicht berücksichtigt werden ist die kW peak Angabe immer etwas geschönt. Selbst wenn man die gleiche Anzahl an Sonnenstunden (d.h. Stunden mit einer Einstrahlung von 1000 W/m²) zugrunde legt, wird die Nennleistung nicht erreicht. Quantitativ beträgt die Leistungsüberschätzung von Siliziummodulen in Deutschland um die 5%, während sie in südlicheren Regionen, wo es wärmer ist, bis an die 10% betragen kann. Je wärmer es an einem Standort ist, um so grösser ist die Diskrepanz. Durch diesen zertifizierungsbedingten Effekt entstehen scheinbar zusätzliche Verluste. Solche Verluste sind jedoch nicht als Anlagenmangel zu interpretieren, sondern einfach Ausdruck der gegenwärtigen Zertifizierungspraxis. Als Gesamteffekt ergeben sich Verluste von 10-20%, die als normal zu bezeichnen sind. Nur wenn die Verluste diese Marke übersteigen ist davon auszugehen, dass mit der Anlage etwas defekt ist. Deshalb können Sie mit einem Wirkungsgrad von 80% ganz zufrieden sein.
