Studie kommt zu dem Ergebnis, dass die Verschlechterung bei Solarmodulen der 1980er und 1990er Jahre weitaus geringer ausfällt als erwartet

Eine Forschungsgruppe unter der Leitung der Schweizer Fachhochschule (SUPSI) hat eine Langzeitanalyse von sechs nach Süden ausgerichteten, an das Netz angeschlossenen PV-Systemen durchgeführt, die Ende der 1980er und Anfang der 1990er Jahre in der Schweiz installiert wurden. Die Forscher fanden heraus, dass die jährlichen Stromverlustraten der Systeme durchschnittlich 0,16 % bis 0,24 % betrugen und damit deutlich unter den 0,75 % bis 1 % pro Jahr lagen, die üblicherweise in der Literatur angegeben werden.

Die Studie untersuchte vier niedrig gelegene Dachanlagen in Möhlin (310 m-VR-AM55), Tiergarten Ost und West in Burgdorf (533 m-VR-SM55(HO)) und Burgdorf Fink (552 m{10}}BA-SM55). Bei diesen Installationen werden belüftete oder auf Gebäude-Dächern angebrachte Konfigurationen verwendet. Die Analyse umfasste auch eine mittelhohe Versorgungsanlage-in Mont-Soleil (1270 m-OR-SM55) und zwei hochgelegene, an der Fassade montierte-Anlagen in Birg (2677 m-VF-AM55) und auf dem Jungfraujoch (3462 m-VF-SM75).

Alle Systeme sind entweder mit ARCO AM55-Modulen des US-amerikanischen Herstellers Arco Solar, dem damals weltweit größten PV-Hersteller mit nur 1 MW Kapazität, oder mit Siemens SM55-, SM55-HO- und SM75-Modulen ausgestattet. Siemens wurde 1990 der größte Anteilseigner von Arco Solar. Die Module haben Nennleistungen zwischen 48 W und 55 W und bestehen aus einer Glasfrontplatte, Ethylen-Vinylacetat (EVA)-Verkapselungsschichten, monokristallinen Siliziumzellen und einem Polymer-Rückschichtlaminat.

Der Testaufbau umfasste die Überwachung der AC- und DC-Stromabgabe vor Ort, der Umgebungs- und Modultemperaturen sowie der mit Pyranometern gemessenen Bestrahlungsstärke der Array-Ebene. Basierend auf den Standortbedingungen klassifizierten die Forscher die Anlagen in Klimazonen niedriger-, mittlerer- und hoher- Höhen.

„Zu Benchmarking-Zwecken wurden seit Beginn der Überwachungskampagne zwei Siemens SM55-Module in einer kontrollierten Innenumgebung im Photovoltaiklabor der Berner Fachhochschule gelagert“, sagten die Forscher. Sie wandten außerdem die mehrjährliche Methode von Jahr zu Jahr an, um die Leistungsverlustraten (PLR) auf Systemebene zu ermitteln.

Die Ergebnisse zeigen, dass die PLRs aller Systeme zwischen -0,12 % und -0,55 % pro Jahr liegen, mit einem Durchschnitt von -0,24 % bis -0,16 % pro Jahr, was deutlich unter den typischen Verschlechterungsraten liegt, die sowohl für ältere als auch moderne PV-Systeme gemeldet werden. Die Forscher fanden außerdem heraus, dass Systeme in höheren Lagen im Allgemeinen höhere durchschnittliche Leistungsverhältnisse und geringere Degradationsraten aufweisen als vergleichbare Anlagen in geringer Höhe, obwohl sie einer höheren Bestrahlungsstärke und ultravioletter Strahlung ausgesetzt sind.

Die Studie ergab außerdem, dass Module gleichen Nominaltyps, aber unterschiedlicher Innenkonstruktion, ein deutlich unterschiedliches Degradationsverhalten aufweisen. Bei Standard-SM55-Modulen kam es immer wieder zu Fehlern bei der Lötverbindung, was zu einem erhöhten Serienwiderstand und einem verringerten Füllfaktor führte. Im Gegensatz dazu profitierten SM55-HO-Module von einem modifizierten Backsheet-Design, das ein höheres internes Reflexionsvermögen und eine verbesserte Langzeitstabilität bietet.

Insgesamt deuten die Ergebnisse darauf hin, dass die langfristige Verschlechterung bei PV-Modulen der frühen{1}}Generation hauptsächlich durch thermische Belastung, Belüftungsbedingungen und Materialdesign und nicht allein durch die Höhe oder die Einstrahlung verursacht wird. Module, die in kühleren, besser-belüfteten Umgebungen installiert wurden, zeigten über mehrere Jahrzehnte hinweg eine besonders stabile Leistung.

Die Testergebnisse wurden in dem in EES Solar veröffentlichten Papier „Drei Jahrzehnte, drei Klimazonen: Umwelt- und Materialauswirkungen auf die langfristige Zuverlässigkeit von Photovoltaikmodulen“ vorgestellt.

„Die Studie identifizierte die Stückliste (BOM) als den kritischsten Faktor, der die Langlebigkeit von PV-Modulen beeinflusst“, schlussfolgerten sie. „Obwohl alle Module zur gleichen Produktfamilie gehörten, führten Unterschiede in der Qualität der Verkapselungsstoffe, Füllmaterialien und Herstellungsverfahren zu erheblichen Unterschieden in den Abbauraten. Verkapselungsstoffe der frühen -Generation ohne UV-Stabilisierung zeigten eine beschleunigte Alterung, während spätere Moduldesigns mit optimierten Rückseitenfolien und verbesserter Produktionsqualität eine hervorragende Langzeitstabilität zeigten.“