Quelle: reglobal.co
PV Module Index Report 2022 des Renewable Energy Test Center (RETC).
Dies ist ein Auszug aus dem PV Module Index Report 2022 des Renewable Energy Test Center (RETC). Der diesjährige PV Module Index Report untersucht drei miteinander verbundene Themen – n-Typ-PV-Module, Feldforensik und extremes Wetter – die einige der unvermeidlichen technischen Risiken aufzeigen im Zusammenhang mit der Entwicklung von Solarprojekten. Diese aktuellen Themen verdeutlichen auch den Wert eines datengesteuerten Ansatzes für das Risikomanagement.
Bewertung neuer N-Typ-PV-Module
Die anhaltende Fähigkeit der Solarindustrie, die Kosten zu senken und gleichzeitig die Leistung zu verbessern, ist einer der Hauptgründe dafür, dass Solarenergie im Jahr 2021 den größten Anteil an der neuen Stromerzeugungskapazität in den USA ausmachte. Dieser Trend lässt sich am besten durch kontinuierliche Änderungen an Moduldesigns und Zelltechnologien veranschaulichen. Im vergangenen Jahr untersuchte RETC beispielsweise die Vorteile und Herausforderungen der Entwicklung und Bereitstellung großformatiger Module, von denen viele Analysten erwarten, dass sie den Markt in den kommenden Jahren dominieren werden. In diesem Jahr beobachtet RETC genau einen weiteren Technologietrend, der sich schnell auf dem Markt durchsetzt und Akzeptanz findet, nämlich den Aufstieg von n-Typ-PV-Zellen der nächsten Generation mit passivierenden Kontakten.
Aufstieg von TOPCon
Viele Branchenanalysten und Materialwissenschaftler glauben, dass aufkommende n-Typ-PV-Zellendesigns der nächste logische Fortschritt auf der Roadmap der PV-Technologie sind. Im Jahr 2013 stellten Forscher des deutschen Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ein Verfahren zur Herstellung hocheffizienter n-Typ-Siliziumsolarzellen mit einer neuartigen Tunneloxid-passivierten Kontaktstruktur (TOPCon) vor. Dank exzellenter Oberflächenpassivierung und effektivem Ladungsträgertransport erzielte dieses neuartige Zelldesign Bestnoten bei Leerlaufspannung (Voc), Füllfaktor und Wirkungsgrad. Weniger als ein Jahrzehnt später ist TOPCon das angesagteste Wort in der Solarbranche. Die größten Modulhersteller der Welt starten die Serienproduktion von PV-Modulen mit TOPCon-Zellen. Während LONGi Solar stark auf TOPCon vom p-Typ setzt, tätigen viele andere führende Modulunternehmen – wie Jinko Solar, Jollywood Solar Technology, JA Solar und Trina Solar – erhebliche Investitionen in Module mit TOPCon-Zellen vom n-Typ. Dieser kollektive Dreh- und Angelpunkt auf dem Markt ist hauptsächlich auf die Abflachung der Effizienzkurven für die Module mit passiviertem Emitter vom p-Typ und PERC-Modulen (Rear-Contact-Cell) zurückzuführen. Obwohl diese in den letzten Jahren den Markt dominiert haben, stoßen die Hersteller allmählich an die physikalischen Grenzen von Mono-PERC-Zelldesigns vom p-Typ. Der Übergang zu TOPCon-Zellen vom n-Typ wird es Modulherstellern ermöglichen, die Zelleffizienz im Labor und in der Massenproduktion weiter zu steigern.
Vorteile von Zellen vom N-Typ
Solarhersteller haben die potenziellen Effizienzvorteile von n-Typ-PV-Zellen seit langem erkannt. Beispielsweise begann Sanyo in den 1980er Jahren mit der Entwicklung von PV-Zellen mit n-Typ-Heterojunction-Technologie (HJT). Darüber hinaus hat SunPower seine PV-Zellen mit interdigitalem Rückkontakt (IBC) auf einer Basis aus hochreinem n-Typ-Silizium aufgebaut. Aufgrund der damit verbundenen Herstellungskomplexität sind hocheffiziente PV-Module auf Basis von n-Typ-HJT- und IBC-Zelldesigns relativ teuer in der Herstellung und bleiben ein Nischenteil des Marktes. Im Vergleich dazu ist die Herstellung von TOPCon-Zellen vom n-Typ dem PERC-Prozess sehr ähnlich. Dadurch können Hersteller diese hocheffizienten TOPCon-Module der nächsten Generation auf modernisierten PERC-Produktionslinien herstellen.
Obwohl die Herstellung der heutigen TOPCon-Module vom n-Typ pro Watt etwas mehr kostet als die Mono-PERC-Module vom p-Typ, führen die Effizienzgewinne zu niedrigeren Stromgestehungskosten (LCOE) bei groß angelegten Feldeinsätzen. Das Beste ist, dass führende Experten davon ausgehen, dass TOPCon vom n-Typ von einer beschleunigten Lernkurve profitieren wird. Ein primärer Materialvorteil von TOPCon-Zellen vom n-Typ im Vergleich zu mono-PERC-Zellen vom p-Typ ist eine geringere Abbaurate aufgrund einer geringeren Anfälligkeit sowohl für lichtinduzierten Abbau (LID) als auch für licht- und temperaturinduzierten Abbau (LeTID). Zusätzliche Vorteile können einen höheren Bifazialitätsfaktor sowie eine verbesserte Leistung sowohl unter Schwachlicht- als auch unter Hochtemperaturbedingungen umfassen.
Risiken einer frühen Adoption
Die meisten Analysten erwarten, dass Module mit TOPCon-Zellen vom n-Typ aufgrund dieser Leistungsvorteile schnell Marktanteile gewinnen werden. Neue PV-Zellentechnologien – selbst solche, die sich letztendlich in der Praxis als erfolgreich erweisen – sind jedoch unweigerlich mit einem höheren Risiko verbunden als ausgereifte und bewährte Technologien. Bis Produkte im großen Maßstab eingesetzt werden, besteht das Potenzial für noch unentdeckte Abbaumechanismen. Heute betrachten beispielsweise unabhängige Ingenieure und Finanzierer p-Typ-Mono-PERC-PV-Module als stabile und risikoarme Technologie. Diese Einschätzung war nicht immer eine Konsensmeinung. Frühe Versionen von Mono-PERC-Modulen hatten Probleme mit der Stabilität, insbesondere LID und in seltenen Fällen LeTID. Diese unerwarteten Mono-PERC-Verschlechterungsmodi demonstrieren die Leistungsrisiken, denen Early Adopters bei neuen Technologien ausgesetzt sind.
Während sich n-Typ-TOPCon-PV-Zellen als widerstandsfähig gegen LID und LeTID erwiesen haben, gibt es einige Hinweise auf eine Anfälligkeit für UV-induzierte Verschlechterung. Beispielsweise haben Forscher des SLAC National Accelerator Laboratory und des National Renewable Energy Laboratory (NREL) den Leistungsverlust auf der Vorder- und Rückseite in fortschrittlichen Solarzellentechnologien nach künstlich beschleunigten UV-Expositionstests dokumentiert. Diese Daten weisen nicht auf einen einzigen Abbaumechanismus hin, sondern deuten darauf hin, dass verschiedene Zellkonstruktionen über unterschiedliche Wege abgebaut werden.
Forensische Analyse der Feldleistung
Die forensische Analyse ist eine detaillierte Untersuchung, die darauf abzielt, die Grundursache für die Minderleistung von PV-Systemen zu ermitteln. In vielen Fällen sind Wechselrichterausfälle oder ungenaue Produktionsschätzungen für die tatsächliche oder vermeintliche Minderleistung des Systems verantwortlich.
Grundlegende Bewertung
Eine der besten Möglichkeiten für Projektbeteiligte, das Projektrisiko zu reduzieren, besteht darin, einen qualifizierten Dritten zu beauftragen, während der Projektinbetriebnahme eine Grundzustandsbewertung der Module durchzuführen. Durch die Erfassung qualitativ hochwertiger Messungen vor dem kommerziellen Betrieb bietet eine grundlegende forensische Bewertung sowohl kurz- als auch langfristige Vorteile über die Betriebsdauer eines PV-Stromversorgungssystems. Kurzfristig verbessert eine Baseline-Inbetriebnahmebewertung die Genauigkeit der Systemleistungsschätzungen.
Tagsüber EL-Tests
Bei der Elektrolumineszenz (EL)-Prüfung wird mit einem speziellen Kamerasystem die Lichtemission dokumentiert, die entsteht, wenn elektrischer Strom durch PV-Zellen fließt. EL-Tests haben eine lange Tradition im Labor, wo sie verwendet werden, um eine Vielzahl von versteckten Modulfehlern zu erkennen. Früher in kontrollierte Innenräume verbannt, werden EL-Tests immer häufiger in forensischen Felduntersuchungen eingesetzt. Die Tages-EL-Bildgebung bietet zwei deutliche Vorteile gegenüber früheren Ansätzen. Erstens ermöglicht unsere EL-Testmethodik Technikern, Module vor Ort zu testen, was den Testprozess beschleunigt und Zellschäden aufgrund von Modulentfernung und -handhabung eliminiert. Zweitens entfällt durch EL-Tests am Tag die Notwendigkeit, Module im Dunkeln der Nacht zu testen, was die Sicherheit und den Durchsatz weiter verbessert.
Die Ergebnisse von EL-Tests vor Ort sind wertvoll, um größere Herstellungsfehler, Versand- und Transportschäden außerhalb des Standorts, Materialhandhabungs- oder Installationsschäden vor Ort oder Schäden aufgrund von Unwetterereignissen wie Hagel, Wind oder Schnee zu identifizieren. Diese EL-Bilder ermöglichen es den Projektbeteiligten, Zellschäden zu identifizieren, die zu thermischen Abweichungen, Hotspots und einer zukünftigen Minderleistung der Module führen können. Bei angemessener Dokumentation und Meldung können EL-Bilder von Drittanbietern bei der Abwicklung von Gewährleistungs- und Versicherungsansprüchen helfen. Im Gegensatz zu Infrarot-Luftbildern (IR), die nur die potenziellen Stellen von Leistungsproblemen identifizieren, klären EL-Untersuchungen bei Tag die Ursachen der Minderleistung auf. Diese Ergebnisse kommen den Projektbeteiligten zugute, indem sie die Problemlösung beschleunigen und Produktionsverluste minimieren.
Vorausschauende Wartung
Feldleistungsforensik von Drittanbietern ist besonders praktisch, wenn sie mit einer robusten Überwachungsplattform und vorausschauenden Wartungsprotokollen gekoppelt ist. Mit zunehmendem Alter der PV-Module besteht für Anlagen im Feld ein erhöhtes Risiko einer Minderleistung. Mikrorisse in Zellen wirken sich oft nicht auf die Modulleistung aus, wenn Module neu sind, aber das ist nicht unbedingt der Fall, wenn Systeme altern. Nach 5 oder 10 Jahren im Feld funktionieren einige Module weiterhin wie erwartet, während andere unter einer beschleunigten Verschlechterung leiden.
Die Unterscheidung zwischen "guten" Modulen und "schlechten" Modulen ist keine einfache Angelegenheit, insbesondere bei Systemen, die eingesetzt werden, nachdem das US-Handelsministerium seine AD/CVD-Richtlinien erlassen hat. Große Projekte, die scheinbar einen einzigen Modullieferanten haben, können tatsächlich Module integrieren, die mit Zellen hergestellt werden, die von einem Dutzend verschiedener Anbieter bezogen werden. Da jede Stückliste (BOM) einzigartig ist, hat jede ein anderes Risikoprofil.
Abmilderung extremer Wetterrisiken
Niemand versteht die natürlichen Gefahren im Zusammenhang mit Solaranlagen besser als Versicherungsspezialisten für erneuerbare Energien wie GCube Insurance. Laut dem Marktbericht 2021 des Unternehmens „Hail or High Water: The Rising Scale of Extreme Weather and Natural Catastrophe Losses in Renewable Energy“ haben wetterbedingte Versicherungsansprüche an Häufigkeit und Schwere zugenommen, da Solarprojekte an Häufigkeit, Größe und Umfang zugenommen haben geografische Verteilung. Angesichts des schnellen Wachstums des Solarmarkts weltweit ist ein entsprechender Anstieg der Solarversicherungsansprüche nicht ganz unerwartet. Die eigentliche Ursache von Solarversicherungsansprüchen hat jedoch einige Insider der Versicherungsbranche überrascht. Konkret sind seit 2015 die versicherten Schäden aus Extremwetterereignissen etwa doppelt so hoch wie die aus Naturkatastrophen.
Während extreme Wetterereignisse zu mehr versicherten Schäden führen als Naturkatastrophen, sind Versicherungsansprüche im Zusammenhang mit der Schadenkategorie Unwetter nicht unvermeidbar. Die Projektbeteiligten können viele extreme Wetterschäden verhindern oder mindern, indem sie bei der Produktauswahl und dem Systemdesign angemessene Sorgfalt und Voraussicht walten lassen. Darüber hinaus können Risikominderungsspezialisten Steuerbeteiligungsinvestoren und Versicherungsunternehmen dabei unterstützen, die mit Unwettern verbundenen finanziellen Risiken zu verstehen.
Vergleichende Tests
Die strategische Produktauswahl ist ein wesentlicher erster Schritt, um die Hauptursachen für extreme Wetterschäden zu mindern. Die Ergebnisse der Bankfähigkeits- und Zertifizierungsprüfungen von RETC zeigen, wie verschiedene PV-Moduldesigns oder Kombinationen von Modulen und Gestellen diesen unterschiedlichen Arten von Umweltbelastungen standhalten. Diese Unterschiede sind im Zusammenhang mit der Minderung von Extremwetterrisiken unternehmenskritisch.
Beispiele für vermeidbare extreme Wettergefahren sind Wind, Hagel und Schnee. Gemessen an der Schadenhäufigkeit sind starke Windereignisse eine der Hauptursachen für versicherte Schäden bei Solaranlagen im Feld. Ausgehend von der Schwere der Schäden beschädigte ein weit verbreiteter Hagelsturm in West-Texas etwa 400.000 PV-Module, was zu dem bisher größten Einzelschaden einer Solarversicherung führte. Schnee stellt insgesamt eine relativ geringere Gefahr dar, birgt jedoch in bestimmten Höhen oder Breitengraden erhebliche Risiken.
Das Ziel des vergleichenden und beschleunigten Testens besteht darin, Projektbeteiligte in die Lage zu versetzen, die besten Produkte und Systemdesigns für bestimmte Anwendungen und Umgebungen zu identifizieren und zu spezifizieren. Module, die bei dynamisch-mechanischen Belastungstests gut abschneiden, eignen sich gut für den Einsatz in Umgebungen mit starkem Wind. Module, die in der Hail Durability Test (HDT)-Sequenz von RETC gut abschneiden, eignen sich gut für den Einsatz in hagelgefährdeten Regionen. Module, die in mechanischen Belastungstests gut abschneiden, sind am besten geeignet, um den Belastungen durch Eis und Schnee standzuhalten. Module, die in diesen beiden Tests nicht gut abschneiden, sind keine „schlechten“ Produkte, schon gar nicht in der richtigen Anwendung. Gegen Wind und Hagel gehärtete Module verursachen oft höhere Herstellungskosten. Die Bedingungen für eine Installation im kalifornischen Central Valley, das selten starken Winden, Hagel oder Schnee ausgesetzt ist, rechtfertigen diese zusätzlichen Kosten möglicherweise nicht.
Um Risiken in der Lieferkette zu mindern, evaluieren und beschaffen Entwickler häufig eine Vielzahl von PV-Modulmodellen und -anbietern. Die Anfälligkeit für extreme Wetterbedingungen variiert bei diesem Portfolio ausgewählter PV-Module. Unter Berücksichtigung dieser Unterschiede können Entwickler wind-, hagel- oder schneegehärtete Module an wind-, hagel- oder schneegefährdete Standorte ausrichten. Diese Art des selektiven Einsatzes ist eine relativ einfache und kostengünstige Möglichkeit, extreme Wetterrisiken zu reduzieren.
Defensive Staustrategien
Nach dem Filtern und selektiven Einsatz von Modulen basierend auf dem Widerstand gegen standortspezifische Bedingungen können die Projektbeteiligten wetterabhängige Softwaresteuerungsstrategien implementieren, um extreme Wetterrisiken in großen Versorgungsanwendungen weiter zu reduzieren. Viele große PV-Anlagen integrieren intelligent gesteuerte einachsige Tracker, die per Software der Sonne folgen und dabei Selbstverschattung vermeiden. Da wetterbedingte Versicherungsansprüche zugenommen haben, haben branchenführende Tracker-Hersteller neuartige Software-Steuerungsreaktionen implementiert, wie z. B. bedrohungsspezifische defensive Stau- oder Lastabwurfmodi.
Aufgrund der stark lokalisierten und schnelllebigen Natur von Starkwindereignissen und Hagelstürmen geben Unwetterwarnungen Anlagenbetreibern oft nur wenig Vorwarnung. Darüber hinaus führen die Arten von Stürmen, die starke Winde und großen Hagel erzeugen, häufig zum Ausfall von Stromleitungen und zum Verlust der Wechselstromversorgung. Aktive Softwarekontrollen können diese Herausforderungen angehen und mit Produktmerkmalen wie lokaler oder Remote-Initiierung, schnellen Reaktionszeiten und ausfallsicherem Batterie-Backup eine effektive Risikominderung bieten. Es ist auch wichtig, gleichzeitige Wetterrisiken zu berücksichtigen.
Obwohl sich die Versicherungsbranche seit langem auf probabilistische Risikobewertungen verlässt, um eine nachhaltige Deckung bereitzustellen, stellen sich Solarprojekte vor zwei Herausforderungen. Erstens sind begrenzte historische Daten verfügbar, um extreme Wetterrisiken zu verstehen, insbesondere angesichts der Geschwindigkeit des technologischen Wandels und der Marktexpansion. Zweitens erfassen die Naturkatastrophendaten, auf die sich Versicherer normalerweise verlassen, keine „nicht kategorisierten“ Extremwetterereignisse.
Modulqualität
Produkte, die auf dem Papier ähnlich erscheinen, können in der realen Welt sehr unterschiedlich abschneiden. Diese Unterschiede sind oft auf die Qualitätsverpflichtung der Fertigung zurückzuführen. Die Realisierung einer steigenden Zahl von Solarprojekten mit höherer Kapazität an Standorten auf der ganzen Welt ist nicht ohne Risiko. Die Minderung standortspezifischer Risiken erfordert die strategische Anwendung von Produkten und Technologien. Ein einheitlicher Ansatz für Produktdesign und Projektentwicklung erhöht unweigerlich die Projektrisikoprofile. Strategische Produktdifferenzierung verbessert die Widerstandsfähigkeit des Projekts.
Hagelfeste Modul- und Systemdesigns mindern das Projektrisiko in hagelgefährdeten Regionen wie West Texas. Produkt- und Systemdesigns, die dynamischen Windeffekten widerstehen, reduzieren das Projektrisiko an windreichen Standorten weltweit. Produkt- und Systemdesigns, die hohen statischen mechanischen Belastungen standhalten, verringern das Risiko katastrophaler Ausfälle an Orten mit extremem Schneefall. Korrosionsbeständige Produkte verlängern die Lebensdauer in Küstengebieten.
Prüflabore verwenden kalibrierte und zertifizierte Geräte unter geprüften und kontrollierten Testbedingungen. Die unter diesen strengen Bedingungen erfassten Merkmale stellen das richtige Maß für die Leistung von PV-Modulen dar und bieten mehreren Projektbeteiligten einen Mehrwert. Während Werkstests gemäß den Parametern der Standardtestbedingungen (STC) ideal sind, um Modul-Typenschild-Nennwerte festzulegen, charakterisieren Werkstestergebnisse keine typischen Modulbetriebsbedingungen. Um die Systemleistung in der realen Welt genau zu modellieren, ist es wichtig zu verstehen, wie sich Module unter Bedingungen mit geringer Einstrahlung oder in Bezug auf sich ändernde Sonneneinstrahlungswinkel verhalten. Darüber hinaus ist es entscheidend, die Modulleistung unter Testbedingungen zu charakterisieren, die die Betriebsbedingungen widerspiegeln, unter denen PV-Systeme typischerweise optimale Energieerträge erzielen. Es ist auch wichtig zu verstehen, wie sich kurzfristige Sonneneinstrahlung und die daraus resultierende Verschlechterung auf die PV-Leistung im Feld auswirken.
In der Ausgabe 2022 des PV Module Index Report hat RETC 9 verschiedene Hersteller ausgezeichnet und 61 Beispiele für herausragende Leistungen in der Fertigung präsentiert. Um die Besten der Besten zu ermitteln, wurden die gesamten Datenverteilungen in allen drei Disziplinen überprüft und eingestuft: Qualität, Leistung und Zuverlässigkeit. Die Gesamtergebnismatrix hebt sechs Top-Performer hervor, die auf insgesamt hohen Leistungen in der Fertigung basieren: JA Solar, JinkoSolar, LONGi Solar, Hanwha Q CELLS, Trina Solar und Yingli Solar.