Das große Geld will Sicherheiten, und zwar in jeglicher Hinsicht. Entscheidend ist nicht allein der Wirkungsgrad der Solarmodule, sondern die so genannte Performance Ratio des ganzen Parks. Sie bezeichnet das Verhältnis aus tatsächlich erzeugter Strommenge zum theoretisch möglichen Ertrag am Standort. Gemeint ist der Wirkungsgrad des Kraftwerks, inklusive Verluste in den Modulen, in der Verkabelung und in den Wechselrichtern. Bei letzteren spielen die Wirkungsgrade eine ungleich gewichtigere Rolle als bei den Modulen. Denn gute Zentralwechselrichter setzen zwischen 95 und 96 Prozent des Gleichstroms aus den Solargeneratoren in Wechselstrom um – bei Spitzenlast.
Jedes Quäntchen zählt
Quergerechnet über den Tag, den Monat, das Jahr sind es zwischen 88 und 92 Prozent. Gelingt es, den Wirkungsgrad der Wechselrichter durch kluge Verschaltung in der Summe um drei Prozent zu erhöhen, erzielt ein Solarpark in den USA (ein Megawatt) innerhalb von zehn Jahren rund eine Million US-Dollar höhere Einnahmen.
Ein Solarkraftwerk mit einem Megawatt Leistung, das 2009 in Deutschland mit einer Performance Ratio von 75 Prozent ans Netz ging, liefert im Jahr rund 863 Megawattstunden Strom. Erhöht man
seine Performance auf 82,5 Prozent – was einem Zuwachs von zehn Prozent entspricht – wären es 949 Megawattstunden. Bei einem Einspeisetarif von 0,3194 Euro je Kilowattstunde entgeht dem Betreiber eine Differenz von 86 Megawattstunden, also rund 27.500 Euro. Anders ausgedrückt: Mit jedem Prozent weniger Performance Ratio gehen den Investoren über zwanzig Jahre gerechnet 55.000 Euro durch die Lappen. In Ländern mit höherer Sonneneinstrahlung wirken sich Effizienzverluste noch deutlicher aus: Im Süden der USA erzeugt jedes Watt Solarleistung rund 1800 Wattstunden im Jahr. Der Betreiber des Solarparks verkauft jedes Kilowatt für 0,2 US-Dollar an den örtlichen Versorger. Umgerechnet auf ein Megawatt Leistung macht jedes weitere Prozent in der Performance Ratio rund 85.000 Dollar Mehreinnahmen aus – bezogen auf zwanzig Jahre Laufzeit.
Deshalb rücken die Zentralwechselrichter in den Mittelpunkt des Interesses. Nach Erhebungen von „pv resources“ wurden 2008 weltweit rund 600 Kraftwerke mit mehr als einem Megawatt gebaut und ans Netz gebracht, etliche davon in mehreren Bauabschnitten. Solarparks mit mehr als einem Megawatt Leistung verfügen meist über mehrere große Zentralwechselrichter, die den Wechselstrom in einen oder mehrere Netzanschlusspunkte speisen. Alle Mittelspannungs-Wechselrichter müssen an eine zentrale Steuerung angeschlossen sein.
Zufahrt zum Einspeisepunkt
Außerdem braucht man eine Zufahrtsstraße, um die Solarstation am Einspeisepunkt aufzubauen. Verteilt man mehrere kleinere Umrichterstationen im Solarpark, kann man Verkabelung sparen. Zu lange Kupferkabel verursachen erhebliche elektrische Verluste: Bei ungünstiger Anlagenplanung können sie sich auf bis zu 2,5 Prozent summieren – höchstens ein Prozent ist akzeptabel. Dafür braucht man ausreichend große Kabelquerschnitte und möglichst kurze Längen. Soll heißen: Ein optimiertes Layout des Kraftwerks, in dem jeder Wechselrichter wie die Spinne in einem Teilnetz sitzt.
Um das Konzert der Wechselrichter bis zum Netz zu dirigieren, werden sie als Master und Slaves verschaltet. So können Zentralstationen mit zwei Megawatt Einspeiseleistung aus vier Wechselrichtern mit 500 Kilowatt bestehen. Bei geringer Einstrahlung speist zunächst nur ein Wechselrichter ins Netz ein. Der zweite Umrichter schaltet sich zu, wenn die Sonne langsam höher steigt. Um die Mittagszeit arbeiten vier Umrichter gleichzeitig.
Kleine Serien, viel Handarbeit
Zentralwechselrichter für große Solarparks werden in Kleinserien gefertigt, darin steckt viel Handarbeit. Deshalb lässt sich ihre Herstellung kaum automatisieren. In ihnen verbaut man armdicke Stromschienen aus gediegenem Kupfer. Die großen Drosseln für die Oberwellen (Sinusfilter) und die Transformatoren zum Anschluss an das Mittelspannungsnetz sind sehr teuer, ebenso die Leistungselektronik mit speziellen IGBT-Bauelementen. „Bei den großen Umrichtern bildet das Material den Löwenanteil der Kosten“, sagt Bodo Salz, Leiter des Fertigungszentrums von Emerson in Bad Hennef. Emerson ist seit November 2007 mit großen Wechselrichtern im Solargeschäft unterwegs, mit Leistungen zwischen 350 Kilowatt bis 1,6 Megawatt. „Seit 1990 sind unsere Wechselrichter um 75 Prozent preiswerter geworden, bei steigender Funktionalität“, berichtet Günther Cramer, Vorstandschef vom Marktführer SMA. „Bis 2015 wollen wir die Kosten um weitere 50 Prozent senken.“ Allein seit 2005 sind die Preise für Wechselrichter um rund 30 Prozent gefallen. Im Jahr 2020 werden sie mit rund 0,25 bis 0,30 US-Dollar je Watt Solarleistung zu Buche schlagen.
Der Markt der Zentralwechselrichter
ist hart umkämpft. Auf der Intersolar haben neben SMA auch alle anderen namhaften Hersteller neue Produkte speziell für Solarparks gezeigt. Ihr oberstes Ziel: Die Stromverluste in den Großgeräten zu senken. Der Knackpunkt bei den Großwechselrichtern ist die Lebensdauer. Während die Module auf 20 Jahre ausgelegt sind – neuerdings geben einige Hersteller eine Leistungsgarantie über 25 Jahre – muss man die Zentralwechselrichter spätestens nach zehn Jahren tauschen. Schon nach zwei Jahren wird die erste Wartung fällig. „Dabei muss man Verschleißteile durchsehen und gegebenenfalls austauschen“, erläutert Bodo Salz. „Wir bieten unseren Kunden entsprechende Wartungsverträge an.“ Ohne Wartung durch den Hersteller erlischt meist die zehnjährige Garantie, das ist Investoren oft nicht bewusst.
Ein fataler Ausfall
Mit möglicherweise fatalen Folgen: Denn wenn der Zentralwechselrichter sein Leben aushaucht, steht der ganze Solarpark auf Null. Zentralwechselrichter sind komplizierte und große Ungetüme, man tauscht sie nicht so einfach innerhalb eines Tages aus. Deshalb sind die Gewährleistung und der schnelle Austausch defekter Solarstationen essenziell.
Heiko Schwarzburger
