Verschattung ist eine der bedeutendsten und am meisten unterschätzten Quellen für Energieausbeuteverluste bei Solarprojekten. Ein einzelnes Hindernis, das 5 % eines Arrays abdeckt, kann zu einem Produktionsverlust von 15–25 % führen, wenn die String-Architektur nicht richtig ausgelegt ist. Eine genaue Verschattungsanalyse ist nicht optional – sie ist eine Voraussetzung für eine zuverlässige Energiemodellierung, bankfähige Leistungsgarantien und korrekte Bespannungsentscheidungen.
Arten von Verschattungsverlusten
Verluste durch Sonnenschutz lassen sich in zwei Kategorien einteilen:
- Nahverschattung (architektonische Verschattung): Verschattung durch Objekte in unmittelbarer Nähe der Anlage – Brüstungen, Dachgeräte, Schornsteine, angrenzende Gebäude, Bäume. Diese erzeugen geometrische Schatten, die sich mit der Bewegung der Sonne über das Array bewegen. Nahverschattungsverluste betragen bei städtischen Gewerbedächern typischerweise 2–15 %.
- Fernschattierung (Horizontschattierung): Schatten durch entfernte Hindernisse – Berge, Wälder, Hochhäuser am Horizont. Die starke Verschattung betrifft nur niedrige Sonneneinstrahlungswinkel (früher Morgen, später Nachmittag) und beträgt für die meisten Standorte typischerweise 0,5–3 %.
Zusätzlich:
- Selbstverschattung (reihenweise Beschattung): Schattenwurf einer Paneelreihe auf die nächste Reihe dahinter. Dies ist der primäre Verschattungsverlust bei Freiland- und Flachdachsystemen mit geringer Neigung und wird durch den Reihenabstand (Verhältnis von Neigung zu Höhe) gesteuert. Siehe unseren Artikel über Verschattungsverluste bei der Reihenanordnung für detaillierte Methodik.
- Modulfehlanpassung durch Teilverschattung: Wenn ein Schatten einen Teil einer Zeichenfolge bedeckt, werden die schattierten Zellen zu einem Stromengpass. Ohne ordnungsgemäß funktionierende Bypass-Dioden fällt die gesamte String-Leistung ab. MLPE (Module-Level Power Electronics) reduziert diesen Effekt deutlich.
Methodik der Schattierungsanalyse
Ein strenger Near-Shading-Analyseprozess:
- 3D-Modell der Website: Gebäudegeometrie, Hindernisse und vorgeschlagene Anordnung in die Simulationssoftware importieren; Überprüfen Sie das Modell anhand von Standortmessungen oder LiDAR-Daten
- Beschattungsobjekte definieren: Brüstungshöhen, HVAC-Einheiten, Oberlichter, Schornsteine – umfassen alle Objekte oberhalb der Array-Ebene im Umkreis von ca. 100 m
- Bestrahlungsstärkekarte ausführen: Berechnen Sie die jährliche Bestrahlungsstärke (kWh/m²) an jedem Punkt auf der Array-Ebene und berücksichtigen Sie dabei die direkte, diffuse und reflektierte Bestrahlungsstärke, die durch abschattende Objekte blockiert wird
- Elektrische Verschattungsverluste anwenden: Berücksichtigen Sie die Spannungsreduzierung auf String-Ebene durch Teilverschattung. Dies erfordert die Definition des String-Layouts im Modell
- Vergleichen Sie den Verschattungsverlust mit und ohne MLPE: Quantifizieren Sie den Nutzen des Hinzufügens von Optimierern oder Mikrowechselrichtern zu Strings, die von der Verschattung betroffen sind
PVsyst vs. HelioScope vs. Aurora Solar
| Funktion | PVsyst 7.x | HelioScope | Aurora Solar |
|---|---|---|---|
| Primärer Anwendungsfall | Ingenieur-/bankfähiges Studium | Vertrieb + Technik | Vertriebs- und Designautomatisierung |
| 3D-Schattierungsmodell | Detaillierte (parametrisierte Objekte) | Google Maps/LiDAR-Import | LiDAR + Google Maps + Luftbilder |
| MLPE-Modellierung | Über Modul-Mismatch-Faktor | String + MLPE-Modus | Simulation auf Modulebene |
| Wetterdaten | Meteonorm, NASA SSE, kundenspezifisches TMY | NREL, Solargis, benutzerdefiniert | NREL, Solargis |
| Bankfähigkeit | Branchenstandard für Kreditgeber | Wird von den meisten Kreditgebern akzeptiert | Wachsende Akzeptanz |
| Lernkurve | Hoch (3–6 Monate bis zur Beherrschung) | Niedrig–Mittel (Tage) | Sehr niedrig (Stunden) |
| Preis (ca.) | ~1.500 $/Jahr | ~2.000–5.000 $/Jahr | ~3.000–8.000 $/Jahr |
| Am besten für | Versorgungsunternehmen / Ingenieurbüros | Kommerzieller C&I-Verkauf | Vertriebsteams für Wohnimmobilien und C&I |
PVsyst: Industriestandard für bankfähige Studien
PVsyst bleibt das Referenztool für bankfähige Energiebewertungen. Kreditgeber und unabhängige Ingenieure akzeptieren PVsyst-Berichte, da die Einstrahlungsmodelle, das Verlustfaktor-Framework und die Simulations-Engine des Tools gut dokumentiert und überprüfbar sind. Hauptstärken:
- Detaillierte Verlustkaskade (Horizont, Nahverschattung, IAM, Verschmutzung, Fehlanpassung, Verkabelung, Wechselrichter), wobei jeder Verlust separat quantifiziert wird
- Monte-Carlo-Unsicherheitsanalyse für P50/P90-Produktionsschätzungen
- Umfangreiche Wechselrichter- und Moduldatenbank
- Kann die bifaziale Rückseitenverstärkung mit Albedo-Eingängen modellieren
Einschränkungen: steile Lernkurve; Die 3D-Hindernismodellierung ist parametrisiert (manuell definierte Formen) und nicht LiDAR-basiert. weniger geeignet für schnelle Verkaufsvorschläge.
Schattierungsverlustschwellen und Designentscheidungen
Als Faustregel gelten Schwellenwerte für Entwurfsentscheidungen auf der Grundlage einer Schattierungsanalyse:
- <2 % Nahverschattungsverlust: keine besonderen Maßnahmen erforderlich; Standard-Strangwechselrichter akzeptabel
- 2–5 % Nahverschattungsverlust: Erwägen Sie MLPE (Optimierer) für betroffene Zeichenfolgen. Überprüfen Sie die Saitenausrichtung
- 5–15 % Nahverschattungsverlust: MLPE wird dringend empfohlen; Neugestaltung des String-Layouts, um schattierte und nicht schattierte Module auf separaten Strings zu belassen
- >15 % Nahverschattungsverlust: Array-Layout überdenken; In einigen Zonen ist die Besiedlung möglicherweise unwirtschaftlich