Schwimmende Solaranlagen: Warum Tracking den Ertrag pusht

Du siehst auf dem Wasser schwimmende Flächen, auf denen Solarmodule dicht an dicht liegen – diese Anlagen nutzen Stauseen, Baggerseen oder ruhige Küstengewässer, um Strom zu erzeugen, ohne zusätzliches Land zu beanspruchen. Auf den ersten Blick wirken sie wie normale Photovoltaik‑Felder, doch zwei Eigenschaften machen sie interessant: die Nähe zum Wasser verändert Modultemperatur und Reflexionen, und schwebende Strukturen erlauben neue Montagedesigns.

Betreiber fragen sich deshalb: Lohnt sich ein Tracker auf einer schwimmenden Anlage? Die Antwort ist nicht universell. Messungen und Simulationen zeigen, dass Tracking den Ertrag erhöhen kann – teils durch besseren Winkel zur Sonne, teils durch kombinierte Effekte mit bifacialen Modulen und Wasserkühlung. Gleichzeitig steigen technische Anforderungen, CAPEX und Wartungsaufwand. Dieser Text ordnet Befunde, nennt typische Größenordnungen aus Studien und Pilotprojekten und hilft, die richtige Perspektive für Praxisentscheidungen zu finden.

Schwimmende Solaranlagen bestehen aus Modulen, die auf Pontons, modularen Racks oder Membranflächen montiert sind. Anders als auf dem Dach oder dem Freifeld liegen sie direkt über einer Wasseroberfläche; das beeinflusst die Wärmesituation und die Lichtverhältnisse. Wasser kühlt die Umgebung, sodass Module oft etwas niedrigere Betriebstemperaturen erreichen, was den Wirkungsgrad verbessert. Außerdem kann Wasser Licht zurück zur Modulrückseite reflektieren – für bifacial‑Module ein zusätzlicher Ertragspunkt.

„Feldstudien und technische Reviews zeigen: Der Ertragsvorteil von Floating‑PV gegenüber bodengebundenen Anlagen liegt meist im unteren einstelligen Prozentbereich – außer wenn Tracking, bifacial und Kühlung zusammenwirken.“

Zur Praxis: Planer betrachten drei Gruppen von Effekten separat:

1) Temperatur‑Effekt: niedrigere Modultemperatur erhöht den Jahreswirkungsgrad; typische Zusatzgewinne liegen in Studien oft bei rund 2–6 % – abhängig von Klima und Systemdesign.

2) Bifacial‑Effekt: Rückseitengewinn durch Wasser‑Albedo oder gezielte Reflektoren; in günstigen Fällen ergänzende 2–13 % Jahresmehrertrag, stark abhängig von Reflexionsgrad und Modulaufbau.

3) Geometrische Anordnung: Reihenabstand, Neigung, Ausrichtung und elektrische Verschaltung beeinflussen, wie viel direkte Sonne Module einfangen. Diese Faktoren sind Basis für die Frage, ob Tracking zusätzlichen Nutzen bringt.

Wichtig: Viele hohe Effektangaben aus Literatur stammen aus Simulationen mit idealisierten Annahmen; echte, multijährige Feldmessungen sind seltener. Behörden und Fachreports wie IEA‑PVPS fordern deshalb standardisierte Messkampagnen, um Modelle zu validieren.

Wenn Zahlen gebraucht werden, empfiehlt sich ein Vergleich auf Jahresbasis (kWh/kWp) zwischen: fester Floating‑PV, Floating‑PV mit Tracking und bodengebundener Referenz; nur so lässt sich Attribution sauber vornehmen.

Tabelle (kurz, wenn Sie Zahlen bevorzugen) – Beispielwerte aus kombinierten Studien und Simulationen:

Tracking bedeutet, dass Module ihren Winkel zur Sonne ändern, um mehr direkte Einstrahlung einzufangen. Auf dem Wasser gibt es mehrere technische Ansätze: einfache einachsige Tracker, vertikale Tracker, azimuthale Systeme und anspruchsvolle dual‑axis‑Lösungen. Auf schwimmenden Systemen sind Mechanik, Mooring, Lagerung und Korrosionsschutz zentrale Herausforderungen.

Praktische Beispiele helfen beim Einordnen: Pilotprojekte in den USA und Großbritannien testen derzeit Tracker auf FPV. In Presseberichten nennen Betreiber Zuwächse von rund 10–27 % gegenüber festen Anlagen in ihren Projektreferenzen, oft kombiniert mit bifacialen Modulen. Solche Zahlen stammen teils aus Hersteller‑ oder Medienangaben; sie sind wertvoll als Indikator, aber sollten durch offizielle, multijährige Messdaten validiert werden.

Warum die Spannbreite so groß ist:

• Tracking‑Typ: Dual‑axis kann in Simulationen deutlich mehr bringen als simple Azimuth‑Tracker, kostet aber mehr und ist mechanisch aufwändiger.
• Modultyp: Bifacial‑Module heben den Nutzen, wenn Rückseiten reflektiertes Licht erhalten.
• Wellentopographie und Wind: In welligen oder windreichen Gewässern reduzieren Schwingungen die Genauigkeit und Lebensdauer bewegter Teile.

Technische Maßnahmen, die in Projekten diskutiert werden: korrosionsfeste Beschichtungen, redundante Moorings für Trackerplattformen, einfache automatische Parkstellungen bei Sturm sowie Fernüberwachung. Wartungskonzepte sind zentral: bewegte Teile auf Wasser benötigen andere Inspektionsintervalle als Land‑Tracker.

Für Planer gilt: Vor einer Entscheidung sollte eine detaillierte Jahresbilanz (kWh/kWp) simuliert und, wo möglich, mit lokalen Pilotmessungen abgeglichen werden. Herstellerangaben helfen beim Screening, ersetzt aber nicht das projektspezifische EyA/LCOE‑Rechnen.

Chancen sind klar: höherer jährlicher Energieertrag, besserer Flächennutzungsgrad, mögliche Kopplung mit Wasserspeichern oder bestehender Infrastruktur. Schwimmende Anlagen reduzieren Landkonflikte und können lokale Netze direkt beliefern. Tracking kann diesen Vorteil vergrößern, indem es Sonnenerträge in Tagesstunden verschiebt und damit den Eigenverbrauch für angeschlossene Verbraucher erhöht.

Risiken sind technischer und ökonomischer Natur. Mechanische Komplexität erhöht O&M‑Risiken und -Kosten; bewegte Teile in salzhaltiger oder stehender Wasserumgebung altern schneller. Mooring‑ und Kabelsysteme müssen robust und gut zugänglich sein; Reparaturen sind teurer als an Land. Studien und Reports (z. B. IEA‑PVPS 2025) verweisen auf eine CAPEX‑Prämie für FPV gegenüber klassischen Freilandanlagen und auf erhöhte OPEX für spezielle O&M‑Aufgaben.

Wirtschaftlichkeit konkret: Entscheidend ist das Delta in LCOE (Levelized Cost of Energy). Tracking erhöht Investitionskosten (CAPEX) für Aktuatoren, Lagerungen und Steuerung; wenn der Ertragszuwachs die zusätzlichen Kosten über die Projektlaufzeit nicht ausgleicht, sinkt die Bankability. In manchen Regionen rechnet sich Tracking bei großen Anlagen und hohen Sonnenscheindauern; in anderen nicht.

Eine nüchterne Entscheidungsregel: Berechne LCOE‑Delta (mit vs. ohne Tracker) auf Basis realistischer Jahresertragsdaten und führe Sensitivitätsläufe (±20 % CAPEX, ±10 % Ertrag). Achte besonders auf PLR (Performance Loss Rate) und Welleninduzierte Verluste: fehlende Langzeitdaten sind eine häufige Unsicherheit.

Wie könnte sich das Feld bis in die nächsten Jahre entwickeln? Drei Entwicklungen sind plausibel: bessere Standardisierung der Messdaten, stärkere Integration von bifacialen Modulen und robuste, kostengünstigere Tracking‑Konzepte für FPV. Berichte von Fachorganisationen verlangen standardisierte Monitoring‑Protokolle, weil viele Simulationsergebnisse ohne Feldvalidierung bleiben.

Auf Marktseite steigt das Interesse an FPV in Regionen mit Knappheit an freiem Land. IEA‑PVPS nannte Ende 2023 eine kumulierte FPV‑Kapazität im GW‑Bereich und fordert mehr Felddaten zur Bankability. Händler und Projektierer werden in den nächsten Jahren kombinierte Angebote prüfen: floating + bifacial + einfacher Tracker versus größere, fest installierte FPV‑Flächen ohne Mechanik.

Für Entscheider heißt das konkret: klein anfangen, messen, lernen. Pilotfelder mit standardisiertem Logging (POA‑Irradianz, Modultemperatur, Leistung, Wind/Wellendaten) liefern die wichtigste Entscheidungsgrundlage. Ohne verlässliche Jahresbilanz bleibt jede Prognose unsicher. Interne Erfahrungswerte aus ähnlichen Projekten helfen, aber ersetzen keine projektspezifische Sensitivitätsanalyse.

Praktischer Tipp: Vergleiche Referenzfälle – zum Beispiel feste Floating‑PV vs. Floating‑PV mit 1‑axis Tracker und ggf. bifacialen Modulen – und rechne das LCOE‑Delta. Lenke Fördermittel und Pilotförderung gezielt auf offene Monitoring‑Daten; das verbessert die Bankability für spätere Großprojekte.

Tracking kann den Ertrag schwimmender Solaranlagen deutlich steigern, doch die Spannbreite der berichteten Mehrerträge ist groß: von moderaten, einstelligen Prozenten bis zu zweistelligen Zuwächsen in kombinierten Szenarien mit bifacialen Modulen und idealisierten Annahmen. Wichtiger als einzelne Prozentzahlen ist die methodische Vorsicht: valide Entscheidungen beruhen auf Jahresmessdaten, getrennten Attributionen (Tracking vs. Kühlung vs. bifacial) und projektspezifischen LCOE‑Berechnungen.

Betreiber sollten Pilotmessungen priorisieren, robuste Wartungskonzepte planen und ökonomische Sensitivitäten durchspielen. Technische Lösungen existieren, aber sie bringen zusätzliche Komplexität, die gegen erwartete Ertragsgewinne aufgerechnet werden muss.