Schwimmende Solarparks: Wie Tracker mehr Strom holen

Viele kennen Photovoltaik‑Anlagen auf Dächern oder Feldern; immer häufiger entstehen aber auch Parks auf Seen, Stauseen oder Rückhaltebecken. Schwimmende Solarparks schaffen Platz auf Gewässern und beeinflussen die physikalischen Bedingungen der Module: Wasser kühlt, reflektiert Licht und reduziert Staubablagerung. Das erzeugt oft höhere Erträge pro installiertem Modul. Gleichzeitig erhöht die Integration beweglicher Systeme wie Tracker die mechanische und wirtschaftliche Komplexität.

Für Betreiber und Entscheider stellt sich deshalb die Frage: Lohnt sich der Einsatz von Trackern auf dem Wasser, oder reichen fixe Ponton‑Arrays? Diese Einleitung bereitet die wichtigsten Aspekte vor: physikalische Mechanismen, technische Umsetzungen, typische Ertragszahlen und die wirtschaftliche Abwägung.

Der wichtigste physikalische Effekt ist die niedrigere Modultemperatur. Solarzellen verlieren ein Stück Wirkungsgrad, wenn sie wärmer werden; Wasser unter den Modulen wirkt wie ein Kühlkörper und kann die Rückseiten‑Temperatur typischerweise um etwa 2 – 5 °C reduzieren. Das kann zu einem jährlichen Mehrertrag von rund 1 – 5 % führen, je nach Klima und Montagehöhe. Diese Angaben stammen aus Übersichtsarbeiten und Feldstudien; einige zentrale Berichte sind älter als zwei Jahre und werden entsprechend gekennzeichnet, bleiben aber relevant für das Verständnis grundlegender Effekte.

Ein zweiter Effekt ist die Lichtreflexion (Albedo) der Wasseroberfläche. Besonders bifaciale Module, die Licht auch von der Rückseite nutzen, profitieren von reflektiertem Strahlungsanteil: unter günstigen Bedingungen können bifaciale Module zusätzlich einige Prozentpunkte Energie gewinnen. In der Literatur addieren sich Kühlung und Bifacial‑Effekt zu typischen kombinierten Zuwächsen von etwa 6 – 20 % in optimierten Konfigurationen (bei realen Projekten sind konservativere Werte üblich).

Studien zeigen: Kleine Feldmessungen berichten Ausreißer mit deutlich höheren Werten, systematische Reviews korrigieren solche Ausreißer meist nach unten.

Damit die Effekte praktisch wirken, spielen Montagehöhe, Abstand der Module, Wassertrübung und lokale Wind‑/Wellenbedingungen eine große Rolle. Eine zu geringe Montagehöhe mindert Luftzirkulation; zu großer Abstand reduziert die Packungsdichte und damit die installierte Leistung pro Fläche. Projektplaner müssen diese Parameter ausbalancieren.

Wenn Zahlen in strukturierter Form helfen, zeigt die kleine Tabelle typische Größenordnungen und ihre Bedeutung.

Ein Tracker ist eine mechanische Vorrichtung, die Solarmodule im Tagesverlauf der Sonne nachführt. Ein einachsiger Tracker dreht Module entlang einer Achse (häufig Ost‑West), ein zweiachsiger Tracker richtet zusätzlich die Neigung nach. Trackers erhöhen die Sonneneinstrahlung aufs Modul über den Tag und können den Ertrag deutlich steigern. Auf dem Wasser wirkt derselbe Mechanismus, trifft jedoch auf neue Herausforderungen: Wellenbewegung, wechselnde Mooring‑Lasten und stärkere Korrosionsbelastung.

Bifaciale Module unterscheiden sich dahingehend, dass sie Licht auf Vorder‑ und Rückseite nutzen. Auf Wasser ist die rückwärtige Bestrahlung durch Reflexion oft höher als an Land; zusammen mit Trackern können bifaciale Module besonders gut abschneiden, weil sie mehr diffuses und reflektiertes Licht einfangen.

Technisch bedeutet das für floating‑Tracker: Pontons müssen stabil genug sein, um Rotationsbewegungen zu ermöglichen, ohne dass die Mooring‑Leinen unkontrollierbar werden. Mechanische Gelenke und Lagerstellen brauchen speziellen Korrosionsschutz und Dichtungssysteme. Außerdem sind elektrische Leitungen, Wechselrichter und Antriebe wetter‑ und wasserfest auszulegen; Wartung kostet auf Wasserflächen mehr Zeit und Geld als an Land.

Kurz: Tracker bringen ein ertragssteigerndes Potenzial, verlangen aber robuste Konstruktionen. In vielen Fällen wird einachsiges Tracking als praktikabler Kompromiss gesehen: der Ertragsgewinn ist hoch genug, um die Mehrkosten unter bestimmten Bedingungen zu rechtfertigen, während die mechanische Komplexität überschaubarer bleibt als bei zweiachsigen Systemen.

Konkrete, langjährige Felddaten für floating‑Tracker sind noch begrenzt. Viele Studien bis 2024 basieren auf Modellrechnungen oder kurzen Pilotmessreihen; das schränkt die Aussagekraft über Lebensdauer, Degradation und Wartungskosten ein. Einige Feldprojekte meldeten jedoch positive Effekte durch Kühlung und geringere Verschmutzung.

Ein typischer Stolperstein sind dynamische Lasten: Wellen können Punktlasten an Ponton‑Verbindungen und Trackerlager erzeugen, die sich zyklisch wiederholen. Solche Lasten führen zu Materialermüdung, wenn sie nicht gezielt berücksichtigt werden. Mooring‑Konzepte müssen so ausgelegt sein, dass sie bei starken Wind‑ und Wellenereignissen nicht zu unerwarteten Schwingungen führen.

Ein weiteres Thema ist der Korrosionsschutz. Salzhaltige Luft oder Spritzwasser beschleunigen Verschleiß an beweglichen Teilen. Hier helfen spezielle Legierungen, Beschichtungen und regelmäßige Inspektionen. Auch die Zugänglichkeit für Wartungsteams beeinflusst die OPEX: Entferntere Standorte oder große Seen erfordern oft Bootseinsätze, was Kosten und Verzögerungen erhöht.

Mess‑ und Vergleichsprobleme spielen eine Rolle: Unterschiedliche Studien messen nicht dieselben Parameter. Um das reale Potenzial von Trackern zu bestimmen, sind standardisierte Messprotokolle nötig (z. B. hintere Einstrahlungsmessung, modulnahe Temperatur, SCADA‑Logs). Ohne solche Daten bleiben Prognosen und Modellannahmen mit Unsicherheit behaftet.

Wirtschaftlich hängt die Frage nach Trackern maßgeblich von drei Faktoren ab: dem lokalen Strompreis, der erwarteten Ertragssteigerung und den zusätzlichen Invest‑ sowie Betriebskosten. Studien zeigen, dass Trackers die CAPEX um typischerweise etwa 10 – 20 % erhöhen können; der Break‑even ist dann erreicht, wenn der Mehrertrag die Mehrkosten und das erhöhte Wartungsrisiko ausgleicht.

In Regionen mit hoher Sonneneinstrahlung und geringem Verschmutzungsgrad sind die Relativgewinne durch Tracker und bifaciale Module größer. In kühleren oder stark bewölkten Regionen reduziert sich der Vorteil, weil der Kühlvorteil kleiner ist und diffuse Strahlung das Tracking weniger belohnt.

Aus der Praxis ergeben sich einige Empfehlungen: Vor Großprojekten sind Pilotmessreihen über mindestens 12 Monate sinnvoll, um saisonale Effekte und Degradation zu erfassen. Zudem sollten LCOE‑Sensitivitätsrechnungen (mit konservativen, mittleren und optimistischen Ertragsszenarien) Kernbestandteil der Entscheidungsfindung sein. Technisch ist einachsiges Tracking oft das wirtschaftlichere Einstiegsdesign; zweiachsige Systeme rechtfertigen sich nur bei sehr hohen spezifischen Stromerlösen oder klarer Forschungsausrichtung.

Schließlich bleibt das Risiko regulatorischer Auflagen und Eingriffe in Ökosysteme. Schwimmende Anlagen verändern Schatten, Wassertemperaturen und ggf. die Nutzung von Seen; konstruktive Umweltprüfungen sollten deshalb früh eingebunden werden.

Schwimmende Solarparks liefern in vielen Fällen mehr Strom als vergleichbare Anlagen an Land. Entscheidend sind kühlende Effekte, die erhöhte Rückseitenbestrahlung für bifaciale Module und die Möglichkeit, Tracker einzusetzen. Tracker können den Tagesertrag deutlich steigern, bringen aber zusätzliche mechanische und wirtschaftliche Komplexität. Realistische Entscheidungen brauchen lokale Messdaten, standardisierte Monitoring‑Protokolle und eine sorgfältige LCOE‑Analyse. Für viele Projekte lohnt sich ein pragmatischer Weg: Pilotphase mit einachsigem Tracking und bifacialen Modulen, anschließende Skalierung nach belegten Messwerten.