Experimenteller Leistungsvergleich von fixen und einachsigen Unterfeldern in einem großflächigen Photovoltaik‑Freifeldkraftwerk

Warum diese Solarstudie wichtig ist

Während immer mehr Länder die Sonne zur Stromversorgung von Haushalten und Städten nutzen, wird eine grundlegende Frage entscheidend: Wie sollten Solarmodule in der Praxis angeordnet werden, um möglichst viel Elektrizität herauszuholen? Diese Studie untersucht diese Frage in einem großen Solarkraftwerk in der Wüste Algeriens und vergleicht fest installierte Module mit Modulen, die der Sonne folgen. Die Ergebnisse zeigen, wie man Solarfarmen in heißen, sonnigen Regionen besser planen kann, in denen jeder zusätzliche Prozentsatz Energie zählt.

Ein Wüstenkraftwerk als Labor unter Realbedingungen

Die Untersuchungen fanden in einem 1,1‑Megawatt‑Solarkraftwerk in der Nähe von Ghardaïa, am Rand der Sahara, statt. Dort ist das Sonnenlicht intensiv, die Bedingungen jedoch rau: Im Sommer können Lufttemperaturen bis nahe 50 °C steigen, Winde tragen feinen Sand, und die Luftfeuchte schwankt von sehr trockenen Nachmittagen bis zu feuchten Morgenstunden. Innerhalb der Anlage konzentrierte sich das Team auf vier Unterfelder von je etwa 100 Kilowatt, alle um 30 Grad geneigt und nach Süden ausgerichtet. Zwei Unterfelder nutzten monokristalline Silizium‑Module, zwei polykristalline. Jeweils eines der Felder pro Material war auf festen Gestellen montiert, das jeweils andere auf einachsigen Nachführern, die sich ost‑westlich drehen, um der Sonne zu folgen.

Die Sonne und die Module über die Jahreszeiten beobachten

Statt sich nur auf Simulationen zu verlassen, maßen die Forschenden, was tatsächlich auf dem Feld geschah. An vier Tagen im Jahr 2016 — jeweils ein Tag im Winter, Frühling, Sommer und Herbst — erfassten sie die Leistung jedes Unterfelds alle vier Minuten von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang. Gleichzeitig zeichnete eine Wetterstation auf dem Dach des Kontrollraums Sonneneinstrahlung, Lufttemperatur, Modultemperatur, Windgeschwindigkeit und Luftfeuchte auf. Das Team testete außerdem ein bekanntes mathematisches Modell der Sonneneinstrahlung auf geneigten Flächen und prüfte, ob es mit lokalen geografischen und atmosphärischen Daten den einfallenden Solarstrom genau vorhersagen kann. Die Modellvorhersagen stimmten eng mit den Messungen überein, besonders im Sommer und Herbst, und bestätigten damit, dass das Modell verlässlich die verfügbare Einstrahlung in dieser Region schätzen kann, wenn dedizierte Sensoren fehlen.

Fixe Module versus sonnennachführende Module

Die Leistungskennlinien zeigten, wie sich die verschiedenen Anordnungen über einen typischen Tag verhalten. An einem klaren Frühlingstag erreichte das fixe monokristalline Feld kurzzeitig die höchste Spitzenleistung — etwa 96 Kilowatt — geringfügig mehr als sein nachgeführtes Pendant, weil die Bedingungen zur Mittagszeit seine genaue Ausrichtung begünstigten. Betrachtete das Team jedoch den gesamten Tag statt des momentanen Spitzenwerts, änderte sich das Bild. Über alle vier Jahreszeiten hinweg erzeugten die Nachführsysteme im Mittel mehr Leistung und mehr tägliche Energie als die fixen Systeme. Im Sommer lieferte das einachsige monokristalline Unterfeld etwa 19 % mehr mittlere Leistung als sein festes Gegenstück, und das nachgeführte polykristalline Feld gewann etwa 21 % gegenüber dem fixen Pendant. Die tägliche Energie folgte demselben Muster: Am Testtag im Juli erreichten die nachgeführten Felder etwa 788 und 715 Kilowattstunden und lagen damit deutlich über den fixen Feldern, die unter 640 bzw. 560 Kilowattstunden blieben.

Wie das Wetter die Solarleistung prägt

Da jede Messung mit Wetterdaten verknüpft war, konnte die Studie herausarbeiten, wie die Natur die Anlage unterstützt oder behindert. Stärkere Sonneneinstrahlung erhöhte erwartungsgemäß die Leistung, und die Nachführfelder erfassten mehr davon, weil ihre Flächen im Tagesverlauf besser auf die Sonne ausgerichtet blieben, insbesondere morgens und am späten Nachmittag. Die Temperaturen, die Solarplaner häufig Sorgen bereiten, lagen meist nahe dem bevorzugten Bereich der Module, sodass Effizienzverluste moderat blieben; am heißesten Sommertag fielen hohe Temperaturen und starke Einstrahlung zusammen mit den größten Leistungsgewinnen für die Nachführsysteme. Der Wind erwies sich als stiller Helfer: Brisen kühlten die Module und bliesen mitunter Staub weg, was die Leistung verbesserte, während hohe Luftfeuchte und Wolken im Winter und Herbst die Leistung reduzierten, indem sie das Licht dämpften und Feuchtigkeit auf Moduloberflächen kondensieren ließen.

Das Tracking‑Vorteil numerisch fassen

Um den Vergleich zu verdeutlichen, berechneten die Forschenden einen „Ergänzungsprozentsatz“, der zeigt, wie viel zusätzliche mittlere Leistung die Nachführfelder gegenüber fixen Feldern desselben Modultyps erzeugten. Selbst an den ungünstigeren Testtagen im Winter und Herbst steigerte die einachsige Nachführung die monokristalline Leistung um etwa 3–9 % und die polykristalline um ungefähr 12 %. Bei den sonnenreicheren Tests im Frühling und Sommer erreichten die Zugewinne etwa 10–19 % für monokristalline Module und 20–21 % für polykristalline. Insgesamt zeigte das nachgeführte polykristalline Feld etwas größere prozentuale Zuwächse, während das nachgeführte monokristalline Feld die höchste absolute Tagesenergie lieferte.

Was das für zukünftige Solarfarmen bedeutet

Für Leser, die über die Zukunft sauberer Energie nachdenken, ist die Schlussfolgerung klar: In heißen, sonnigen Wüsten wie im Süden Algeriens kann die Montage von Solarmodulen auf einfachen ost‑west‑Nachführsystemen die Stromerzeugung pro installierter Leistung spürbar erhöhen. Die Studie zeigt, dass diese Tracker nicht nur die Leistung über den Tag ausgleichen, sondern sich auch gut an lokale Wetterverhältnisse anpassen und so die starke Sommerstrahlung und kühlende Winde besser nutzen. Die Autorinnen und Autoren kommen zu dem Schluss, dass einachsige Nachführung — insbesondere mit robusten polykristallinen Modulen — eine attraktive Option für großflächige Solarfarmen in saharischen Klimaten darstellt und dass verlässliche Einstrahlungsmodelle bei der Auslegung solcher Systeme helfen können, selbst dort, wo detaillierte Messungen knapp sind.

Zitation: Abderraouf, B., Lakhdar, L.M., Abdelkader, B. et al. Experimental performance comparison of fixed and single-axis subfields in a large-scale outdoor photovoltaic power plant. Sci Rep 16, 12293 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-41570-8

Schlüsselwörter: Solar-Tracking, Photovoltaik-Kraftwerk, Wüstensolarenergie, monokristalline und polykristalline Module, Solarstrahlungsmodellierung