29.10.2026 – Ein Forschungsprojekt des iwe untersucht, welches der gängigen Agri-PV-Anlagenkonzepte am wirtschaftlichsten betrieben werden kann.
Im Zuge des Projekts des Instituts für Wasserstoff- und Energietechnik der Hochschule Hof (iwe) werden drei verschiedene Anlagenkonzepte am Standort Konradsreuth verglichen: eine klassische, nach Süden ausgerichtete Freiflächenanlage, ein vertikales bifaziales Ost-West-System sowie ein vertikal nachgeführtes System. Ein bifaziales Modul kann Sonnenlicht von beiden Seiten aufnehmen. Bei einem nachgeführten System verändert sich die Ausrichtung der Module abhängig von der Sonnenstrahlung. Das Team berücksichtigt neben der erzeugten Strommenge auch die realen Strommarktpreise und standortspezifischen Wetterdaten. Zusätzlich wurden verschiedene Batteriespeicherkonzepte untersucht.
Symbolbild: rbkelle / stock.adobe.com
Im Vergleich: Stromertrag und Wirtschaftlichkeit
Die Ergebnisse zeigen deutliche Unterschiede: Der höchste Energieertrag wurde bei dem nachgeführten System festgestellt. Wirtschaftlich schnitt jedoch das vertikale Ost-West-System am erfolgreichsten ab. Grund dafür ist das charakteristische Erzeugungsprofil. Statt eines besonders ausgeprägten Strommaximums zur Mittagszeit produziert die Anlage stärker in den Morgen- und Nachmittagsstunden. In diesen Zeitfenstern können höhere Preise am Strommarkt erzielt werden.
„Für die Planung künftiger Agri-PV-Anlagen bedeutet das: Wir sollten nicht nur Fragen, wie viele Kilowattstunden eine Anlage produziert. Ebenso wichtig ist, zu welchen Zeiten diese Kilowattstunden entstehen und wie sich das auf die Wirtschaftlichkeit auswirkt“, so Oliver Stark, Projektmitarbeiter vom iwe der Hochschule Hof.
Aus der Forschung in die Praxis
Die Simulationen sollen als Grundlage für entstehende Agri-PV-Anlage mit einer Leistung von 1 Megawatt-Peak (MWp) dienen.
Eine zentrale Erkenntnis des Projekts ist auch für andere Agri-PV-Vorhaben von Relevanz: Das „beste“ System kann nicht allein anhand des Energieertrags bestimmt werden. Auch die Flächennutzung, Wetterbedingungen, Strommarktpreise, technische Eigenschaften und mögliche Speicherkonzepte müssen einbezogen werden.
Standortspezifische Simulation können helfen, technische und wirtschaftliche Entscheidungen auf einer belastbaren Grundlage zu treffen, erklären Alfred Caspar und Sebastian Unglaub, Geschäftsführer der WiesenSonne Agri PV GmbH, die als Partner das Forschungsprojekt betreuen. Bis Juni 2027 soll das Forschungsprojekt noch andauern. (rp)