In der europäischen Photovoltaikdiskussion wird die installierte Leistung häufig als zentraler Maßstab für Projektgröße und Fortschritt hervorgehoben. Die Modulleistung selbst – obwohl ein grundlegender Parameter – wird dagegen oft lediglich als unterschiedliche Möglichkeit zur Erreichung eines Kapazitätsziels betrachtet und nicht als eigenständige Entscheidungsvariable.
Ist die installierte Leistung jedoch einmal festgelegt, beschränkt sich die Wahl der Modulleistung nicht auf eine reine Mengenfrage. Unterschiedliche Leistungsklassen führen zu verschiedenen Layoutansätzen, Systemstrukturen und Anpassungsfähigkeiten an reale Einstrahlungsbedingungen – Unterschiede, die sich häufig erst im Betrieb deutlich zeigen.
Inhalt:
- Warum führen identische installierte Leistungen zu unterschiedlichen Systemergebnissen?
- Warum werden Hochleistungsmodule in Europa zunehmend eingesetzt?
- Warum setzen viele Systeme weiterhin auf mehr Niedrigleistungsmodule?
- Modulleistungswahl: Die Antwort hängt von den Systembedingungen ab
1. Warum führen identische installierte Leistungen zu unterschiedlichen Systemergebnissen?
In gewerblichen Photovoltaikprojekten ist die installierte Leistung in der Regel der erste festgelegte Parameter.
Ob 300 kW, 500 kW oder 1 MW – sobald das Leistungsziel definiert ist, wird die Modulauswahl häufig auf eine scheinbar einfache Frage reduziert:
Soll die Zielkapazität mit weniger Hochleistungsmodulen oder mit mehr Niedrigleistungsmodulen erreicht werden?
In der Praxis entstehen jedoch viele systemrelevante Unterschiede genau in dieser Phase – oft unauffällig, aber mit langfristiger Wirkung.
1.1 Unterschiede beginnen bereits in der Anfangsphase
Als Beispiel dient ein typisches europäisches C&I-Dachprojekt mit einer Zielleistung von 500 kW auf einem Betondach mit Lichtkuppeln und Technikzonen.
- Bei Modulen mit rund 700 W werden etwas über 700 Module benötigt
- Bei Modulen mit rund 500 W steigt die Modulanzahl auf nahezu 1.000 Module
Aus Sicht der installierten Leistung sind beide Varianten identisch. Die physische Systemausprägung unterscheidet sich jedoch bereits deutlich.
Der Einfluss der Modulleistung zeigt sich zunächst nicht in der Energieerzeugung, sondern in Modulanzahl, Einzelmodulgröße und der Teilbarkeit der Arrays.
1.2 Unterschiede in Layout und Systemstruktur
In der Entwurfsphase sind die Unterschiede in der theoretischen Energieerzeugung gering; beide Varianten erfüllen die Anforderungen an Netzanschluss und Leistung.
Die tatsächlichen Abweichungen entstehen auf der Layout- und Strukturebene.
In Variante A erfordern größere Module zusammenhängende, möglichst ununterbrochene Dachflächen. Treffen sie auf Lichtkuppeln, Sperrzonen oder unregelmäßige Dachkanten, muss das Array häufig als Ganzes verschoben oder angepasst werden – teils zulasten nutzbarer Fläche.
In Variante B ermöglichen kleinere Module bei höherer Stückzahl eine stärkere Unterteilung in unabhängige Teilarrays. Hindernisse lassen sich leichter umgehen, und die Dachgeometrie kann flexibler genutzt werden. Diese Unterschiede sind in der Planungszeichnung oft kaum sichtbar, treten jedoch bei Absteckung und Montage vor Ort deutlich hervor.
1.3 Systemverluste sind nicht gleichmäßig verteilt
In europäischen C&I-Dachanlagen entstehen Systemverluste in der Regel nicht gleichmäßig, sondern konzentrieren sich auf wenige Faktoren:
- Array-Mismatch durch lokale Verschattung
- Unterschiede in der Einstrahlungsnutzung aufgrund variierender Neigung oder Ausrichtung
- Auswirkungen der Teilarray-Struktur auf den Arbeitsbereich der Wechselrichter
In Systemen mit weniger Modulen und stärker gebündelten Arrays führt eine Verschattung einzelner Bereiche häufig zu einem höheren Anteil betroffener Leistung.
Bei Systemen mit mehr Modulen und stärker segmentierten Arrays wird der Einfluss einzelner Verschattungsereignisse hingegen auf das Gesamtsystem verteilt.
Daher sind Unterschiede im Jahresertrag bei gleicher installierter Leistung meist weniger auf die Leistung einzelner Module zurückzuführen, sondern auf die Toleranz des Systems gegenüber nicht idealen Einstrahlungsbedingungen.
2. Warum werden Hochleistungsmodule in Europa zunehmend eingesetzt?
In den letzten Jahren haben sich Hochleistungsmodule mit hohen Nennleistungen (typischerweise 600–800 W) im europäischen C&I-PV-Markt zunehmend als eine der gängigen Optionen etabliert. Dieser Trend ist nicht allein auf steigende Modulleistungen zurückzuführen, sondern auf das Zusammenspiel mehrerer markt- und technologiegetriebener Faktoren.
2.1 Begrenzte Dachflächen fördern höhere Modulleistungen
In europäischen gewerblichen und industriellen PV-Projekten ist die für Photovoltaik verfügbare Dachfläche meist klar begrenzt.
Unabhängig davon, ob es sich um die Nachrüstung bestehender Gebäude oder um Neubauten handelt, setzen Dachkonstruktion, Tragfähigkeit und funktionale Zonierung dem installierbaren Flächenumfang enge Grenzen.
Vor diesem Hintergrund stellt die Erhöhung der Leistung pro Modul eine direkte Möglichkeit dar, die installierte Leistung pro Quadratmeter zu steigern und höhere Kapazitätsziele zu erreichen. Diese Entwicklung basiert nicht allein auf größeren Modulabmessungen, sondern auf der zunehmenden Reife neuer Zelltechnologien wie n-Typ-Zellarchitekturen und TOPCon. Bei Projekten mit zusammenhängenden, regelmäßig strukturierten Dachflächen lassen sich mit Hochleistungsmodulen höhere Anlagenleistungen auf begrenzter Fläche realisieren – ein zentraler Grund für ihre wachsende Verbreitung in Europa.
2.2 Geringere Modulanzahl reduziert die Systemkomplexität
Ab einer Projektgröße von mehreren hundert Kilowatt bis in den Megawattbereich wird die Modulanzahl selbst zu einem wesentlichen Faktor für die Systemkomplexität.
Bei gleicher installierter Leistung führt der Einsatz leistungsstärkerer Module in der Regel zu einer Reduktion der Modulanzahl um etwa 20–30 %. Diese Verringerung wirkt sich auf verschiedene Systemebenen aus:
- Anzahl der Unterkonstruktionen und Befestigungspunkte
- DC-seitige Verkabelung und String- bzw. Sammelstrukturen
- Montageabläufe und Baustellenorganisation
- Fehlerlokalisierung und Wartungswege im Betrieb
Sind die Dachbedingungen vergleichsweise günstig, ermöglicht eine geringere Modulanzahl klarere Systemstrukturen und stärker gebündelte Layouts – ein Vorteil insbesondere für Projekte, die auf Standardisierung und skalierbare Umsetzung abzielen.
2.3 Investoren bevorzugen planbare Umsetzungsprozesse
Aus Sicht von Investoren und Projektmanagement verschieben sich im europäischen Markt die Bewertungskriterien für PV-Projekte zunehmend.
In vielen C&I-Projekten steht nicht mehr allein der theoretische Energieertrag im Fokus, sondern verstärkt folgende Aspekte:
- Klarheit der Systemstruktur
- Bewertbarkeit des Anlagenkonzepts
- Vorhersehbarkeit von Bau- und Betriebsprozessen
Unter geeigneten Dachbedingungen ermöglichen die stärker zentralisierten Layouts von Hochleistungsmodulen Systeme mit einheitlichen Parametern und klaren Abgrenzungen. In einigen Märkten schlägt sich dies in der Praxis in niedrigeren Installationskosten pro Watt (€/Wp) nieder – insbesondere in Regionen mit hohen Arbeitskosten.
Diese Planbarkeit reduziert Unsicherheiten in Bewertung und Umsetzung und erhöht damit die Akzeptanz bei Investoren und Projektverantwortlichen.
2.4 Verbesserte Stabilität der Lieferketten
Obwohl Module mit niedrigerer oder mittlerer Leistung im europäischen Markt eine längere Historie haben, haben sich Verfügbarkeit und Liefersicherheit von Hochleistungsmodulen in den letzten Jahren deutlich verbessert.
Im Leistungsbereich von 600–800 W haben sich zunehmend stabilere Produktspezifikationen und Lieferstrukturen herausgebildet. In Bezug auf Leistungsklassen, Modulabmessungen und Systemkompatibilität entstehen marktweit Produktkombinationen, die eine langfristige Verfügbarkeit und reproduzierbare Lieferung ermöglichen.
Diese gestiegene Lieferkettenstabilität hat dazu geführt, dass Hochleistungsmodule nicht mehr nur in einzelnen Pilotprojekten eingesetzt werden, sondern als wiederholbare Systemoption in einer wachsenden Zahl von C&I-Anwendungen etabliert sind – ein weiterer Grund für ihre zunehmende Präsenz im europäischen Markt.
3. Warum entscheiden sich viele Systeme weiterhin für mehr Module mit niedrigerer Leistung?
Obwohl Hochleistungsmodule in europäischen C&I-PV-Projekten zunehmend eingesetzt werden, gibt es weiterhin zahlreiche Anlagen, die dieselbe installierte Leistung mit einer größeren Anzahl von Modulen mit niedrigerer oder mittlerer Leistung realisieren. Dies ist weder ein Zeichen von Marktverzögerung noch von technischer Zurückhaltung, sondern eine rationale Entscheidung, die sich aus den jeweiligen Projektbedingungen ergibt.
3.1 Dachbedingungen sind nicht immer regelmäßig und zusammenhängend
Bei bestehenden gewerblichen und industriellen Gebäuden in Europa sind Dächer häufig durch Lichtkuppeln, Technikflächen, Brandschutzwege, Attiken und nachträgliche Anbauten stark segmentiert. Die für PV nutzbaren Flächen sind daher oft nicht durchgehend.
In solchen Situationen lassen sich Module mit geringeren Abmessungen und Leistungsklassen im Bereich von 400–550 W leichter in mehrere Teilarrays aufteilen und effizienter verlegen. Größere Hochleistungsmodule erfordern bei komplexen Dachrändern hingegen häufig den Verzicht auf Teilflächen, um die Integrität des Arrays zu wahren.
Kann das Systemlayout nicht vollständig regularisiert werden, gewinnen Modulstruktur und Zelltechnologie an Bedeutung für Flächenleistung und Betriebsstabilität:
- IBC-Module erhöhen durch ihre frontseitig verschattungsfreie Back-Contact-Struktur den effektiven Lichteinfang pro Fläche und halten auch bei begrenzten Abmessungen eine hohe Leistungsdichte aufrecht;
- TOPCon-Module im mittleren Leistungsbereich nutzen häufig Halbzellen- oder 1/3-Cut-Konzepte, senken den Stringstrom und verbessern die Performance bei unregelmäßigen Arrays und lokalem Mismatch;
- HJT-Module liefern dank höherer Bifazialität zusätzliche Energiebeiträge bei Höhenunterschieden oder ungleichmäßigen Reflexionsbedingungen.
Bei eingeschränkten Dachflächen und schwer zu regularisierenden Arrays zielen diese Technologien nicht auf maximale Einzelleistung, sondern auf ein ausgewogenes Verhältnis zwischen Layoutflexibilität, Flächenleistung und Systemstabilität. Dadurch behalten Lösungen mit niedrigerer und mittlerer Modulleistung unter komplexen Dachbedingungen eine belastbare technische Rechtfertigung.
3.2 Höhere Toleranz gegenüber lokaler Verschattung und nicht idealer Ausrichtung
In C&I-Dachanlagen treten Ertragsverluste nicht gleichmäßig auf, sondern konzentrieren sich auf Bereiche mit lokaler Verschattung, Ausrichtungsabweichungen und unterschiedlichen Neigungswinkeln.
Besteht ein System aus mehr Modulen und stärker segmentierten Teilarrays, ist der von einzelnen Verschattungsereignissen betroffene Leistungsanteil in der Regel geringer. Eine feinere Array-Aufteilung verteilt die Auswirkungen nicht idealer Bedingungen lokal, statt große Leistungsblöcke zu beeinträchtigen.
Daher zeigen Systeme mit mehr Modulen niedrigerer oder mittlerer Leistung – häufig mit Halbzellen- oder 1/3-Cut-Designs – bei Verschattungsrisiken und heterogenen Dachbedingungen eine stabilere Betriebsperformance.
3.3 Bessere Kompatibilität mit bestehenden Systemen und elektrischer Infrastruktur
Im europäischen Markt handelt es sich bei vielen Projekten um Erweiterungen oder Nachrüstungen bestehender Anlagen. In diesen Fällen sind Wechselrichterkonzepte, DC-Spannungsfenster und vorhandene Montagesysteme häufig besser auf mittlere Leistungsklassen (typisch 400–500 W) abgestimmt.
Die Wahl kompatibler Leistungsklassen reduziert den Umbauaufwand und vermeidet tiefgreifende strukturelle Anpassungen. Dieser Kompatibilitätsansatz ist besonders bei Bestandsanlagen und phasenweise realisierten Projekten verbreitet.
3.4 Systemflexibilität kann wichtiger sein als maximale Leistungsdichte
Für bestimmte Projekte steht nicht die höchstmögliche Leistungsdichte pro Quadratmeter im Vordergrund, sondern die Anpassungsfähigkeit unter unsicheren Rahmenbedingungen.
Eine höhere Modulanzahl bietet mehr Flexibilität während Bau, Betrieb und zukünftiger Optimierung. Ob Teilaustausch, zonenweise Wartung oder spätere Anpassungen – solche Systeme lassen sich meist lokal verändern, ohne den Gesamtbetrieb zu beeinträchtigen.
In diesen Fällen ist die Entscheidung für mehr Module mit niedrigerer oder mittlerer Leistung kein Effizienzverzicht, sondern eine bewusste Abwägung zugunsten von Systemflexibilität und kontrollierbarem Risiko.
4. Modulleistungswahl: Die Antwort hängt von den Systembedingungen ab
In europäischen gewerblichen und industriellen PV-Projekten gibt es keine einzelne optimale Modulleistung. Die Eignung einer Leistungsklasse wird nicht allein durch den Wattwert bestimmt, sondern durch das Zusammenspiel von Dachbedingungen und Systemstruktur.
Daher ist es bei der Auswahl der Modulleistung zielführender, zunächst die zentralen Projektrestriktionen zu klären, anstatt lediglich zwischen unterschiedlichen Leistungsklassen zu wählen:
- Ist das Dach zusammenhängend und die nutzbare Fläche vollständig verfügbar?
- Erfordert das System ein stärker gebündeltes Layout oder eine höhere Flexibilität und Fehlertoleranz?
- Liegt der Schwerpunkt auf Installationsgeschwindigkeit oder auf langfristiger Betriebsstabilität?
Sind die Projektbedingungen eindeutig definiert, konvergiert die Wahl der Modulleistung in der Regel auf einen passenden Leistungsbereich. Diese bedingungsabhängigen Bereiche ermöglichen es, dass unterschiedliche Leistungskonzepte im selben Markt langfristig bestehen können – jeweils angepasst an spezifische Projektanforderungen und Entscheidungsziele.
Maysun Solar bietet für den europäischen Markt PV-Module entlang gängiger Technologierouten wie IBC Technologie, TOPCon Technologie und HJT Technologie an. Damit können Partner – je nach Ziel der installierten Leistung – die Modulleistung und Systemstruktur gezielt an Dachbedingungen, Systemaufbau und betriebliche Schwerpunkte anpassen.
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