Einleitung

Die Photovoltaik breitet sich rasant in Europa aus, doch mit zunehmender Betriebsdauer treten versteckte Schwachstellen in den Modulen zutage. Der Hotspot-Effekt erscheint zunächst unbedeutend, kann jedoch durch partielle Verschattung oder kleine Beschädigungen zur Überhitzung und im schlimmsten Fall zum Durchbrennen von Modulen führen. Der PID-Effekt (Potentialinduzierte Degradation) ist in heißen und feuchten Regionen noch gravierender und kann die Modulleistung um mehr als 30 % reduzieren – mit direktem Einfluss auf die Rendite.

Wie lassen sich solche Probleme frühzeitig erkennen? Und wie kann man ihnen gezielt vorbeugen? Dieser Artikel erläutert die Entstehungsmechanismen von Hotspots und PID, stellt zentrale Diagnosemethoden, Reparaturansätze und Präventionsstrategien vor und zeigt anhand typischer Anwendungsfälle, wie Unternehmen eine langfristig stabile Stromerzeugung sicherstellen können.

1. Entstehungsmechanismen von Hotspots und PID-Effekten in PV-Modulen

1.1 Hotspot-Effekt: Kleine Ursache, große Auswirkung

Der Hotspot-Effekt ist kein fernliegendes technisches Problem – er beginnt oft mit einer scheinbaren Kleinigkeit: Ein vertrocknetes Blatt oder Vogelkot auf dem Dach kann bereits ausreichen, um eine Solarzelle in den Rückwärtsbetrieb zu versetzen. Diese erhitzt sich dauerhaft, was über kurz oder lang zu Brandspuren, Schäden und einer Leistungsminderung des gesamten Modulstrangs führen kann.

In den meisten Dachanlagen oder kleinen bis mittleren Freiflächenanlagen sind die Module in Serie geschaltet. Fällt eine Zelle aus, müssen die anderen den Strom für sie mittragen. Weist diese Zelle Mikrorisse, Produktionsfehler oder Abweichungen in der Leistung auf, wirkt sie wie eine Verstopfung in einem Rohrsystem – Strom wird nicht weitergeleitet, sondern in Wärme umgewandelt: ein klassischer Hotspot.

Besonders gefährlich wird es, wenn Bypass-Dioden falsch ausgelegt oder defekt sind. Dann kann der Fehlstrom nicht am betroffenen Bereich vorbeigeleitet werden und Wärme staut sich weiter auf. Dieser Prozess verläuft meist lautlos, kann sich jedoch bei sommerlicher Hitze oder schlechter Belüftung auf dem Dach schnell verstärken – mit massiven Auswirkungen auf die Lebensdauer der Module.

In Europa sind Hotspot-Effekte keine Seltenheit. Besonders in städtischen Wohnanlagen mit Schrägdächern, Laubansammlungen oder unzureichender Belüftung treten sie häufig auf. Fehlen regelmäßige Reinigungen und Kontrollen, zeigen sich oft bereits im zweiten bis dritten Betriebsjahr erste Hotspot-Spuren – Verluste, die in der Projektbewertung anfangs oft unberücksichtigt bleiben.

1.2 PID-Effekt: Unsichtbare, schleichende Degradation

Im Gegensatz zum sichtbaren Heißwerden durch Hotspots ist der PID-Effekt (Potential Induced Degradation) eine unsichtbare, chronische Belastung. Er tritt schleichend auf – vor allem unter Bedingungen wie hoher Temperatur, hoher Luftfeuchtigkeit und hoher Systemspannung. In Anlagen ohne optimierte Erdung oder ohne PID-resistente Materialien kann er bereits nach weniger als drei Jahren zu deutlichen Leistungseinbußen führen.

Die Ursache des PID liegt in der Wanderung von Ladungsträgern innerhalb des Moduls durch ein elektrisches Potenzialgefälle. Dabei wird die Passivierungsschicht auf der Zelloberfläche schrittweise zerstört – eine Schicht, die eigentlich den Wirkungsgrad der Zelle schützt. Selbst bei intensiver Sonneneinstrahlung kann dann kein Strom mehr erzeugt werden.

Es gibt viele Auslöser für PID. Besonders typisch ist eine ungeeignete Erdung im Systemdesign: Wenn P-Typ-Module nicht negativ geerdet werden, entsteht zwischen Rahmen und Zellen ein starkes Potenzialgefälle. In Kombination mit salzhaltiger Luft, hoher Feuchtigkeit und intensiver Sonneneinstrahlung im Sommer beginnen die Verkapselungsmaterialien Strom abzuleiten – die Alterung beschleunigt sich.

Darüber hinaus sind Module mit herkömmlicher EVA-Folie oder Kalknatron-Glas besonders anfällig für PID. P-Typ-Zellen sind von Natur aus empfindlicher gegenüber PID – und wenn zusätzlich elektrische Widerstände variieren oder die Antireflexschicht instabil ist, lässt sich der Leistungsverlust kaum vermeiden.

2. Wie lassen sich Hotspots und PID-Effekte präzise erkennen?

Früherkennung und rechtzeitige Maßnahmen sind entscheidend, um langfristige Verluste in PV-Systemen zu minimieren. Hotspots und PID-Effekte werden nicht erst dann sichtbar, wenn die Erträge drastisch sinken – mit geeigneten Diagnoseverfahren lassen sich viele Probleme bereits im unsichtbaren Frühstadium identifizieren. Die drei gängigsten und praxisbewährtesten Methoden sind:

Infrarot-Thermografie: Schnelle Identifikation von Hotspot-Bereichen

Ein Hotspot äußert sich direkt durch eine erhöhte Temperatur – daher ist die Verwendung einer Infrarot-Wärmebildkamera die direkteste Methode zur Erkennung. An einem sonnigen Mittag können Wartungsteams die Module reihenweise scannen. Zeigt ein Bereich eine deutlich höhere Temperatur als das Umfeld (typischerweise mehr als 10 °C), sollte dies umgehend untersucht werden.

Diese Methode ermöglicht eine schnelle Fehlerlokalisierung ohne Demontage der Module und eignet sich hervorragend zur Erkennung potenzieller Risiken wie Verschattung, Mikrorisse oder ungleichmäßiger Stromverteilung. Bei Dachanlagen oder komplexen Montagesystemen gehört die Infrarotkamera mittlerweile zur Standardausrüstung jeder Inspektion.

IV-Kennlinienmessung: Gesundheitscheck für die Modulleistung

Die IV-Kennlinie (Strom-Spannungs-Kurve) gibt Auskunft über den tatsächlichen Betriebszustand eines Moduls und ist ein bewährtes Werkzeug zur Diagnose von PID-Effekten. Wenn ein Modul betroffen ist, zeigt die Kurve typische Merkmale: ein flacherer Verlauf, eine deutliche Verschiebung des Maximum Power Point (MPP) sowie einen starken Abfall des Füllfaktors (FF).

Mit einem tragbaren Messgerät lassen sich die Daten einzelner Stränge erfassen und über verschiedene Zeitpunkte vergleichen. So lässt sich erkennen, ob ein fortschreitender Leistungsverlust vorliegt. Im Vergleich zur Thermografie eignet sich diese Methode besser für die detaillierte Analyse bereits entwickelter Störungen.

EL-Bildgebung: Aufdeckung versteckter Mikrorisse und Degradation

Die EL-Prüfung (Elektrolumineszenz) wird häufig zur Erkennung von Mikrorissen und lokaler Degradation eingesetzt. Dabei wird das Modul in einem dunklen Raum mit Strom angeregt, um es zum Leuchten zu bringen – so lassen sich Strukturveränderungen im Inneren deutlich sichtbar machen.

Gerade bei durch PID verursachten „Dunkelflecken“ lässt sich über den Vergleich von EL-Bildern vor und nach dem Auftreten klar erkennen, welche Zellen ihre Passivierung verloren haben und in welchen Bereichen die Leistung nachlässt. Empfehlenswert ist eine EL-Prüfung zu Beginn des Betriebs und im dritten Betriebsjahr, um Frühzeichen der Alterung zu erfassen.

Von Modulabweichungen über Leistungsverlust bis zur PID-Bestätigung folgt die praktische Diagnose meist einem klaren Ablauf. Das folgende Diagramm fasst die typischen Schritte zur PID-Erkennung zusammen:

Praxisbeispiel:

Eine 2,4 MW große Dachanlage in Sizilien (Italien) zeigte nach zwei Jahren Betrieb einen ungewöhnlich starken Leistungsabfall der Module. Die EL-Prüfung ergab großflächige Verdunkelungen an den Modulrändern, die eindeutig auf PID zurückzuführen waren. Einzelne Module wiesen über 25 % Leistungsverlust auf. Nach Austausch der betroffenen Module und Anpassung der Erdung wird erwartet, dass in den folgenden drei Jahren Verluste von über 40.000 € vermieden werden können.

Vergleich: Auswirkungen von PID und Hotspots auf den europäischen Markt

3. Schnellmaßnahmen bei Modulstörungen

Wenn Hotspots oder PID-Effekte bereits die Leistung der Anlage beeinträchtigen, ist eine schnelle und abgestufte Reaktion entscheidend, um größere Verluste zu vermeiden. Die folgenden Maßnahmen eignen sich für Systeme, bei denen bereits ein deutlicher Leistungsabfall oder thermische Auffälligkeiten festgestellt wurden.

1. Maßnahmen bei Hotspot-betroffenen Modulen

• Leichte Hotspots (Temperaturdifferenz unter 10 °C): Die betroffenen Module können an das Ende des Modulstrangs umpositioniert werden, um ihre Strombelastung zu reduzieren und die Lebensdauer zu verlängern.
• Schwere Hotspots (z. B. EVA-Verfärbung oder Rückseitenverschmorung): Es wird empfohlen, die betroffenen Module umgehend auszutauschen, um Brand- oder Sicherheitsrisiken im Langzeitbetrieb zu vermeiden.
• Beseitigung von Verschattungsquellen vor Ort: Regelmäßiges Entfernen von Laub, Schnee, Vogelkot oder Staub ist wichtig. Zudem sollte der Neigungswinkel der Montagestruktur angepasst werden, um Verschattungsrisiken zu minimieren.

2. Notfallreparatur bei PID-Schäden

• Gegenpol-Feldregeneration: Leichte PID-Effekte lassen sich oft durch das nächtliche Anlegen einer Gegenspannung von +800 V bis +1000 V beheben. Die meisten Module können dabei innerhalb von 24 bis 48 Stunden über 90 % ihrer ursprünglichen Leistung zurückgewinnen.
• Modulaustausch in Hochrisikobereichen: Bei nicht wiederherstellbaren oder stark leistungsgeminderten Modulen sollte ein Austausch durch PID-Free zertifizierte Produkte erfolgen, um die Leistung des gesamten Strangs nicht zu gefährden.
• Prüfung der elektrischen Systemstruktur: Es ist ratsam, die Erdung, Isolationsalterung und Kontaktkorrosion (z. B. an Klemmen) zu überprüfen, um ein erneutes Auftreten des Problems zu verhindern.

4. Von der Planung bis zum Betrieb: Zentrale Maßnahmen zur Vermeidung von Hotspots und PID

Die wirksame Kontrolle von Hotspot- und PID-Problemen erfordert ein geschlossenes Managementsystem – beginnend bei der Modulauswahl über die Systemstruktur bis hin zur täglichen Wartung. Besonders bei europäischen Projekten mit hoher Feuchtigkeit, Hitze und Verschattung sollten Risiken frühzeitig eingeplant werden.

1. Optimierung der Modulauswahl und der Verkapselungsmaterialien

Im Zentrum von Hotspot- und PID-Problemen stehen die Witterungsbeständigkeit, elektrische Konsistenz und Verkapselungsstruktur der Module. Bereits in der Planungsphase sollten folgende Punkte berücksichtigt werden:

• Bevorzugung von PID-Free-zertifizierten Modulen, deren Schlüsselmaterialien (EVA-Folie, Rückseitenfolie, Glas) hohe Isolationswerte und geringe Wasseraufnahme aufweisen. In feucht-heißen Regionen empfiehlt sich der Einsatz von Glas-Glas- oder N-Typ-Modulen.
• Ausschluss von Zellen mit Mikrorissen oder inkonsistenten elektrischen Parametern aus der Produktion – mithilfe von Sortiertests und Elektrolumineszenz-Prüfungen (EL).
• Für Projekte mit starker Verschattung oder komplexen Installationsbedingungen (z. B. Schrägdächer oder Sonderfassaden) können IBC-Module mit spezieller Architektur eingesetzt werden. Zum Beispiel bieten rückkontaktierte, gitterlose IBC-Module von Maysun Solar deutliche Vorteile bei Verschattung und Schwachlicht und eignen sich für Wohn- und Gewerbeanwendungen.

2. Optimierung von Erdungskonzept und Montagestruktur

• Mithilfe von Planungssoftware wie PVsyst sollte eine Verschattungsanalyse erfolgen, um Modulabstände und Neigungswinkel zu optimieren und so feste Schatten oder saisonale Lücken bei der Sonneneinstrahlung zu vermeiden, die lokale Hotspots begünstigen.
• Die Erdungskonzepte sollten modultypgerecht umgesetzt werden: P-Typ-Module mit negativer Erdung, N-Typ-Module mit positiver Erdung, um das Potenzialgefälle zwischen Rahmen und Zelle zu minimieren und PID an der Quelle zu unterdrücken.

3. Verstärkte Wartung und regelmäßige Inspektionen

• Regelmäßige Reinigung der Moduloberflächen von Staub, Vogelkot und anderen Verunreinigungen: In staubigen Regionen wird ein monatlicher Zyklus empfohlen, in feuchten Küstengebieten mindestens einmal pro Quartal – inklusive Sichtkontrolle auf Verschattungsquellen.
• Regelmäßiger Einsatz von Wärmebildkameras, um Hotspots schnell zu lokalisieren; in Kombination mit EL-Prüfungen lassen sich auch frühe Anzeichen von Mikrorissen, Hotspots oder PID erfassen. Eine umfassende Systemprüfung pro Jahr ist empfehlenswert – inklusive Aufbau eines Wartungsarchivs.

4. Anwenderschulung und Bewusstseinsförderung

• Stärkung des Verständnisses für Hotspot- und PID-Risiken bei Nutzern durch Online-Schulungen und technische Workshops, in denen Fallbeispiele und Gegenmaßnahmen geteilt werden. Dies erhöht die Risikokompetenz der Betriebsteams und sichert den richtigen Umgang mit potenziellen Problemen.

Für Projekte in feuchten Küstenregionen ist die Wahl von Modulen mit PID-resistenter Architektur besonders entscheidend. Die IBC-Produktlinie von Maysun Solar hat sich in zahlreichen europäischen Projekten bewährt und überzeugt durch stabile Leistung im Langzeiteinsatz:

Fazit

In europäischen Photovoltaiksystemen sind Hotspot- und PID-Effekte häufig keine plötzlichen Störungen, sondern schleichende Probleme, die sich bereits in der Frühphase eines Projekts unbemerkt aufbauen – und letztlich zu spürbaren Ertragseinbußen führen. Die Ursachen sind vielfältig, lassen sich aber meist auf einen Kernfaktor zurückführen: ein Ungleichgewicht in der frühen Systemplanung und Qualitätskontrolle.

Um Verluste wirklich zu minimieren, genügt es nicht, nur bei Beschaffung und Systemauslegung auf Qualität zu achten – auch während des gesamten Betriebszeitraums müssen Früherkennungs- und Reaktionsmechanismen etabliert sein. In Zukunft werden die Verbreitung PID-resistenter Materialien, die Entwicklung gitterloser Zelltechnologien sowie der Einsatz intelligenter Diagnosesysteme für eine höhere Stabilität und bessere Renditen in PV-Anlagen sorgen.

Seit 2008 ist Maysun Solar sowohl ein Investor als auch ein Hersteller in der Photovoltaikbranche und bietet kommerzielle und industrielle Solardachlösungen ohne Investition. Mit 17 Jahren Erfahrung auf dem europäischen Markt und einer installierten Kapazität von 1,1 GW bieten wir vollständig finanzierte Solarprojekte, die es Unternehmen ermöglichen, ihre Dächer zu monetarisieren und Energiekosten ohne Vorabinvestition zu senken. Unsere fortschrittlichen IBC, HJT und TOPCon Module und Balkonsolaranlagen garantieren hohe Effizienz, Langlebigkeit und langfristige Zuverlässigkeit. Maysun Solar übernimmt alle Genehmigungen, Installationen und Wartungen und gewährleistet einen nahtlosen, risikofreien Übergang zu Solarenergie bei gleichzeitiger Bereitstellung stabiler Erträge.

Quellenverzeichnis

MDPI Sensors – L. Wang, H. Li, Y. Zhao et al., “Comprehensive assessment of hotspot and PID degradation in crystalline silicon photovoltaic modules using infrared thermography and electroluminescence,” Sensors 23(21), 8780 (2023) https://www.mdpi.com/1424-8220/23/21/8780

OFweek Solar – “Analysis of PV module degradation: hot spot, PID and aging mechanisms” (2022/01/06)
http://www.ofweek.com/solar/article-2022-01/ART-310079

ASTM International – ASTM E2481-12 “Standard Test Method for Hot Spot Protection Testing of Photovoltaic Modules”
https://www.astm.org/e2481-12r18.html

PVsyst SA – “PVsyst User’s Guide” (latest edition) https://www.pvsyst.com/

Empfohlene Lektüre