Inhaltsverzeichnis
- LID und Strategien zur Minimierung der Auswirkungen
- PID und Strategien zur Minimierung der Auswirkungen
- Natürliche Alterung von PV-Modulen und Empfehlungen
- Mikrorisse und Hotspot-Effekte: Ursachen und Gegenmaßnahmen
Während des Betriebs kommt es bei Photovoltaikmodulen zwangsläufig zu Leistungsverlusten, die sich in anfängliche und langfristige Degradation unterteilen lassen. Zu den häufigsten Formen zählen die lichtinduzierte Degradation (LID), potenzialinduzierte Degradation (PID), Hotspot-Effekte, Mikrorisse sowie Materialalterung. Diese Mechanismen stehen in engem Zusammenhang mit Faktoren wie Materialdotierung, Spannungsbelastung, Umwelteinflüssen und Aufbau der Verkapselung. Werden sie nicht kontrolliert, beeinträchtigen sie langfristig die Systemleistung und die Investitionsrendite.
Moderne N-Typ-Technologien wie TOPCon, HJT und IBC erzielen durch optimierte Materialien und Herstellungsprozesse eine stabile jährliche Degradationsrate von 0,35–0,4 % und übertreffen damit herkömmliche PERC-Module. Zur Unterstützung von Anwendern bei der Risikobewertung, Modulauswahl und Systemkonfiguration analysiert dieser Leitfaden die genannten Mechanismen, erläutert Ursachen und technische Unterschiede und gibt praxisorientierte Empfehlungen für den Aufbau zuverlässiger und langlebiger PV-Systeme.
LID und Strategien zur Minimierung der Auswirkungen
Als LID (Light-Induced Degradation) bezeichnet man den durch Lichteinstrahlung verursachten anfänglichen Leistungsverlust, der vor allem bei p-dotierten Siliziumzellen auftritt. Je nach Entstehungsmechanismus lässt sich LID in drei Haupttypen unterteilen: BO-LID (bor-sauerstoffinduzierte Degradation), LeTID (licht- und temperaturinduzierte Degradation) und UVID (UV-induzierte Passivierungsverschlechterung).
1. BO-LID (bor-sauerstoffinduzierte Degradation)
BO-LID ist ein typischer anfänglicher Leistungsverlust bei p-Typ-Siliziummodulen nach der ersten Inbetriebnahme. Er entsteht durch Bor-Sauerstoff-Komplexe im dotierten Silizium. Dieser Effekt tritt meist innerhalb von Stunden bis wenigen Tagen nach der Inbetriebnahme auf und kann zu Leistungsverlusten von 2 % bis 5 % führen – abhängig vom Sauerstoffgehalt der Wafer und der Zellarchitektur.
Die Degradation durch BO-LID erfolgt schnell, erreicht jedoch innerhalb kurzer Zeit eine Sättigung. Durch den Ersatz von Bor durch Gallium oder den Einsatz von sauerstoffarmen Wafern lässt sich der Effekt deutlich reduzieren. Zusätzlich hilft eine Lichteinstrahlungs-Annealing-Behandlung vor Auslieferung, um die Anfangsleistung zu stabilisieren.
Nach der Stabilisierung setzt eine lineare, alterungsbedingte Degradation ein, die sich meist auf 0,35 % bis 0,4 % pro Jahr beschränkt. Hochwertige Module mit n-Typ-Wafern (z. B. TOPCon, IBC, HJT) sind von BO-LID naturgemäß nicht betroffen, da keine Bor-Sauerstoff-Komplexe entstehen – sie bieten somit höhere Anfangsleistungskonstanz und langfristige Stabilität.
Einige Hersteller gewähren zusätzlich eine Leistungstoleranz von ca. +5 %, um anfängliche Verluste auszugleichen. Diese Reserve greift jedoch nur unter STC-Testbedingungen und hat in der realen Langzeitleistung nur begrenzten Nutzen. Die Fähigkeit eines Moduls, LID zu kontrollieren, bleibt daher ein zentrales Qualitätsmerkmal.
2. UVID (ultraviolettinduzierte Degradation)
UVID beschreibt Leistungsverluste, die durch Materialdegradation infolge langfristiger UV-Strahlung entstehen. Durch UV-Bestrahlung bildet sich auf der Oberfläche von kristallinem Silizium eine Borsauerstoffschicht, die die Effizienz reduziert. Ursache sind chemische Reaktionen oder mikrostrukturelle Schäden in den lichtabsorbierenden Materialien, die zu verminderter Energieumwandlung und geringerer Ausgangsleistung führen.
Zur Vermeidung von UVID verwenden Hersteller UV-stabile Materialien, optimieren die Verkapselung und unterziehen Module beschleunigten UV-Alterungstests, um die UV-Beständigkeit nachzuweisen.
3. LeTID (licht- und temperaturinduzierte Degradation)
LeTID ist eine spezielle Form der Degradation, die unter starker Sonneneinstrahlung und hohen Temperaturen auftritt. Sie geht hauptsächlich auf Defekte im Zellmaterial zurück. Hitze und Strahlung aktivieren diese Defekte, was die Rekombination von Ladungsträgern erhöht und den elektrischen Widerstand steigen lässt – mit entsprechendem Leistungsverlust. LeTID ähnelt LID, zeigt sich jedoch oft erst nach 3 bis 12 Monaten Betrieb, wobei kumulierte Verluste von 4 % bis 6 % möglich sind.
Wird LeTID von Seiten des Herstellers nicht ausreichend unterdrückt, kann sie zu einem wiederkehrenden Problem innerhalb der Garantiezeit werden. Deshalb sollten Unternehmen auf thermische Stabilitätstests, Prozessoptimierung und Materialverbesserungen setzen, um die Langzeitstabilität bei hohen Temperaturen zu sichern.
Empfehlungen:
- Bevorzugung von N-Typ-Technologien
Die langfristige Leistungsstabilität eines Solarmoduls hängt maßgeblich von der Zellstruktur ab. N-Typ-Zellen, etwa TOPCon, HJT oder IBC, enthalten keine Bor-Sauerstoff-Komplexe und sind daher nicht von LID betroffen. Sie bieten eine höhere Anfangsstabilität und bessere Langzeitzuverlässigkeit.
Am Beispiel der HJT-Technologie ergibt sich folgendes Degradationsverhalten: - ca. 1 % Leistungsverlust im ersten Jahr
- ab dem 2. Jahr durchschnittlich 0,35 % pro Jahr
- Gesamtdegradation nach 30 Jahren ≈ 11,15 %
Somit bleibt die Leistung auch nach drei Jahrzehnten unter einer Gesamtdegradation von 12,6 %, was diese Module ideal für gewerbliche und industrielle Anwendungen mit hoher Ertragssicherheitsanforderung macht. - Aufbau der Verkapselung beachten
UV-Strahlung, Feuchtigkeitseintritt und Materialverfärbung zählen zu den Hauptfaktoren für beschleunigte Moduldegradation. Es sollten nur Module mit hoher UV-Beständigkeit und dichter Verkapselung gewählt werden, die Normprüfungen wie IEC 61215 zur UV- und Feuchtigkeitsbelastbarkeit erfolgreich bestanden haben. - Leistungstoleranzen richtig einordnen
Einige Module verfügen über eine positive Leistungstoleranz von +3 % bis +5 %, um Anfangsverluste abzufedern. Diese Mehrleistung gilt jedoch nur unter STC-Testbedingungen und kann die reale Degradationsbeständigkeit nicht ersetzen. Für fundierte Entscheidungen sollten gemessene Degradationsdaten und reale Betriebserfahrungen priorisiert werden.
PID und Strategien zur Minimierung der Auswirkungen
Die potenzialinduzierte Degradation (PID) ist ein Alterungsphänomen, das typischerweise nach 4 bis 10 Jahren bei Solarmodulen auftritt. Ursache ist ein dauerhafter Potenzialunterschied zwischen den Solarzellen und Rahmen oder Glas, der insbesondere unter hoher Temperatur und Feuchtigkeit die Migration von Natriumionen oder anderen Verunreinigungen begünstigt. Diese dringen in die Isolationsschichten ein, was zur Verschlechterung der Zellleistung und Leistungsverlusten führt.
PID lässt sich in der Frühphase nicht mit bloßem Auge oder durch Standardüberwachungssysteme erkennen. Eine zuverlässige Diagnose erfordert den Einsatz von EL-Bildgebung oder die Analyse der IV-Kennlinie. Anwender ohne Spezialausrüstung können auch auf Spannungsabfälle oder auffällig niedrige Stringströme im Betrieb achten. Wird keine Gegenmaßnahme ergriffen, können sich über die Jahre Leistungsverluste von bis zu 20 %–50 % akkumulieren, was potenziell Garantiestreitigkeiten nach sich zieht.
Die meisten Modulhersteller setzen heute PID-resistente Materialien und optimierte Fertigungsprozesse ein, um dieses Risiko deutlich zu senken. Dennoch zeigen Tests unabhängiger Institute wie PVEL, dass PID unter Bedingungen wie hoher Systemspannung, großen Temperaturunterschieden und feuchtem Klima weiterhin auftreten kann – insbesondere bei großen Freiflächenanlagen.
Worauf Projektentwickler bei der Modulauswahl achten sollten:
- Bevorzugung PID-zertifizierter Module, z. B. gemäß IEC 62804, mit dokumentierter Beständigkeit gegen hohe Feuchte- und Spannungsbelastung.
- Vermeidung überlanger Strings, um übermäßige Systemspannungen zu verhindern; die Modulanzahl pro String sollte an die Wechselrichterkonfiguration angepasst werden.
- Nutzung von Wechselrichtern mit aktiver Gegenpol-Spannung (reverse bias), die PID-Effekte reduzieren können – besonders empfehlenswert für Großanlagen.
- Berücksichtigung langfristiger Degradationsdaten, insbesondere unabhängig geprüfter Felddaten, zur fundierten Modulauswahl.
Natürliche Alterung von PV-Modulen und Empfehlungen
Neben bekannten Degradationsmechanismen wie PID und LID kommt es bei Photovoltaikmodulen im Langzeitbetrieb auch zu irreversiblen Leistungseinbußen durch physikalische oder chemische Alterung von Verkapselungsschicht, Rückseitenfolie, Glas und den Solarzellen selbst. Besonders unter Bedingungen mit hoher Temperatur, Feuchtigkeit und starker UV-Strahlung beschleunigen diese natürlichen Alterungsprozesse den Leistungsverlust. Daher ist es entscheidend, bereits in der Materialauswahl und Konstruktionsphase auf geeignete Lösungen zu achten.
Alterung der Verkapselungsschicht
Die Verkapselungsschicht von Solarmodulen ist bei langfristiger UV-Bestrahlung anfällig für Vergilbung, Rissbildung oder nachlassende Haftung, was zu einer reduzierten Lichtdurchlässigkeit führt. Häufig verwendete Materialien sind EVA, POE sowie das dreischichtige EPE (EVA+POE+EVA):
- EVA ist prozesstechnisch ausgereift, weist jedoch eine begrenzte Alterungsbeständigkeit auf.
- POE bietet bessere elektrische Isolierung und höhere Barrierewirkung gegenüber Wasserdampf.
- EPE kombiniert die Vorteile beider Materialien und hat sich als Standard für hochwertige PV-Module etabliert.
Immer mehr Hersteller setzen auf reines POE oder EPE-Verkapselung, um die Langzeitstabilität und Degradationsresistenz unter hoher Temperatur und Feuchtigkeit zu verbessern.
Rückseitenalterung
Defekte an der Rückseitenfolie zählen zu den Hauptursachen für mittelfristige Moduldegradation. Sie begünstigen das Eindringen von Feuchtigkeit, Korrosion der Solarzellen und elektrische Leckströme. Gängige Rückseitenmaterialien sind:
- PET: kostengünstig, jedoch anfällig für Hydrolyse unter heißen und feuchten Bedingungen, was die Dichtwirkung beeinträchtigt.
- PAPF: mit Aluminiumfolie ausgestattet, bietet gute Feuchtigkeitsbarriere, birgt jedoch je nach Ausführung Risiken elektrischer Leckage.
- Glas-Glas-Strukturen: Rückseite ebenfalls aus Glas, mit nahezu 0 g/m²·d Wasserdampfdurchlässigkeit, exzellenter Witterungsbeständigkeit und ideal für mittelgroße bis große Anlagen mit hohen Stabilitätsanforderungen.
Bei der Modulauswahl ist auf die Kompatibilität von Rückseitenfolie und Zelltyp zu achten. N-Typ-Zellen wie TOPCon und HJT verlangen eine besonders dichte und UV-beständige Verkapselung oder idealerweise Glas-Glas-Module, um langfristige Lichtdegradation zu verhindern.
Leistungsabfall der Solarzellen
Die Solarzelle ist das zentrale Element der Energieumwandlung im Modul, ihre Stabilität bestimmt die Gesamtausgangsleistung. Moderne Module sind auf eine Lebensdauer von über 25 Jahren ausgelegt und werden entsprechend garantiert.
Dennoch können hohe Temperaturen, Feuchtigkeit und UV-Strahlung die Zellstruktur verändern, was die Rekombinationsrate der Ladungsträger erhöht und Effizienzverluste verursacht. Weitere Alterungserscheinungen sind Mikrorisse, Ablösung von Leiterbahnen oder verstärkte Degradation, die zunächst unbemerkt bleiben, aber später zu spürbaren Ertragsverlusten führen.
Zur Verbesserung der Zellalterungsbeständigkeit sind Optimierungen bei Waferreinheit, Dotierungsprozessen und Elektrodenstruktur erforderlich. Im Betrieb sollten regelmäßige Reinigung, Schattenvermeidung und visuelle Prüfungen vorgenommen werden, um die Degradation zu verlangsamen.
Glasschicht: Mechanische Stabilität und Umweltschutz
Das Frontglas schützt die Zellen vor mechanischer Belastung, Feuchtigkeit, Staub und Stößen. Gängige Varianten sind:
- 3,2 mm vollvergütetes Glas: hohe Schlagfestigkeit und Temperaturtoleranz, ideal für einseitig verglaste Module mit hohen mechanischen Anforderungen.
- 2,0 mm / 1,6 mm teilvergütetes Glas: bessere Planarität und geringere Spannung, optimal für bifaziale Laminatmodule, mit höherer Fertigungsausbeute und optischer Konsistenz.
Glas-Glas-Module mit beidseitiger Verglasung haben extrem niedrige
Wasserdampfdurchlässigkeit und zeigen bei feucht-heißem Klima überdurchschnittliche Stabilität. Sie gelten daher als bevorzugte Struktur für N-Typ-Zellen wie HJT, die hohe Lichtdurchlässigkeit und Stabilität erfordern. Kunststoffrückseiten sind diesen Anforderungen oft nicht gewachsen.
Zusätzlich beeinflussen Antireflex-Beschichtungen und Oberflächenbehandlungen die Witterungsbeständigkeit und langfristige Lichtdurchlässigkeit des Glases. Die Module sollten Umwelttests wie Temperaturwechsel, Salznebel oder Sandabrieb bestanden haben.
Mit zunehmendem Anlagenalter wird die natürliche Alterung zum entscheidenden Faktor für Ertragsverluste. Daher ist es ratsam, bereits bei der Projektplanung auf feldbewährte, stabile Modulaufbauten zu setzen, um langfristig stabile Erträge zu sichern.
Warum ist die Degradationsrate entscheidend?
Schon ein Unterschied von nur 0,2 % pro Jahr summiert sich über 25 Jahre zu signifikanten Abweichungen. Ein Modul mit 1,5 % Erstjahresdegradation und 0,4 % jährlich liefert über 25 Jahre bis zu 8 %–10 % mehr Energie als eines mit durchschnittlich 0,5 % jährlicher Degradation.
Die Degradationsrate ist daher nicht nur ein Qualitätsmerkmal, sondern ein entscheidender Faktor für den wirtschaftlichen Erfolg einer PV-Investition.
Mikrorisse und Hotspot-Effekte: Ursachen und Gegenmaßnahmen
Während des Betriebs können in Solarmodulen Mikrorisse entstehen, die im weiteren Verlauf Hotspots verursachen. Solche Schäden entstehen meist durch unsachgemäße Installation, extreme Windlasten oder Transportschäden. Diese feinen strukturellen Defekte sind zu Beginn schwer erkennbar, beschleunigen jedoch die Alterung des Moduls, führen zu Leistungseinbußen und bergen Sicherheitsrisiken.
Solarzellen sind mit etwa 160 Mikrometern sehr dünn und daher empfindlich gegenüber mechanischen Belastungen. Schon Trittschäden, Stöße oder Winddruck während Transport und Montage können unsichtbare Mikrorisse verursachen. Anfangs haben solche Risse meist keinen Einfluss auf den Betrieb, doch durch Temperaturschwankungen und Feuchtigkeitseintrag können sie sich ausbreiten, Strompfade unterbrechen, den elektrischen Widerstand erhöhen und lokale Erwärmung verursachen.
Dauerhafte Mikrorisse beeinträchtigen nicht nur die elektrische Leistung, sondern können Hotspots auslösen – insbesondere, wenn betroffene Bereiche durch Schatten, Schmutz oder Feuchtigkeit zusätzlich belastet werden. Rückströme an den defekten Stellen verschärfen dann die lokale Überhitzung und beschleunigen den Ausfall.
Zur Verbesserung der Rissbeständigkeit setzen Hersteller heute auf Halbzellen, Multi-Busbar-Designs und Shingled-Layouts. Besonders Shingled-Module mit überlappender Zellverbindung verhindern effektiv Stromunterbrechungen durch Einzelrisse. Hochwertige IBC-Module mit vollflächigen Rückseitenkontakten und ohne Frontleiterbahnen bieten zusätzliche mechanische Robustheit und redundante Leitfähigkeit.
Empfehlungen:
Um Leistungsverlusten und Sicherheitsrisiken durch Mikrorisse vorzubeugen, wird empfohlen:
- Bereits in der Auswahlphase auf strukturoptimierte Moduldesigns wie Halbzellen, Multi-Busbar oder Shingled-Technologien zu setzen.
- Während Transport und Montage strikt nach Herstellervorgaben arbeiten, um ungleichmäßige Belastungen zu vermeiden.
- In der Betriebsphase regelmäßige thermografische Inspektionen einzuführen.
- Zusätzlich sollte durch Schattenanalysen und optimierte Anordnung der Module verhindert werden, dass lokale Abschattungen die Rissausbreitung und Hotspotbildung fördern.
Ein ganzheitlicher Ansatz über Auswahl, Installation und Betrieb hinweg trägt entscheidend dazu bei, den Alterungsprozess zu verlangsamen und die Systemstabilität sowie Energieeffizienz langfristig zu sichern.
Hotspots entstehen typischerweise, wenn in einem bestimmten Bereich eines Moduls kein Stromfluss mehr möglich ist und der Strom in der Serienschaltung über eine defekte Zelle rückwärts geleitet wird. Dadurch wird elektrische Energie lokal in Wärme umgewandelt, was zu extremen Temperaturanstiegen führen kann. Bei längerer Einwirkung können sich EVA-Materialien zersetzen, Lötstellen verbrennen, Glasschäden oder im schlimmsten Fall Brände entstehen.
Neben Mikrorissen zählen auch Verschmutzungen wie Vogelkot, Laub, Schatten durch bauliche Strukturen oder Staubablagerungen zu den häufigsten Ursachen. Auch Fehlanpassung bei der MPPT-Regelung oder ungeeignete Wechselrichterauswahl können zu Stromungleichgewichten führen und Hotspots begünstigen.
Mit zunehmender Systemleistung und Modulgröße steigen auch die potenziellen Ertragsverluste und Risiken durch Hotspots. Daher ist es wichtig, bereits in der Modulauswahl und Systemauslegung gezielte Schutzmaßnahmen zu integrieren:
- Einsatz von Modulen mit schnell reagierender Bypass-Technologie, z. B. durch MOS-Schalter statt herkömmlicher Dioden, um bei Teilverschattung Rückströme schnell zu unterbrechen und die Hotspot-Dauer zu minimieren.
- Verwendung von IBC-Modulen, deren Zellstruktur eine seitliche Stromführung auf der Rückseite ermöglicht – selbst bei Verschattung bleibt die Leitfähigkeit erhalten, wodurch Hotspot-Risiken deutlich reduziert werden.
- Auf Projektebene sollte eine Verschattungsanalyse, die Planung ausreichender Belüftung und die Integration von thermografischer Überwachung erfolgen, um Temperaturanstiege langfristig zu kontrollieren.
- In der Betriebsphase tragen regelmäßige Reinigungen und das Entfernen von Verschattungen maßgeblich dazu bei, lokale Überhitzung zu vermeiden.
Empfehlung:
Um Hotspot-bedingte Leistungsverluste und Sicherheitsrisiken wirksam zu minimieren, sollten Projekte bereits in der Planungsphase eine Verschattungsanalyse durchführen, um Module nicht dauerhaft im Schatten von Bäumen, Abluftöffnungen, Laubansammlungen oder Bauwerken zu platzieren.
In der Modulauswahl sind Lösungen mit schnell reagierenden Bypass-Systemen (z. B. integrierte MOS-Schalter oder hotspot-resistente IBC-Strukturen) zu bevorzugen, um lokale Temperaturanstiege bei Verschattung möglichst kurz zu halten.
Bei der Installation sollte auf eine ausreichende Luftzirkulation geachtet werden; durch geeignete Anordnung und Montage kann die Wärmeableitung verbessert werden.
Während des Betriebs empfiehlt sich die Integration von thermografischen Prüfungen und Temperaturmonitoring, kombiniert mit regelmäßiger Reinigung und Entfernung potenzieller Verschmutzungsquellen, um eine gleichmäßige Bestrahlung und Wärmeabfuhr sicherzustellen.
Diese mehrschichtigen Maßnahmen reduzieren das Risiko von Hotspot-Bildung signifikant und gewährleisten auch unter hohen Temperaturen und Teilverschattungen eine stabile und sichere Modulleistung.
Zur Verbesserung der Früherkennung von Mikrorissen und Hotspots wird empfohlen, regelmäßig eine systematische Zustandsbewertung mit folgenden Prüfmethoden durchzuführen:
Ein durch Hotspots verursachter Temperaturanstieg kann ernsthafte Sicherheitsrisiken wie Brandgefahr mit sich bringen. Zur Lösung dieses Problems hat Maysun Solar in seiner Venusun-Serie von Solarmodulen MOS-Bypass-Schalter integriert, die herkömmliche Bypass-Dioden ersetzen. Diese Schalter reagieren schnell auf Veränderungen der Lichteinstrahlung und passen sich dynamisch an, um die Auswirkungen von Verschattungen auf die Modulleistung auf ein Minimum zu reduzieren.
Das untenstehende Bild zeigt einen Installateur in Belgien bei der Montage eines Venusun Full Black 410W Photovoltaikmoduls. Klicken Sie auf das Bild, um weitere Produktdetails zu sehen!
Die IBC-Photovoltaikmodule von Maysun verfügen über positive und negative Metallelektroden auf der Rückseite, wodurch auch bei Teilverschattung ein stabiler Stromfluss gewährleistet bleibt. Durch den Verzicht auf Frontkontaktierung entstehen keine lokalen Überhitzungen infolge von Frontwiderständen, was das Risiko von Hotspots deutlich reduziert.
Diese Produktserie bietet eine 25-jährige Leistungsgarantie, mit einer maximalen Degradation von 1,5 % im ersten Jahr und einer linearen jährlichen Degradation von höchstens 0,4 % ab dem zweiten Jahr. Damit eignen sich die Module besonders für kommerzielle Anwendungen und hochwertige Wohnprojekte, bei denen langfristig stabile Erträge im Vordergrund stehen.
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.
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