1. Starke Sonneneinstrahlung bedeutet nicht automatisch mehr Stromertrag
Die Einstrahlungsstärke und die Modultemperatur sind die zwei zentralen Faktoren, die die Leistungsabgabe einer Photovoltaikanlage beeinflussen.
Obwohl die Sonnenscheindauer und die Einstrahlung im Sommer hoch sind, führt die steigende Umgebungstemperatur zu einer deutlich höheren Modultemperatur, was wiederum die Effizienz reduziert.
Bei starker Sommerstrahlung kann die Oberflächentemperatur von Dachmodulen 65–75 °C erreichen – deutlich über den Standard-Testbedingungen von 25 °C. Bei den meisten kristallinen Siliziummodulen sinkt die Ausgangsleistung um etwa 0,3 % bis 0,35 % pro 1°C Temperaturanstieg.
Trotz der guten Sonneneinstrahlung im Sommer wirkt sich der Temperaturanstieg negativ auf die Gesamtstromerzeugung aus. In heißen Regionen ist die Leistung pro Kilowatt zur Mittagszeit im Sommer oft geringer als bei gleicher Einstrahlung im Frühling oder Herbst. Das erklärt, warum starke Sonne nicht gleichbedeutend mit mehr Strom ist.
2. Der Temperaturkoeffizient bestimmt den Ertragsunterschied
Der Leistungsverlust von PV-Modulen bei hohen Temperaturen hängt maßgeblich von ihrer elektrischen Empfindlichkeit gegenüber Hitze ab. Dies wird durch den Temperaturkoeffizienten der Leistung (%/°C) beschrieben, der angibt, um wie viel Prozent die maximale Leistung pro 1°C Temperaturanstieg sinkt. Je niedriger der Temperaturkoeffizient, desto besser ist die Hitzebeständigkeit des Moduls.
In Südeuropa erreichen Moduloberflächen im Sommer bei hoher Einstrahlung oft 65–70°C, was einem Temperaturanstieg von 35–45°C gegenüber den STC entspricht.
Bei einem Temperaturanstieg von 40°C ergibt sich folgender Leistungsverlust:
- PERC: –0,34 × 40 = –13,6 %
- HJT: –0,24 × 40 = –9,6 %
Der Unterschied in der Momentanleistung beträgt bei gleicher Betriebstemperatur rund 4 %. Laut PVsyst-Simulationen und realen Messungen in Südeuropa liegt der jährliche Ertragsunterschied zwischen HJT- und PERC-Modulen typischerweise bei 3–6 %. Bei einem durchschnittlichen Jahresertrag von 1.500 kWh/kWp entspricht das einem Mehrertrag von 45–90 kWh/kWp, was sich direkt auf die LCOE-Berechnung und Finanzierungsmodelle auswirkt.
Der Temperaturkoeffizient beeinflusst zudem Aspekte wie das elektrische Design und die Dimensionierung der Wechselrichter. In Anlagen für Eigenverbrauch oder stabile Rendite kann das Ignorieren von temperaturbedingten Leistungsverlusten dazu führen, dass die tatsächliche Energieproduktion unterschätzt wird – mit direkten Folgen für Ertragsprognosen und technische Planung.
3. Das Design beeinflusst die Hitzebeständigkeit von PV-Modulen
Die Konstruktionsweise eines Moduls hat direkten Einfluss auf seine thermische Stabilität und Betriebseffizienz bei hohen Temperaturen. Entscheidend für die Hitzebeständigkeit sind vor allem Verkapselungsmaterialien, Leitungsstrukturen und die Gleichmäßigkeit der Wärmeverteilung – Unterschiede, die sich unter hoher Last und starker Einstrahlung im Sommer besonders deutlich zeigen.
Die Wahl der Verkapselungsmaterialien ist der Schlüssel zur Wärmeableitung.
Glas-Folie-Module sind aufgrund ihrer etablierten Fertigung, ihres geringen Gewichts und ihres guten Preis-Leistungs-Verhältnisses in Mitteleuropa und gemäßigten Klimazonen weit verbreitet und liefern dort stabile Ergebnisse. Ihre üblichen Polymer-Rückseiten (z. B. TPT oder PPE) haben jedoch eine geringe Wärmeleitfähigkeit von nur 0,2–0,3 W/m·K, was die Wärmeableitung bei hohen Temperaturen begrenzt. Im Gegensatz dazu verfügen Glas-Glas-Module über eine rückseitige gehärtete Glasschicht mit einer deutlich höheren Wärmeleitfähigkeit von 1,0–1,4 W/m·K, wodurch Wärme effizienter abgeleitet wird. Messungen zeigen: Unter Bedingungen mit starker Einstrahlung und eingeschränkter Luftzirkulation liegt die Betriebstemperatur von Glas-Glas-Modulen um 2–3°C niedriger. Bei einem Temperaturkoeffizienten von –0,3 %/°C entspricht das einem zusätzlichen Leistungsplus von 0,6–0,9 %, was besonders in Südeuropa und im Mittelmeerraum spürbar ist.
Auch die Leitungsstruktur beeinflusst die Gleichmäßigkeit der Wärmeverteilung.
Klassische Aluminiumrahmen-Module nutzen Frontkontakte mit Sammelschienen. Bei Teilverschattung, Mikrorissen oder Lötfehlern entstehen leicht Hotspots in Bereichen mit hoher Kontaktierung, was zu lokaler Überhitzung führt. Dagegen weisen Module mit Rückseitenkontakt, rückseitiger Leitungsführung oder feiner Busbar-Struktur eine geringere Oberflächentemperaturdifferenz (ΔT) auf. Das reduziert Wärmekonzentration und Leistungsschwankungen. Feldmessungen zeigen, dass optimierte Wärmeverteilung die ΔT um 1,5–2°C senken kann, was in heißen Betriebsbedingungen zu spürbar höherer Stabilität führt.
Das Design beeinflusst auch die Fähigkeit zur Spannungsentlastung, thermischen Ausdehnung und Materialalterung.
Ergebnisse von Beschleunigten Alterungstests (85°C / 85 % rel. Feuchte, 2000 Stunden) zeigen: Glas-Glas-Module weisen eine Leistungsdegradation von meist unter 2 % auf, während manche Glas-Folie-Module bis zu 3–4 % verlieren. Durch ihr höheres Gewicht stellen Glas-Glas-Module allerdings höhere Anforderungen an Dachlasten und Installationsprozesse. Bei leichten Dachkonstruktionen muss der Kompromiss zwischen struktureller Eignung und Leistungsgewinn sorgfältig abgewogen werden.
4. Hohe Temperaturen verstärken technologische Unterschiede
Unter Standard-Testbedingungen (STC) sind die Unterschiede zwischen verschiedenen Modultechnologien oft kaum sichtbar. In dauerhaft heißen Betriebsumgebungen summieren sich diese Differenzen jedoch langfristig und führen zu messbaren Abweichungen bei Systemleistung und Wirtschaftlichkeitsmodellen.
Bei einer Betriebstemperatur von 65°C ergibt der Temperaturkoeffizienten-Unterschied zwischen PERC und HJT (0,10 %/°C) einen täglichen Ertragsunterschied von etwa 3–4 %. Wenn das Hochtemperaturfenster rund ein Drittel der jährlichen Betriebszeit ausmacht, kann der jährliche Ertragsunterschied 2–3 % erreichen, was direkten Einfluss auf LCOE-Berechnungen und Renditemodelle hat.
Unter Bedingungen von hoher Hitze und starker Einstrahlung beeinflusst die Modulstruktur maßgeblich die Wärmeabfuhr und Alterungsprozesse. Glas-Glas-Module bieten dank ihrer höheren Wärmeleitfähigkeit und symmetrischen Verkapselung eine bessere thermische Stabilität. Beschleunigte Alterungstests (85°C / 85 % rel. Luftfeuchtigkeit) zeigen, dass deren Leistungsdegradation meist unter 2 % liegt, während bei einigen Glas-Folie-Modulen bis zu 3–4 % beobachtet werden. Dennoch hängen reale Unterschiede stark von der Materialqualität und Fertigungstechnik ab, sodass die Modulauswahl immer anhand von Temperaturbedingungen, Lastanforderungen und Lebensdauererwartungen erfolgen sollte.
Hohe Temperaturen beschleunigen die Bildung von Hotspots, das Fortschreiten von Mikrorissen und die thermische Ermüdung an Lötstellen. Wenn die Konstruktion keine ausreichende Wärmeverteilung und Spannungsreserven berücksichtigt, werden insbesondere die Kanten der Verkapselung zu Bereichen erhöhter thermischer Belastung. Das senkt die strukturelle Stabilität des Moduls und erhöht die Häufigkeit von Wartungsinterventionen.
In Südeuropa und anderen hitzegeprägten Märkten sollte der Temperaturanstieg als zentrales Kriterium für die Technologieauswahl betrachtet werden. Die Fähigkeit eines Moduls, bei hohen Temperaturen eine stabile Leistung, gleichmäßige Wärmeverteilung und beständige Verkapselung zu gewährleisten, muss als entscheidender Faktor in der Planungsphase berücksichtigt werden.
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Quellenverzeichnis
Fraunhofer ISE. (2024). Photovoltaics Report. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
NREL. (2020). Temperature Coefficients for PV Modules. National Renewable Energy Laboratory. https://www.nrel.gov/docs/fy20osti/76876.pdf
PVsyst SA. (2023). PVsyst Software Documentation – Thermal Behavior of PV Modules. https://www.pvsyst.com/help/thermal_behavior.htm
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