Inhalt
- Einleitung
- Häufige Solarmodul-Probleme und potenzielle Risiken
- Lösungen: Wie wählt man zuverlässige Solarmodule aus?
- Fazit
1. Einleitung
Im Zuge der stetigen Förderung erneuerbarer Energien rücken Solarmodule als saubere und nachhaltige Energiequelle immer stärker in den Fokus. Mit der breiten Anwendung der Photovoltaik-Technologie wird Nutzern jedoch zunehmend bewusst, dass es eine Reihe von PV-Module Problemen und potenziellen Risiken gibt, die während des Betriebs auftreten können.
Damit eine Photovoltaikanlage langfristig stabil und effizient arbeitet, ist es entscheidend, diese Solarmodul-Risiken zu verstehen und geeignete Maßnahmen zu kennen. Dieser Artikel gibt einen Überblick über typische Situationen, die im Betrieb von Photovoltaik-Modulen auftreten können, und erläutert die wichtigsten Kriterien bei der Auswahl zuverlässiger Komponenten, um die Betriebsqualität und die langfristige Energieerzeugung des gesamten Systems zu verbessern.
2. Welche sind die häufigsten Fehler und potenziellen Probleme bei Solarmodulen?
Diese unterschiedlichen Erscheinungen lassen sich meist auf dieselben Ursachen zurückführen: Materialalterung, Umgebungsstress, ungewöhnliche Strompfade oder fehlerhafte Installationsbedingungen. Das Verständnis dieser Faktoren hilft, viele PV-Modul Probleme bereits in der Planungs- und Auslegungsphase zu vermeiden.
2.1 Hotspot-Effekt
Der Hotspot-Effekt ist im Kern ein thermisches Instabilitätsphänomen, ausgelöst durch lokale I²R-Verluste. Wenn durch Mikrorisse, mangelhafte Lötstellen oder Teilverschattungen der Serienwiderstand (Rs) ansteigt, muss der gesamte Strang denselben Strom führen, wodurch die hochwiderständige Stelle Energie in Wärme umwandelt.
Bei einem typischen Betriebsstrom von 8–10 A kann bereits ein lokaler Widerstandsanstieg von 20–40 mΩ eine Temperaturerhöhung von 25–45°C bewirken – genug, um Materialien in einen beschleunigten Alterungsbereich zu versetzen. Steigt die Temperatur weiter auf 80–110°C, treten irreversible Ausfallmuster auf:
- EVA-Oxidation → schnellere Vergilbung, geringere Lichtdurchlässigkeit
- Erweichung oder Migration der Silberkontakte / Lötbänder → weiterer Widerstandsanstieg
- Ungleichmäßige mechanische Spannungen in Glas/Zellen → sichtbare oder versteckte Rissbildung
Bei Teilverschattung schaltet die Bypassdiode frühzeitig, was anzeigt, dass der Substrang im anormalen Betriebsbereich arbeitet. Häufige thermische Zyklen (Ein/Aus) führen zu Ermüdung der Lötstellen und zu Spannungsakkumulation in der Laminierung, wodurch sich Hotspot-Zonen im Laufe der Zeit vergrößern. Wärmebilder zeigen dann charakteristische Hotspot-Flecken.
Mikrorisse entstehen durch äußere Krafteinwirkung, Fertigungsspannungen oder Temperaturwechsel. Da Wafer inzwischen häufig nur 160–170 μm dick sind, treten solche feinen, unsichtbaren Risse beim Sortieren, Löten, Transport oder der Installation leichter auf. Diese Risse vermindern die lokale Stromtragfähigkeit, erhöhen den Serienwiderstand und verursachen leichte Leistungsverluste.
„Snail Trails“ sind die optische Folge dieser Risse unter feuchten Bedingungen: Silberkontakte wandern oder sulfieren an den Risskanten und hinterlassen dunkle Spuren. Dies weist auf strukturelle Schwächen im Photovoltaik Modul hin. Mit zunehmenden Temperaturzyklen können sich die Risse ausbreiten, was zu sinkendem Füllfaktor (FF), ungleichmäßiger Leistung und langfristig geringerem Ertrag führt.
Der zentrale Risikofaktor besteht darin, die langfristige Stabilität des Moduls zu beeinträchtigen. Daher sind sorgfältige Verpackung, schonender Transport und korrekte Installation entscheidend, um initiale Schäden zu vermeiden.
2.3 Interne Modulfehler (Lötstellen, Anschlussdose, Laminationsfehler)
Interne Fehler entstehen meist durch mechanische Belastung, Materialermüdung oder Dichtungsversagen. Typische Formen sind abgelöste Lötstellen, gerissene Bänder, Feuchtigkeit in der Anschlussdose oder Delamination der Laminatschichten.
Während des Lötprozesses werden Lötpunkte kurzfristig auf 140–160°C erhitzt. Bei ungleichmäßiger Abkühlung oder externer Belastung kann später Metallermüdung auftreten. Während des Betriebs durchläuft ein Solarmodul jährlich etwa 600–900 Tag-Nacht-Zyklen (Temperaturschwankungen 30–45°C), wodurch die Kontaktimpedanz eines Lötpunktes um 2–5 mΩ steigen kann – genug, um den Stromfluss zu destabilisieren.
Dringt Feuchtigkeit durch gealterte Dichtmasse oder feine Risse im Backsheet in die Anschlussdose ein, sinkt der Isolationswiderstand von GΩ auf einige hundert MΩ. Dies erhöht die Wahrscheinlichkeit von Korrosion und Leckströmen.
Löst sich EVA/POE frühzeitig von Glas oder Backsheet, wird die mechanische Unterstützung der Zellen geschwächt, sodass intermittierende Kontaktprobleme entstehen – sichtbar etwa als schwankende IV-Kurve, erhöhter Serienwiderstand oder instabile Leistung.
Diese Defekte unterbrechen den Strompfad und führen zu irreversibler Solarmodul Degradation. Mechanische Stöße sind daher bei Transport, Montage und Betrieb zu minimieren, ebenso sind thermische Ausdehnungskräfte zu kontrollieren und die Dichtigkeit der Anschlussdose sicherzustellen.
2.4 Leistungsdegradation (LID / LeTID / PID)
Die Ursachen der Degradation unterscheiden sich:
- LID (Light-Induced Degradation) tritt zu Beginn bei starker Lichteinstrahlung auf; typisch 0,8–1,5% Verlust durch Bor-Sauerstoff-Komplexe.
- LeTID (Light and Elevated Temperature Induced Degradation) entsteht unter hoher Temperatur + elektrischer Last, mit Spitzenverlusten von 3–6%, häufig in warmen, feuchten Regionen oder auf dunklen Dächern.
- PID (Potential-Induced Degradation) hängt mit Systemspannung und Feuchtigkeit zusammen. Bei 1500-V-Systemen oder hoher Luftfeuchte können lokale Verluste über 10% liegen.
Problematisch sind nicht Einmalverluste, sondern die langfristige Veränderung der Leistungskurve. Module mit höherer Degradationsanfälligkeit liefern ab dem 3.–8. Betriebsjahr dauerhaft weniger Energie, was den Lifecycle-Ertrag spürbar senkt.
2.5 Backsheet-Risse und Feuchtigkeitseintritt
Das Backsheet altert durch UV-Strahlung, Temperaturzyklen und mechanische Beanspruchung. Sobald Risse entstehen, kann Feuchtigkeit in die Laminierung eindringen, Lötbänder korrodieren und die Barrierewirkung des Laminats verlieren.
DNV- und NREL-Tests zeigen: Nach Feuchtigkeitseintritt sinkt der Isolationswiderstand häufig von GΩ auf wenige hundert MΩ, wodurch PID-Risiken und Leckströme stark zunehmen.
Diese Form der Degradation ist anfangs schwer sichtbar, zeigt sich später jedoch durch Leistungsverlust oder sich ausweitende Fehlstellen. Daher ist die Backsheet-Qualität beim Kauf zu berücksichtigen und regelmäßige Sichtkontrollen sind notwendig.
2.6 Installationsbedingte Probleme
Viele Solarmodul Fehler entstehen nicht im Modul selbst, sondern durch fehlerhafte Installation – falscher Neigungswinkel, dauerhafte Verschattung oder mangelnde Hinterlüftung.
• Abweichungen bei Neigung und Ausrichtung
Ist der Winkel zu klein oder zu groß, sinkt die jährliche Einstrahlung. In Südeuropa führen 10° Abweichung von Süden zu 2–4% Jahresverlust (PVGIS).
• Verschattung schaltet Substränge frühzeitig in den Bypass-Modus
Schon 3–5% Teilverschattung (z. B. durch Kamin, Bäume) können den Strangertrag um 15–25% reduzieren (Fraunhofer ISE) und Hotspot-Risiken erhöhen.
• Unzureichende Hinterlüftung erhöht die Modultemperatur
NREL und Sandia bestätigen:
- Jede Temperaturerhöhung um 1°C → ca. 0,30–0,45% Leistungsverlust
- Luftspalt < 6–8 cm → Rückseitentemperatur +8–12°C
- Empfohlener Abstand: ≥ 10–15 cm
Fehlerhafte Montage führt somit zu geringerer Tagesproduktion und größerer Abweichung zwischen Theorie und Praxis.
Korrekte Neigung, Vermeidung fester Verschattung und ausreichende Hinterlüftung sind essenziell für die sichere Temperaturführung des Moduls.
2.7 Umweltbedingte Einflüsse
Solarmodule sind dauerhaft der Witterung ausgesetzt. Ohne sorgfältige Auslegung können folgende Belastungen die Alterung beschleunigen:
- Hohe Temperaturen: Rückseitentemperaturen erreichen im Sommer 60–75°C. Jede Temperaturerhöhung um 10°C reduziert die Leistung um 3–4,5%. Zudem verstärken Hitze und UV-Belastung LeTID und Materialalterung.
- Schnee- und Windlasten: Führen zu zusätzlichem mechanischem Stress, der Risse, Rahmenverformungen oder Modulbruch verursachen kann. IEC 61215 erlaubt 2400–5400 Pa, aber falsche Montage erzeugt lokal höhere Lasten.
- Salznebel, Feuchtigkeit, starke UV-Strahlung: Beschleunigen die Alterung von Backsheet, Lötstellen und EVA/POE. Der Isolationswiderstand kann von GΩ auf wenige hundert MΩ sinken – PID-Risiken steigen.
Umweltstress ist unvermeidbar, lässt sich jedoch durch geeignete Modulauswahl (z. B. Doppelglas, hochwertige Materialien) und klimabewusste Auslegung deutlich reduzieren.
3. Lösungen: Zuverlässige Solarmodule auswählen
Nachdem die Ursachen der häufigsten PV-Modul Probleme verstanden wurden, besteht der entscheidende nächste Schritt darin, durch die richtige Modulstruktur, Zelltechnologie und Systemauslegung diese Risiken zu reduzieren. Die folgenden drei Bereiche zeigen, wie Hotspots, Mikrorisse, Degradation und witterungsbedingte Alterung bei der praktischen Auswahl von Photovoltaik-Modulen wirksam vermieden werden können.
3.1 Auswahl einer zuverlässigen Modulstruktur
Modulaufbau und Verkapselung
Die Verkapselungsstruktur bestimmt die Feuchtigkeitsbeständigkeit, die mechanische Stabilität und die langfristige Alterungsrate eines Moduls. Doppelglas-Module bieten eine extrem geringe Wasserdampfdurchlässigkeit (WVTR) von bis zu 10⁻⁶ g/m²·Tag und sind klassischen Backsheet-Modulen deutlich überlegen – insbesondere in feuchten, küstennahen, regenreichen oder temperaturinstabilen Regionen.
Einzelglas-Module sind leichter (3–6 kg weniger als Doppelglas bei gleicher Leistung) und damit ideal für Dächer mit geringer Traglast, insbesondere im Wohnbereich. Bifaziale Module erzielen auf hellen Dächern oder reflektierenden Untergründen zusätzliche 5–10% Ertrag und bieten zudem eine höhere strukturelle Robustheit.
Zellteilung und technologische Struktur
Die Art der Zellteilung beeinflusst direkt die Strompfade und den lokalen Widerstand unter Verschattung. Halbzellen halbieren den Strom und reduzieren das Hotspot-Risiko. Neuere Designs gehen noch weiter: Die 1/3-Cut-Technologie teilt eine Zelle in drei kleinere Einheiten, wodurch der Strom weiter sinkt und interne Wege kürzer werden.
Dies verringert den lokalen Serienwiderstand und die Temperaturerhöhung – ideal bei leichter Verschattung, z. B. durch Bäume oder Balkonbrüstungen. Solche Designs erhöhen die Solarmodul Zuverlässigkeit bei Mikrorissen, hohen Temperaturen oder Teilverschattung.
Wahl der passenden Leistungsklasse je nach Dachgröße
Modulgröße und Leistung haben großen Einfluss auf Layout, Belüftung und Traglast.
- 430–460 W: mittelgroße Module, flexibel einsetzbar auf Wohngebäuden
- 550–600 W und höher: Großformate für Gewerbe- und Industriedächer, höhere Flächeneffizienz und weniger Unterkonstruktion
Eine passende Abstimmung von Modulgröße und Dachstruktur vermeidet zu dichte Belegung, unzureichende Hinterlüftung oder Überlastung – und sorgt langfristig für stabilen Betrieb.
3.2 Auswahl leistungsstabiler Zelltechnologien
Verschiedene Technologien reagieren unterschiedlich empfindlich auf Degradation, hohe Temperaturen und Verschattung. Die Wahl der richtigen Route hilft, Hotspots zu reduzieren, langfristige Leistungsverluste zu minimieren und den Gesamtertrag zu steigern.
IBC-Module verwenden ein Rückkontaktdesign ohne vordere Metallgitter, wodurch Verschattungsverluste geringer ausfallen. Sie sind stabiler bei Schwachlicht, schräger Einstrahlung und partieller Verschattung. Da auf der Vorderseite keine Lötbänder verlaufen, reagieren sie weniger empfindlich auf Mikrorisse.
Außerdem arbeiten IBC-Module oft mit hochwertigeren Wafern und stärkerer Passivierung, was LID/LeTID deutlich reduziert. Daher eignen sie sich besonders für Dächer mit wechselhaftem Klima oder erhöhten Zuverlässigkeitsanforderungen.
TOPCon ergänzt klassische PERC-Strukturen um eine Tunneloxid-Schicht und eine dotierte Polysiliziumschicht, wodurch die Rekombination sinkt und der anfängliche LID-Verlust kleiner ausfällt. Die Technologie bietet hohe Modulleistung und stabile Ergebnisse unter Hitze und Feuchtigkeit – ein wesentlicher Grund für ihre breite Marktverbreitung.
Mit höherer Bifazialität erzielen TOPCon-Module zusätzliche Erträge auf reflektierenden Flächen. Durch die ausgereifte Fertigungstechnik überzeugen sie in Dampfwärme-, Feuchte- und Kältetests und bieten ein gutes Verhältnis aus Kosten und Leistung.
HJT kombiniert kristallines Silizium mit amorphen Siliziumschichten und erreicht dadurch eine sehr starke Oberflächenpassivierung. Der Temperaturkoeffizient liegt typischerweise bei etwa −0,243%/°C und ist damit deutlich besser als bei klassischen Technologien.
Unter hohen Temperaturen – etwa auf dunklen Dächern oder in südlichen Regionen – verlieren HJT-Module deutlich weniger Leistung und liefern über das Jahr stabilere Erträge.
Da HJT weder LID noch relevante LeTID-Verluste zeigt und eine sehr hohe PID-Beständigkeit besitzt, eignet sich die Technologie ideal für Metalldächer, Küstenregionen oder extreme Klimazonen. Die dünne Heterojunction-Struktur reagiert zudem weniger empfindlich auf mechanischen Stress, wodurch das Risiko von Mikrorissen beim Transport oder bei der Installation sinkt.
3.3 Installation und langfristige Zuverlässigkeit beachten
Auch bei der besten Technologie hängen Stabilität und Ertrag stark von der Installationsqualität und den Betriebsbedingungen ab. Viele Hotspots, Leckströme oder Degradationsprobleme werden nicht durch das Modul selbst, sondern durch falsche Neigung, feste Verschattung oder unzureichende Hinterlüftung verursacht.
Die korrekte Ausrichtung, ein ausreichender Hinterlüftungsabstand und die Vermeidung fester Verschattung sind entscheidend, um Module im sicheren Temperaturbereich zu halten.
Während des Betriebs sollten Anschlussdosen, Dichtungen und Befestigungssysteme regelmäßig kontrolliert werden, um Schäden durch Feuchtigkeit, Korrosion oder Lockerung zu vermeiden. In Regionen mit Schnee- oder Windlasten, hoher Feuchtigkeit oder Salzgehalt empfiehlt sich eine verstärkte Unterkonstruktion.
Neben der Systeminstallation spielt die Modulzertifizierung eine große Rolle: Module nach IEC 61215 und IEC 61730 sowie in Brandklasse A bieten garantierte Sicherheit in mechanischer Belastung, elektrischer Isolation und Gebäudeeinsatz. Seriöse Hersteller gewähren zudem mindestens 12 Jahre Produktgarantie und 25 Jahre lineare Leistungsgarantie.
4. Fazit
Hotspots, Mikrorisse, PID sowie witterungsbedingte Alterung bei Photovoltaik-Modulen entstehen im Kern durch das Zusammenspiel von Materialien, Fertigungsprozessen und Betriebsbedingungen. Durch die Auswahl einer zuverlässigeren Modulstruktur – etwa Doppelglas oder 1/3-Cut – sowie einer zur jeweiligen Klimazone passenden Zelltechnologie wie IBC, TOPCon oder HJT lassen sich die meisten PV-Modul Probleme bereits im Vorfeld wirksam vermeiden. Eine fachgerechte Installation und regelmäßige Wartung erhöhen zudem die langfristige Solarmodul Zuverlässigkeit.
Ob Wohngebäude oder gewerbliche Anlagen – nur wenn Auswahl, Planung und Installation gleichermaßen professionell erfolgen, kann ein PV-System über den gesamten Lebenszyklus hinweg stabile, effiziente und verlässlich prognostizierbare Erträge liefern.
Maysun Solar ist ein auf Europa spezialisierter Anbieter hochwertiger Photovoltaik-Module und bietet effiziente IBC-Module, HJT-Module und TOPCon-Module Lösungen. Durch lokale Lagerhaltung und stabile Lieferketten unterstützt Maysun Solar eine zuverlässige PV-Module Auswahl für verschiedene Dachtypen und Anwendungen – für langfristig höhere Systemstabilität und bessere Erträge.
Quellenverzeichnis
NREL (National Renewable Energy Laboratory). PV Module Reliability and Degradation Research. https://www.nrel.gov/pv
Fraunhofer ISE (2024). Photovoltaics Report – Key Figures and Performance Trends. https://www.ise.fraunhofer.de/en.html
Sandia National Laboratories. PV Performance Modeling Collaborative (PVPMC). https://pvpmc.sandia.gov
IEA PVPS (2023). Task 13 – Performance and Reliability of Photovoltaic Systems. https://iea-pvps.org/research-tasks/task-13/
DNV (2021). Solar Module Reliability Scorecard – PVEL Annual Results. https://www.dnv.com/services
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