Im Sommer ist die Sonneneinstrahlung besonders stark, weshalb viele diesen Zeitraum als ideal für die Stromerzeugung mit Photovoltaik ansehen. Doch die Temperaturempfindlichkeit der Module wird dabei häufig übersehen. Steigt die Temperatur, sinkt die Effizienz der Module – im Extremfall verkürzt sich sogar deren Lebensdauer. Um Unternehmen dabei zu unterstützen, den Herausforderungen hoher Sommertemperaturen besser zu begegnen, analysiert dieser Artikel die Auswirkungen von Hitze auf die Stromerzeugung, vergleicht die Hitzebeständigkeit gängiger Modultypen und gibt fundierte Empfehlungen für die Modulauswahl.
1. Wie stark wirkt sich hohe Sommertemperatur auf die Stromerzeugung von Modulen aus?
Obwohl die Sonneneinstrahlung im Sommer zunimmt und theoretisch vorteilhaft für die Stromerzeugung ist, reagieren Photovoltaikmodule sehr empfindlich auf Temperaturanstiege. Die Leistung von PV-Modulen sinkt linear mit steigender Temperatur – ein Zusammenhang, der als Temperaturkoeffizient bekannt ist. Dieser liegt in der Regel zwischen -0,26 %/°C und -0,35 %/°C.
Rechenbeispiel:
Leistungsverlust = Temperaturkoeffizient × (Modultemperatur – 25 °C)Bei einem TOPCon-Modul mit 65 °C ergibt sich:-0,32 %/°C × (65 – 25) = 12,8 % Leistungsverlust
Weitere Risiken durch hohe Temperaturen
- Hotspot-Effekt
Wenn einzelne Bereiche eines Moduls verschattet oder verschmutzt sind, kann sich die Temperatur dort schnell auf über 150 °C erhöhen. Es entstehen sogenannte Hotspots, die die Zelloberfläche beschädigen, Lötstellen lösen oder das Verkapselungsmaterial verkohlen lassen können. Die Lebensdauer des Moduls verkürzt sich dadurch um 2 bis 3 Jahre. - PID-Effekt (Potentialinduzierte Degradation)
Hohe Temperaturen in Kombination mit Feuchtigkeit können die Wanderung elektrischer Ladungen im Modulinneren auslösen, was zu einem Leistungsabfall führt. Zwar verfügen moderne Module meist über PID-Schutzdesigns, doch bei mangelhafter Planung oder Installation kann es dennoch zu starker Degradation kommen. Daher sind hochwertige Module mit PID-Schutz und eine fachgerechte Installation entscheidend für eine langfristig stabile Systemleistung.
Nicht hitzebeständige PERC-Module weisen nach mehreren Jahren Betrieb unter hohen Temperaturen eine deutlich stärkere Leistungsdegradation auf als TOPCon-Module.
Besondere Auswirkungen auf Gewerbe- und Industrieanwender
Bei den meisten gewerblichen PV-Anlagen fällt der Erzeugungshöchstwert mit der Lastspitze des Unternehmens zusammen. Hohe Sommertemperaturen verringern jedoch die Modulleistung, wodurch Unternehmen verstärkt auf Netzstrom angewiesen sind. In Ländern mit hohen Strompreisen und hohem Eigenverbrauch – etwa Italien, Spanien oder Südfrankreich – steigen dadurch die Betriebskosten und die Amortisationszeit verlängert sich deutlich.
Ein höherer Lichteintrag allein kann den durch Hitze verursachten Effizienzverlust also nicht vollständig kompensieren. Ein realistisches Verständnis der Temperatureinflüsse ist daher die Grundlage für die Auswahl hitzebeständiger und leistungsstabiler Solarmodule.
2. Unterschiede im Wirkungsgrad verschiedener Module bei hohen Temperaturen
Die Hitzebeständigkeit von Photovoltaikmodulen unterscheidet sich je nach technologischer Ausführung erheblich – mit direktem Einfluss auf die Leistung unter hohen Umgebungstemperaturen. Diese Unterschiede zeigen sich insbesondere beim Temperaturkoeffizienten, der Zellstruktur und dem realen Energieertrag. Für eine optimale Projektrendite unter Hitzeeinwirkung sollten Unternehmen diese Faktoren ganzheitlich bewerten.
(1) HJT-Module
- Niedrigster Temperaturkoeffizient: Der Temperaturkoeffizient von HJT-Modulen liegt bei etwa -0,243 %/°C. Das bedeutet, dass die Leistung pro Grad Temperaturanstieg um rund 0,243 % sinkt. Bei einem Temperaturanstieg von 25 °C auf 65 °C beträgt der Leistungsverlust nur etwa 9,72 % – ein sehr stabiler Wert unter heißen Bedingungen.
- Vorteile der speziellen Zellstruktur: Die Kombination aus kristallinem und amorphem Silizium ermöglicht eine effizientere Absorption des breiten Sonnenspektrums und steigert den Gesamtertrag – besonders geeignet für stark besonnte Regionen Südeuropas.
- Höhere Zuverlässigkeit: Durch niedrige Verarbeitungstemperaturen und eine flexible Zellstruktur wird das Risiko von Mikrorissen während Transport und Montage reduziert, was die Langzeitstabilität deutlich erhöht.
(2) TOPCon-Module
- Mittlerer Temperaturkoeffizient: Etwa -0,32 %/°C, was bei einer Temperaturerhöhung von 25 °C auf 65 °C einem Leistungsverlust von etwa 12,8 % entspricht. Damit sind sie leistungsfähiger als herkömmliche Module (z. B. PERC), aber etwas schwächer als HJT.
- Deutliche Strukturvorteile: Die doppelseitige Passivierung und rückseitige Reflexionsschicht erhöhen die Ladungsträgerbeweglichkeit, reduzieren thermische Schäden und verlängern die Lebensdauer.
- Kosteneffizient: Im Vergleich zu HJT-Modulen sind TOPCon-Module preiswerter und daher ideal für Unternehmen mit begrenztem Budget, die dennoch Wert auf gute Leistung bei hohen Temperaturen legen.
(3) IBC-Module
- Hoher Wirkungsgrad, aber durchschnittliche Hitzebeständigkeit: IBC-Module verfügen über rückseitige Kontakte und eine unverschattete Front, was zu hoher Effizienz und ansprechender Optik führt. Ihr Temperaturkoeffizient liegt jedoch bei etwa -0,29 %/°C und ist somit bei Sommerhitze etwas schwächer als HJT.
- Geeignet für spezielle Anwendungen: Dank ihrer strukturellen und ästhetischen Vorteile eignen sie sich besonders für architektonisch anspruchsvolle Gewerbebauten und gebäudeintegrierte PV-Anlagen (BIPV).
Vergleich der Hitzebeständigkeit der drei Modultypen:
Hinweis: Der Leistungsverlust basiert auf dem Temperaturkoeffizienten, unter der Annahme, dass die Modultemperatur von 25 °C (Standard-Testbedingungen) auf 65 °C ansteigt.
3. Fallstudie: Reale Leistung unter hohen Temperaturen
In Südeuropa, etwa in Italien oder Spanien, übersteigen die Modultemperaturen auf Dächern im Sommer häufig 60 °C. In solchen Fällen beeinflusst der Temperaturkoeffizient verschiedener Module direkt die Energieerträge und Unternehmensrendite.
Die folgende Grafik zeigt den Verlauf der Effizienz von HJT-, TOPCon- und PERC-Modulen an einem typischen sonnigen Sommertag (8:00–17:00) in Abhängigkeit von der Temperatur. Die Kurven basieren auf Modellen zum Temperaturkoeffizienten und spiegeln die relative Leistung der Technologien im praktischen Betrieb wider.
Hinweis: Die Effizienzänderungen in der Grafik wurden mithilfe eines linearen Temperaturkoeffizienten-Modells berechnet, basierend auf der Standard-Testbedingung (STC) von 25 °C. Datenquelle: PVGIS, Gemeinsames Forschungszentrum (JRC) der Europäischen Kommission.
Aus der Grafik lässt sich ablesen:
HJT-Module weisen den niedrigsten Temperaturkoeffizienten (ca. -0,24 %/°C) auf und halten auch in der heißen Mittagszeit eine hohe Effizienz – mit nur geringen Leistungsschwankungen über den Tag hinweg.
TOPCon-Module verlieren mit steigender Temperatur schneller an Effizienz, sind jedoch PERC-Modulen deutlich überlegen und liefern in den meisten Zeitfenstern konstant gute Leistung.
PERC-Module sind am stärksten temperaturempfindlich, insbesondere zwischen 11:00 und 15:00, wenn die Temperaturen am höchsten sind – hier sinkt die Leistung deutlich.
Das bedeutet: In Zeiträumen mit besonders hoher Einstrahlung und schnellen Temperaturanstiegen können HJT-Module die Systemleistung besonders stabil halten – ein entscheidender Faktor für Unternehmen mit hohem Eigenverbrauch oder stark schwankenden Lastprofilen.
Simulierte Stromerträge in Sizilien über 90 Sommertage (1 MW installierte Leistung)
Laut PVGIS-Daten (Juni–August 2024) liegt die durchschnittlich effektive tägliche Einstrahlung an der sizilianischen Küste bei etwa 7,5 kWh/m², was in 90 Tagen einer Gesamtstrahlung von ca. 675 kWh/m² entspricht. Unter der Annahme eines System-Performance-Verhältnisses (PR) von 0,80 und einer Modultemperatur zwischen 60–65 °C ergeben sich:
- Durchschnittliche Effizienz HJT: ca. 96 %
- Durchschnittliche Effizienz TOPCon: ca. 91 %
- Daraus resultierende Gesamtertragsdifferenz: ca. 27.000 kWh
- Im besten Fall (PR = 0,85) bis zu 28.700 kWh
Bei einem Strompreis von 0,20 €/kWh ergibt sich ein Einsparpotenzial von etwa 5.400–5.740 €.
Hinweis: Die Zahlen „96 % vs. 91 %“ basieren auf einem vereinfachten Modell und folgenden Annahmen:
- Temperaturkoeffizient: HJT –0,24 %/°C, TOPCon –0,32 %/°C
- System-PR ≈ 0,80
- Betriebstemperaturbereich: 60–65 °C
Bitte beachten Sie: Die tatsächliche Leistung hängt von den technischen Datenblättern und den realen Betriebsbedingungen ab.
Vergleichsanalyse:
Bei Einstrahlungswerten zwischen 6,5–8,5 kWh/m² pro Tag oder PR-Schwankungen von ±0,05 bleibt das Einsparpotenzial stabil im Bereich von 4.500–6.000 €.
Ein täglicher Effizienzunterschied von 4–5 % kann in der Sommerbilanz einem Mehrertrag von etwa 12–14 % entsprechen.
Fazit:
HJT-Module bieten unter heißen Betriebsbedingungen einen signifikanten und quantifizierbaren Vorteil in Bezug auf langfristige Erträge – ideal für Unternehmen mit Fokus auf stabile Cashflows und hohem Eigenverbrauch.
Wirtschaftlichkeitsanalyse: Lohnt sich die Investition in Hochleistungsmodule?
Beim Modulauswahlprozess reicht der Blick auf den Temperaturkoeffizienten allein nicht aus – Unternehmen wollen wissen, ob sich die technischen Unterschiede wirtschaftlich auszahlen.
- Kostenunterschied
HJT-Module erfordern aufwendigere Herstellungsverfahren und hochwertigere Produktionsanlagen, was zu einem höheren Preis pro Watt führt. Trotz höherer Anfangsinvestitionen bieten sie durch ihre Hitzebeständigkeit und geringe Degradation langfristig höhere Ertragsstabilität. - Return on Investment
TOPCon-Module bieten ein ausgezeichnetes Preis-Leistungs-Verhältnis und eignen sich für Projekte mit begrenztem Budget oder kürzeren Amortisationszielen. Auch wenn sie in extremer Hitze etwas schwächer abschneiden als HJT, lässt sich bei guter Systemplanung und Wartung dennoch eine stabile Rendite erzielen. - Empfohlene Anwendung
▸ In Regionen mit hoher Temperatur und starker Einstrahlung sowie bei Projekten mit Lastspitzenanforderungen wird HJT empfohlen.
▸ Für Projekte mit engen Budgets und Fokus auf mittelfristige Amortisation ist TOPCon eine effiziente Lösung.
▸ Bei gestalterischen Anforderungen oder BIPV-Projekten lohnt sich auch der Einsatz von IBC-Modulen dank ihres gridlosen Designs und der hohen visuellen Integration.
4. Wie wählt man das passende Modul basierend auf den Projektanforderungen?
Die Unterschiede in der Leistungsfähigkeit verschiedener Modultypen unter hohen Temperaturen sind mittlerweile gut bekannt. In der Praxis bleibt jedoch oft unklar, wie sich Umweltbedingungen, verfügbare Ressourcen und finanzielle Rahmenbedingungen in konkrete Auswahlkriterien übertragen lassen. Dieser Abschnitt bietet gewerblichen und industriellen Anwendern eine strukturierte Entscheidungshilfe entlang vier typischer Bewertungsperspektiven.
In heißen Regionen thermische Stabilität priorisieren
Wird ein Projekt in Süditalien, Zentralspanien oder Südfrankreich realisiert, wo die Modultemperatur im Sommer dauerhaft über 60 °C liegt, sollte der Fokus auf Modultypen mit niedrigerem Temperaturkoeffizienten liegen. Nur so lässt sich eine spürbare Leistungsminderung während Lastspitzen vermeiden. Module mit hoher thermischer Stabilität – wie HJT – bieten hier klare Vorteile. In gemäßigten Regionen Mitteleuropas (z. B. Norddeutschland, Österreich, Polen) kann hingegen TOPCon ein gutes Gleichgewicht zwischen Kosten und Leistung schaffen.
Bei begrenztem Dachraum auf Flächeneffizienz achten
In Szenarien mit eingeschränkter Dachfläche – etwa bei Fabrikgebäuden oder Logistikparks – ist die Energieausbeute pro Quadratmeter entscheidend für die Systemgröße und den maximalen Ertrag. Solche Projekte profitieren von Modulen mit hoher Wirkungsgradleistung und geringem Leistungsverlust bei Hitze, etwa HJT oder IBC. Verfügen Projekte hingegen über großzügige Dach- oder Freiflächen und ist Kosteneffizienz vorrangig, sind TOPCon-Module eine wirtschaftlichere Option.
Modulleistung auf die Finanzstruktur des Projekts abstimmen
Die Finanzierungsstruktur eines Projekts bestimmt Anforderungen an Amortisationsdauer und Cashflow-Stabilität. Bei langfristigen Projekten oder Geschäftsmodellen, die auf kontinuierlichen Erträgen beruhen (z. B. Stromverkauf plus Eigenverbrauch), sind HJT-Module mit ihrer geringen Degradation und hohen Leistungskonstanz besonders geeignet. Wenn hingegen eine kurze Amortisationszeit von 3–5 Jahren angestrebt wird, können TOPCon-Module auch in wärmeren Regionen solide Erträge erzielen.
Betriebsführung und Ertragsstabilität mitdenken
Für Projekte mit langen Laufzeiten und strengen O&M-Kostenanforderungen (z. B. bei zentral verwalteten Multi-Standort-Anlagen) empfiehlt sich der Einsatz von HJT- oder IBC-Modulen mit geringer Degradation. Sie sichern eine konsistente Energieproduktion, harmonieren besser mit smarten Wartungssystemen und senken das Risiko unerwarteter Leistungsabweichungen.
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
Europäische Kommission, Gemeinsames Forschungszentrum (JRC) — Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis_en
Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE — Leistungstests von Photovoltaikmodulen und Temperaturkoeffizienten https://www.ise.fraunhofer.de/en/business-areas/pv-systems.html
Weltbank-Gruppe — Global Solar Atlas https://globalsolaratlas.info/
Europäische Kommission — Richtlinie für erneuerbare Energien und nationale Fördermechanismen https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/renewable-energy-directive_en
Internationale Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) — Technologie- und Kostenentwicklung bei Solar-PV https://www.irena.org/publications/2020/Jun/Solar-PV
Empfohlene Lektüre