Solarmodule sollen möglichst lange und zuverlässig Strom erzeugen. Was einfach klingt, erweist sich in der Praxis nicht unbedingt als Selbstläufer. Die Branche hat immer wieder Lehrgeld zahlen müssen, denn die Technologie hat ihre Tücken – und mancher Effekt wird noch nicht verstanden.
Die gute Nachricht zuerst: Gebrochene Zellen sind kaum noch ein Problem. „Zellbruch ist deutlich zurückgegangen“, resümierte Bernhard Weinreich, Gutachter bei Hawe Energy.
Hawe hat die Gutachten und Betriebsdaten von 1.100 Solarparks ausgewertet. 95 Prozent der Begutachtungen waren mit Terminen vor Ort verbunden. „An 600 Anlagen kam Thermografie zum Einsatz“, berichtete Weinreich auf dem PV-Symposium im Kloster Banz.
Versprödete Folien weiter ein Problem
In 250 Fällen wurden versprödete Rückseitenfolien moniert, das Problem ist in der Branche seit mehreren Jahren auffällig. „Dieses Phänomen kam 2021 auf und ist nach wie vor ein heißes Thema“, berichtete Weinreich. „Nach zehn Jahren brach es deutlich hervor, obwohl schon 2013 erste Fälle auftraten. Damals wurde die massive Gefahr unterschätzt.“
Grund sind ungeeignete Folien, die während des Markteinbruchs 2011 und in den Folgejahren in die Module integriert wurden. UV-Strahlung, Hitze, Kälte und Feuchtigkeit setzen ihnen zu, sodass sie nun verspröden und auskreiden. Die Folge: Die Folien verlieren ihre Festigkeit, reißen, im schlimmsten Fall fallen die Zellen aus dem Laminat. Das ist nicht lustig.
Dabei droht schon ein neuer Massenfehler, vor allem bei Solarparks: Die Formate der Solarmodule werden immer größer, ihre Gläser jedoch immer dünner. Auf diese Weise steigen die Spannungen im Material, das wegen des Kostendrucks auf Teufel komm raus abgespeckt wird.
Glasbruch zeigt sich massiv
Größere Module bedeuten größere Kräfte, dünnere Gläser geringeren Querschnitt. Dazu muss man wissen, dass Glas an sich ein schwieriger Werkstoff ist. Seine Struktur ist amorph, also unregelmäßig wie bei Flüssigkeiten, nicht kristallin wie beispielsweise bei Metallen.
Deshalb sind Werte zur Festigkeit und Belastbarkeit stets mit Vorsicht zu genießen. In manchen Solarparks ist bereits ein Fünftel der Module von Glasbruch betroffen, der meist an den Klemmen einsetzt und sich mit der Zeit ins Material fortsetzt (lesen Sie dazu auch den Artikel auf Seite 22 dieser Ausgabe).
PID und LID weitgehend gebannt
Nach Auffassung von Bernhard Weinreich ist bei Neuinstallationen mittlerweile die Gefahr anderer Phänomene gebannt. Zum Beispiel PID: „Die potenzialinduzierte Degradation ist kein Thema mehr“, sagte Weinreich. Auch LID (lichtindizierte Degradation) tritt bei Solarmodulen kaum mehr auf. Bis 2017 und 2018 waren davon vor allem Solarmodule mit Perc-Zellen betroffen.
LID bezeichnet anfängliche Leistungsverluste, bis die Module mit Licht gesättigt sind und ihre Leistung stabilisieren. Seit 2020 spielt LID bei neuen Modulen keine Rolle mehr, weder bei Perc noch bei Topcon oder Heterojunction-Tandemzellen (HJT).
Verluste durch UV-Strahlung
Allerdings diskutieren die Experten derzeit das Phänomen der UVID, der UV-induzierten Degradation. Dieser Effekt ist vor allem bei Topcon-Modulen auffällig, gelegentlich auch bei HJT. Werden die Module im Dunkeln gelagert, weisen sie Leistungsverluste bis zehn Prozent auf, die aber nach längerer Lichteinwirkung zumindest teilweise ausheilen.
Ganz verstanden ist der Effekt noch nicht, aber nachweisbar. Topcon steht für Tunnel Oxide Passivated Contact. Die Qualität und Ausführung der Passivierung hat erheblichen Einfluss auf UVID.
Zudem spielt die Zuverlässigkeit der Folien zur Verkapselung der Zellen eine wesentliche Rolle. Auf lange Dauer kann UV-Licht die Zellen schädigen. Deshalb werden den Polymerfolien UV-Blocker und sogenannte Downshifter beigemischt. Die Blocker schlucken UV-Licht, das sehr energiereich ist und im Lichtspektrum oberhalb von Grün und Blau liegt.
Downshifter kitzeln mehr Energie heraus
Die Downshifter reduzieren UV-Licht, indem sie die Wellenlänge des einfallenden Lichts verändern. Auf diese Weise rutscht das Licht quasi ins sichtbare Spektrum und kann von der Solarzelle ausgenutzt werden.
Aber: Auch die Downshifter ermüden mit der Zeit, je nach Intensität der UV-Strahlung. „Die Verkapselungsfolien werden durchlässiger für UV-Licht“, erläuterte Marius Lüdemann vom Fraunhofer-CSP in Halle.
Dort wurden gängige Folien von HJT-Modulen untersucht. „Am Anfang wird die Wellenlänge wie gewünscht verschoben“, sagte er bei seinem Vortrag in Bad Staffelstein. „Also wird UV umgewandelt und von den Zellen für Solarerträge genutzt. Das macht bis zu 1,5 Prozent Mehrertrag aus.“ Doch gealterte Folien setzten immer weniger UV-Licht in nutzbare Frequenzen um.
Downshifter wurden in jüngster Zeit entwickelt, um mehr Ertrag aus den Zellen und Modulen zu kitzeln. Offenbar werden sie im Laufe der Zeit abgebaut, vor allem bei sehr hohen Temperaturen kombiniert mit hoher Luftfeuchte. „Bei starker UV-Belastung und feuchtwarmem Klima verschwinden sie völlig“, urteilte Lüdemann.
Verluste steigen mit der Zeit
Die Forscher am Institut in Halle haben zunächst Folien getestet, noch keine Solarmodule mit Zellverbund und Gläsern. UV-Tests wurden mit Damp-Heat-Tests kombiniert. Sie schlussfolgern, dass der Verlust der Downshifter mit der Zeit auch die Leistung der Solarmodule mindert.
Esther Fokul vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg im Breisgau hat sich Solarmodule im Labor angeschaut. Bei ihrer Präsentation in Bad Staffelstein schätzte sie ein: „Aktuell sind viele Module von UVID betroffen.“
Vor allem Topcon- und HJT-Module zeigen den Effekt, der sich bei Lagerung im Dunkeln noch verstärken kann. Wie berichtet, heilt der Effekt nach gewisser Zeit durch Lichteinwirkung (zumindest teilweise), man spricht von Light Soaking (Lichtsättigung).
Lagerung im Dunkeln eher unproblematisch
Die Forscherinnen und Forscher vom ISE haben verschiedene Topcon-Module ausgemessen. Sie wurden dunkel gelagert, um anschließend den Leistungsabfall zu ermitteln. „Für die Messung der Leistung im Feld ist die Degradation durch Dunkellagerung eher nicht relevant“, gab sie Entwarnung. „Denn sie verschwindet im Licht weitgehend.“
Selbst relativ kurze Einlagerung der Module kann den Effekt hervorrufen, er wurde schon nach vier Stunden Dunkelheit nachgewiesen. Nach ihrer Einschätzung ist UVID ein Thema, dessen Bedeutung noch nicht klar erkennbar ist. Die erwähnten Downshifter verschieben den Effekt um einige Jahre nach hinten, bis die Additive ihre Wirkung eingebüßt haben.
Künstlich gealterte Module im Test
Feldtests am Fraunhofer ISE stützen die Überlegung, dass UVID bei Alterung der Module zunimmt. Christian Reise vom Freiburger Institut stellte Testreihen im Freiland vor. „Denn Labortests ersetzen Feldtests nicht“, berichtete er im Kloster Banz. Allerdings sind Feldtests in der Regel nur für diesen Standort und diese Anlage aussagekräftig.
Sein Team hat die Module im Labor künstlich gestresst und gealtert, um sie danach mit neuen Modulen in derselben Installation zu vergleichen. Das ISE hat ein neues Freifeld aufgebaut, um Solarmodule unter Realbedingungen zu testen. Die vorgealterten Module wurden acht Monate lang geprüft, alle fünf Minuten wurde automatisch eine U-I-Kennlinie aufgenommen.
Alu in der Lötpaste korrodiert schnell
Aus diesen Daten ergab sich, dass die Leistung von gealterten Topcon-Modulen messbar abnimmt. Getestet wurden Module mit HJT-, Topcon- und Perc-Zellen. Eine klare Tendenz ist jedoch nur schwer ablesbar, denn manchmal degradierten neue Module schneller als künstlich gealterte Paneele.
Offenbar hängen Leistungsverluste von sehr vielen Faktoren ab, darunter Zelltechnologie, Aufbau der Module, Auswahl der Materialien und so weiter. „Die Probleme mit Topcon wurden erkannt, offenbar altern sie schneller“, urteilte Christian Reise vorsichtig. „Dahinter könnte sich ein Problem verbergen, das massiv in Solarparks auftritt.“
So zeigten etliche Topcon-Module, dass mit fortschreitender Alterung die Kontakte zwischen den Zellen korrodieren, vor allem in tropischer Umgebung. Einige Hersteller löten die Kontaktfinger mit Pasten aus Silber und Aluminium. Alu ist sehr korrosiv, es wird schnell angegriffen. Zudem sind die Folien zur Laminierung der Zellen sehr verschieden und somit verschieden beständig.
Lehren aus langjährigen Erfahrungen
Das sind zunächst wissenschaftliche Erkenntnisse, die weiterer Forschungen bedürfen. Klar ist: Niemand kann sich blind darauf verlassen, dass Solarmodule problemlos zwei Jahrzehnte – oder länger – die versprochenen Stromerträge bringen. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre mit neuen Effekten oder einfach nur Schlamperei in der Fertigung sollten eine Lehre sein.
Nicht allein das billigste und leistungsstärkste Modul wird verbaut, sondern künftig spielt der Service durch den Importeur, Händler und Hersteller eine wachsende Rolle. Das betrifft auch die Kosten für Tests, Demontage und Austausch.
Oft steht im Kleingedruckten der Garantiebedingungen, dass solche Kosten bei Reklamationen nicht vom Modulhersteller übernommen werden. Die Erfahrung zeigt: Das ist nicht mehr zeitgemäß. Nur wer Qualität ernst nimmt und großschreibt (im Gegensatz zum Kleingedruckten), hat in unserer Branche eine Zukunft.
PVXchange
Preise steigen ab zweitem Quartal
Die chinesischen Hersteller von Modulen und Wechselrichtern haben neue Preislisten an ihre Kunden in Europa verschickt. Demnach sollen ab April die Preise um bis zu 30 Prozent steigen. Der Grund: Privilegien für Exportware werden gestrichen, Rabatte aus Peking zwischen neun und 13 Prozent laufen aus. Ab April müssen die Hersteller diese Steuern wieder an den Staat abführen. Das heißt: Die Hersteller werden dadurch nicht entlastet, denn diese Mittel fließen an den Fiskus.
Darüber hinausgehende Erhöhungen sind der Hoffnung geschuldet, generell höhere Preise durchzusetzen. Das ist nicht verwunderlich. Trotz des globalen Wachstums der Photovoltaik sind die Werke in China nur zur Hälfte ausgelastet. Nach Angaben von Andreas Bett vom Fraunhofer ISE haben die Modulhersteller aus dem Reich der Mitte seit 2024 pro Quartal einen Verlust von einer Milliarde Euro eingefahren. Ihnen steht das Wasser bis zum Hals. Wenn die Preise niedrig bleiben wie bisher, droht selbst großen Anbietern die Insolvenz.
Der Februar brachte bereits einen Anstieg über alle Leistungsklassen hinweg. In der Analyse des Fachhändlers PVXchange kletterten fast alle Leistungsklassen um einen bis 1,5 Cent pro Watt nach oben. Premiummodule für kleinere Dachanlagen verteuerten sich stärker als Projektmodule.
Der Anstieg seit dem Tiefpunkt im Dezember letzten Jahres betrug bis Ende Februar zwischen 15 und 18 Prozent. Mit höheren Preisen für Rohmaterial oder dem Wegfall der Exportvergünstigungen in China haben diese Steigerungen jedoch nichts zu tun. Im Gegenteil: Die Waferpreise waren im Monat Februar gefallen, auch der Silberpreis normalisierte sich.
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Euronergy: Neue Leichtbaumodule im Brandtest
PV on Tour: Die leichten Paneele von Euronergy haben harte Tests bestanden. Nun steht der Bauzulassung nichts mehr im Wege. Welche Vorteile diese Module haben und wie sie sich von der Konkurrenz unterscheiden, erklären Frank Hochmuth von Euronergy und Malte Sulkiewicz von Osnatech.
https://www.photovoltaik.eu/videos/pv-on-tour
Foto: Vorsatz Media
MBJ/ISFH
Quickcheck erleichtert EL-Messung im Modulfeld
Um die Zellstrings eines Solarmoduls mit Elektrolumineszenz (EL) zu prüfen, muss man normalerweise erheblichen Aufwand betreiben: Man muss die Module umverdrahten, braucht Zugang zu den Wechselrichtern – und kann nur nachts arbeiten. Denn die Solarmodule werden mit einer Spannung beaufschlagt, die erzeugten Lumineszenzbilder erfordern absolute Dunkelheit.
Forscher am Institut für Solarenergieforschung in Hameln (ISFH) haben gemeinsam mit der Firma MBJ ein neues System entwickelt, um EL jederzeit und mit geringem Aufwand zu ermöglichen. Zur Intersolar im vergangenen Jahr hatte es MBJ erstmals vorgestellt, auch beim Branchentreffen im März 2026 im Kloster Banz wurde Quickcheck präsentiert.
Quickcheck bringt die gesamte Technik unter die Haube: Das handliche Gerät wird per Teleskopstange über die Modulfläche geschoben. Es erzeugt EL-Bilder und erkennt sogar offene Bypassdioden. Traditionelle EL-Verfahren können nur kurzgeschlossene Dioden detektieren. Fallen die Dioden aus, überhitzen die Zellen.
Durch die Haube werden die Zellen abgeschattet. Unter der Haube des Quickcheck sitzt eine spezielle Kamera, die Aufnahmen mit 1.250 Nanometern Wellenlänge macht. Eine LED erzeugt sehr kurze, sehr intensive Lichtblitze, um die Zellen anzuregen. Dabei nimmt die Kamera keine EL-Bilder der Zellen auf, sondern wertet die Hintergrundstrahlung an der Rückseite aus, wenn der Lichtblitz auf die Zellen wirkt. Die Leistungsdichte erreicht 1.300 Watt je Quadratmeter, erzeugt also höhere Spannungen und Ströme als im Normalbetrieb.
Beim Einsatz werden drei bis zehn Bilder mit Abschattung und Lichtblitz (aus/an) erzeugt. Daraus erstellt die Elektronik sogenannte Differenzbilder, deren Muster auf Fehler schließen lassen. So zeigen Dioden ohne Kontaktierung ein helles, ringförmiges Muster. Es wird bereits wenige Millisekunden nach Aufsetzen der Haube sichtbar.
Pro Modul beträgt der Zeitaufwand etwa eine Minute, spezielle Vorbereitungen am String sind nicht notwendig. Die Aufnahmen und ihre Auswertung erfolgen sofort. Derzeit ist Quickcheck als Handgerät für Servicepersonal in Solarparks oder an großen Dachanlagen verfügbar. Geplant ist, das System mit Reinigungsrobotern zu koppeln, um den Einsatz in Solarparks zu automatisieren.
https://www.mbj-solutions.com/produkte/mobile-pruefsysteme/mbj-quickche…
