Degradation von Photovoltaik Modulen (einfach erklärt!)

Was bedeutet Degradation bei Solarmodulen?

Degradation bezeichnet den Teil des Leistungsverlusts, der bleibt. Ein Solarmodul liefert mit jedem Betriebsjahr etwas weniger Strom als im Jahr davor, weil Licht, Wärme, Feuchtigkeit und mechanische Belastung die Zellen und die Materialien um sie herum verändern. Angegeben wird die Degradation als Rate in Prozent pro Jahr, bezogen auf die Leistung zu Beginn.

Davon zu trennen sind Verluste, die wieder verschwinden. Ein heißes Modul leistet weniger als ein kühles, ein verschmutztes weniger als ein sauberes. Kühlt das Modul ab oder regnet es, ist die Leistung wieder da. Solche Effekte erklärt der Beitrag zur DC-Nennleistung. Degradation dagegen summiert sich über die Jahre und entscheidet mit darüber, wie viel Strom eine Photovoltaikanlage über ihre Lebensdauer erzeugt.

Wie hoch ist die Degradation pro Jahr?

Die großen Auswertungen nennen Werte zwischen rund 0,5 und knapp 1 % pro Jahr. Die bekannteste stammt vom National Renewable Energy Laboratory der USA. Die Forscher werteten knapp 2.000 Degradationsraten aus, gemessen an einzelnen Modulen und ganzen Anlagen über vier Jahrzehnte Feldbetrieb, und fanden einen Median von 0,5 % pro Jahr.

Eine jüngere Meta-Analyse der Universität Augsburg kommt auf einen höheren Wert. Sie fasst 610 Beobachtungen aus 80 Einzelstudien zusammen und ermittelt einen Median von 0,94 % pro Jahr. Der Unterschied ist kein Widerspruch. Die Analyse zeigt, dass Zelltechnologie, Montageort und die Messmethode der jeweiligen Studie die berichteten Raten deutlich beeinflussen. Für gut hinterlüftete kristalline Siliziummodule in kühlem Klima sagt sie eine mittlere Lebensdauer von 47 Jahren voraus.

Für Anlagen in Deutschland rechnet das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme mit einer jährlichen Degradation von 0,5 % des Ertrags. Dieser Wert eignet sich als Ansatz für die eigene Wirtschaftlichkeitsrechnung.

Wie viel Leistung bleibt nach 20 und 30 Jahren?

Aus der Rate lässt sich die Restleistung direkt ausrechnen. Bei linearem Verlauf zieht man für jedes Jahr die Rate von 100 % ab. Mit 0,5 % pro Jahr liefert ein Modul nach 20 Jahren noch 90 % und nach 30 Jahren noch 85 % seiner Anfangsleistung.

Für den Ertrag über die gesamte Laufzeit zählt der Durchschnitt. Bei 0,5 % pro Jahr erzeugt eine Anlage in 25 Jahren im Mittel rund 94 % dessen, was sie ohne Alterung liefern würde. Die Degradation schmälert den Gesamtertrag also um etwa 6 %. Das ist spürbar, stellt die Wirtschaftlichkeit aber nicht infrage.

Was beeinflusst die Degradation?

Drei Größen bestimmen nach der Augsburger Meta-Analyse, wie schnell ein Modul altert: die Zelltechnologie, der Montageort und das Klima. Die Technologie legt fest, für welche Mechanismen ein Modul anfällig ist. Der Montageort entscheidet über die Temperatur im Betrieb. Ein frei hinterlüftetes Modul bleibt kühler als eines, das dicht auf der Dachhaut liegt, und Wärme beschleunigt fast jeden Alterungsprozess. Auf eine gute Hinterlüftung zu achten, ist deshalb die wirksamste Maßnahme, die sich bei der Planung beeinflussen lässt.

Das Klima wirkt über mehrere Wege. UV-Strahlung greift Zelloberflächen und Kunststoffe an. Feuchtigkeit dringt über Jahre in das Modul ein und lässt Kontakte korrodieren. Der Wechsel zwischen Tag und Nacht, Sommer und Winter dehnt und staucht die Materialien, bis feine Risse in den Zellen entstehen. Wind und Schnee belasten das Modul mechanisch, was der Belastungstest im Labor nachstellt.

Hinzu kommt die Teilverschattung. Liegt ein Blatt oder Vogelkot dauerhaft auf einer Zelle, erwärmt sie sich stärker als ihre Nachbarn. Solche heißen Stellen altern schneller. Eine regelmäßige Wartung der Solaranlage beugt dem vor.

Was sind LID, LeTID, PID und UVID?

Hinter den vier Abkürzungen stehen die wichtigsten Mechanismen, die in der Zelle selbst ablaufen. Die Internationale Energieagentur hat sie in ihrem Photovoltaik-Programm für die jüngeren Zell- und Modulgenerationen untersucht. Die folgende Übersicht fasst den Stand zusammen.

LID und LeTID

Die lichtinduzierte Degradation, kurz LID, setzt direkt nach der Inbetriebnahme ein und kommt dann zum Stillstand. Die licht- und temperaturinduzierte Degradation, kurz LeTID, wirkt langsamer und braucht Wärme. Beide betrafen vor allem Zellen, deren Silizium mit Bor dotiert war. Nach dem Bericht der Energieagentur sind beide Effekte gut verstanden und durch den Wechsel von Bor zu Gallium als Dotierstoff sowie durch verbesserte Fertigung gelöst.

PID

Bei der potenzialinduzierten Degradation treibt die Spannung zwischen Zelle und geerdetem Rahmen Ladungsträger an Stellen, an denen sie die Zelle schwächen. Wie stark ein Modul betroffen ist, hängt von seinem Aufbau ab, und auch vom Prüfverfahren. Der Bericht schildert einen Fall, in dem ein Modul im Dunkeltest 28 % Leistung verlor, unter zusätzlichem UV-Licht in der Stärke des normalen Sonnenspektrums aber weniger als 3 %. Laborwerte zu PID lassen sich deshalb nicht ohne Weiteres auf das Dach übertragen.

UVID

Die UV-induzierte Degradation ist das Thema der jüngeren Zellgenerationen mit den Bezeichnungen TOPCon und Heterojunction. Das Fraunhofer ISE hat Module einer UV-Dosis von 60 kWh/m² ausgesetzt, was ungefähr der Belastung eines Jahres in Deutschland entspricht. Einige Module zeigten danach kaum Veränderung, andere auch nach einer Stabilisierung Leistungsrückgänge von bis zu 5 %.

Wichtig ist der Zusatz des Instituts. Nach der UV-Prüfung und einer Lagerung im Dunkeln brach die Leistung zunächst stark ein, unter Sonnenlicht erholten sich die Module deutlich, wenn auch nicht vollständig. Gängige UV-Tests überschätzen die Degradation deshalb, sofern vor der Messung nicht stabilisiert wird. Die Energieagentur hält fest, dass UVID ein lösbares Problem ist.

Welche Rolle spielen Folie, Glas und Aufbau?

Nicht nur die Zelle altert, auch das, was sie umgibt. Die Einbettungsfolie, die Rückseite und das Glas schützen die Zellen vor Feuchtigkeit und mechanischer Belastung. Nach dem Bericht der Energieagentur decken die genormten Prüfungen wichtige Alterungswege der Kunststoffe oft nicht auf. Schäden an diesen Materialien bilden sich nicht zurück und führen häufig zu Sicherheitsproblemen, etwa wenn die Isolation nachlässt. Was die Rückseitenfolie leistet, erklärt der Beitrag zum Backsheet.

Auch der Trend zu dünnerem Glas hat eine Kehrseite. Der Bericht dokumentiert Anlagen, in denen 5 bis 10 % der rückseitigen Gläser mit höchstens 2 mm Dicke in den ersten zwei Jahren brachen. Die Grundprüfung nach der Norm IEC 61215 kann nach Einschätzung der Autoren manche Schwächen an Glas, Einbettung und Anschlussdose nicht sichtbar machen. Ein bestandenes Zertifikat ist damit eine Mindestanforderung und kein Nachweis für drei Jahrzehnte Betrieb.

Für Module mit Perowskit-Zellen ist die Frage der Haltbarkeit offen. Nach dem Bericht gibt es bislang keine umfassende Lösung, die alle Zuverlässigkeitsprobleme dieser Technik zugleich behebt. Für das eigene Dach bleiben kristalline Siliziummodule die erprobte Wahl.

Was sagt die Leistungsgarantie aus?

Die Leistungsgarantie ist das Versprechen des Herstellers, dass ein Modul nach einer bestimmten Zahl von Jahren noch einen festen Anteil seiner Nennleistung liefert. Sie ist von der Produktgarantie zu unterscheiden, die Material- und Verarbeitungsfehler abdeckt und meist kürzer läuft.

Zwei Formen sind üblich. Bei der linearen Garantie ist für jedes Jahr ein Mindestwert festgelegt, der gleichmäßig sinkt. Bei der Stufengarantie gelten nur wenige Stützpunkte, dazwischen hat der Hersteller Spielraum. Die lineare Form ist für Käufer günstiger, weil sich ein Mangel schon nach wenigen Jahren belegen lässt.

Jede Garantie lässt sich in eine Rate umrechnen und so mit den Studienwerten vergleichen. Ein Rechenbeispiel: Sichert ein Hersteller 85 % nach 30 Jahren zu, entspricht das linear gerechnet 0,5 % pro Jahr. Viele Garantien erlauben im ersten Jahr einen größeren Schritt und danach einen kleineren. Lesen Sie deshalb beide Werte.

• Ist die Garantie linear, und welcher Wert gilt für das erste Jahr?
• Welche Restleistung ist am Ende zugesichert, und welcher Rate pro Jahr entspricht das?
• Wie lange läuft die Produktgarantie neben der Leistungsgarantie?
• Wer trägt im Garantiefall die Kosten für Messung, Ausbau und Transport?
• Hat der Garantiegeber einen Sitz und einen Ansprechpartner in der EU?

Praxis: Degradation der eigenen Anlage erkennen

Ob die eigene Anlage normal altert, lässt sich mit den Ertragsdaten aus dem Wechselrichter oder der App prüfen. Ein einzelnes Jahr sagt wenig, weil das Wetter den Ertrag stärker schwanken lässt als die Alterung. Aussagekräftig wird der Vergleich erst über mehrere Jahre.

1. Jahreserträge notieren. Schreiben Sie für jedes volle Betriebsjahr die erzeugten Kilowattstunden auf und teilen Sie sie durch die installierte Leistung in kWp.
2. Mit dem Wetter abgleichen. Vergleichen Sie den Wert mit der Sonneneinstrahlung des Jahres an Ihrem Standort oder mit einer Anlage in der Nachbarschaft.
3. Trend ablesen. Sinkt der wetterbereinigte Ertrag über fünf und mehr Jahre um etwa ein halbes Prozent pro Jahr, ist das normale Alterung.
4. Sprünge ernst nehmen. Ein plötzlicher Abfall oder ein Strang, der deutlich hinter den anderen zurückbleibt, ist keine Degradation, sondern ein Defekt.
5. Fachbetrieb messen lassen. Bei Verdacht zeigen eine Kennlinienmessung, eine Wärmebildaufnahme oder eine Elektrolumineszenz-Aufnahme, welches Modul betroffen ist.

Für den Garantiefall brauchen Sie Belege. Bewahren Sie Datenblatt, Garantiebedingungen, Rechnung und die Seriennummern der Module auf und sichern Sie die Ertragsdaten jährlich. Wer eine Anlage plant, kann die Auslegung mit dem Photovoltaik-Konfigurator beginnen.

Häufige Fragen

Fazit

Solarmodule altern langsam und berechenbar. Mit dem Ansatz von 0,5 % pro Jahr liefert eine Anlage nach 25 Jahren noch 87,5 % ihrer Anfangsleistung, und selbst der höhere Median der weltweiten Meta-Analyse lässt gut drei Viertel übrig. Beeinflussen lässt sich die Alterung vor allem bei der Planung: durch kühle, hinterlüftete Montage und durch Module, deren Beständigkeit unabhängig geprüft ist. Im Betrieb genügt es, die Jahreserträge im Blick zu behalten und Sprünge von schleichender Alterung zu unterscheiden.

Quellen und Methodik

Die Degradationsraten stammen aus der Übersichtsarbeit von Jordan und Kurtz am National Renewable Energy Laboratory, aus der Meta-Analyse von Straub-Mück, Geyer-Klingeberg und Rathgeber und aus den Fakten zur Photovoltaik des Fraunhofer ISE. Die Angaben zu LID, LeTID, PID, Einbettung, Glasbruch, Norm und Perowskit folgen dem Bericht des Photovoltaik-Programms der Internationalen Energieagentur, die Angaben zu UV-Tests einer Presseinformation des Fraunhofer ISE. Restleistungen, der mittlere Ertrag über 25 Jahre und das Garantiebeispiel sind eigene Rechnungen mit linearem Verlauf. Degradationsraten und Temperaturkoeffizienten einzelner Zelltechnologien sowie konkrete Garantiewerte von Herstellern nennt der Beitrag nicht, weil dafür keine herstellerunabhängige Primärquelle vorlag.

1. NREL, Jordan und Kurtz: Photovoltaic Degradation Rates - An Analytical Review - Median aus knapp 2.000 Feldmesswerten
2. Universität Augsburg, Straub-Mück et al.: Determinants of the long-term degradation rate of photovoltaic modules - Meta-Analyse, Einflussgrößen, Lebensdauer
3. Fraunhofer ISE: Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland - Rechenansatz für die jährliche Degradation
4. IEA PVPS Task 13: Degradation and Failure Modes in New Photovoltaic Cell and Module Technologies - LID, LeTID, PID, UVID, Einbettung, Glas, Norm, Perowskit
5. Fraunhofer ISE: Gängige UV-Tests für TOPCon-Module auf Praxisrelevanz bewertet - UV-Dosis, Leistungsrückgang, Erholung unter Sonnenlicht