Leistungsabfall bei Hitze: Der Temperaturkoeffizient und reale PV-Erträge im Sommer

Ein weit verbreiteter Irrtum bei angehenden Anlagenbetreibern besagt, dass Solarmodule an den heißesten Hochsommertagen mit wolkenlosem Himmel den meisten Strom produzieren. Physikalisch betrachtet ist das Gegenteil der Fall. Die auf dem Datenblatt ausgewiesene kWp Nennleistung wird unter genormten Laborbedingungen – den sogenannten Standard-Testbedingungen (STC) – ermittelt. Einer der wichtigsten Parameter bei diesem Test ist eine künstlich konstant gehaltene Zelltemperatur von exakt 25 Grad Celsius. 

Wie das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) treffend zusammenfasst, weichen die STC-Bedingungen im realen Betrieb auf dem Dach meistens deutlich ab, weshalb der Labor-Wirkungsgrad in der Praxis an heißen Tagen häufig spürbar unterschritten wird. Diesen physikalisch unvermeidbaren Leistungsabfall bezeichnet man als Temperaturkoeffizienten.

Um zu verstehen, warum die Hitze zum Problem wird, müssen wir einen kurzen Blick in das Innere der Solarzelle werfen. Photovoltaikzellen bestehen aus Halbleitermaterialien, zumeist aus Silizium. Wenn die Sonne auf das Modul scheint, regt die Lichtenergie die Elektronen im Silizium an, was den Stromfluss in Gang setzt. 

Steigt nun aber die Temperatur der Solarzelle, beginnen die Atome im Siliziumkristall immer stärker in sich selbst zu schwingen. Diese erhöhte thermische Eigenschwingung stört den geordneten Fluss der Elektronen massiv. Physikalisch führt das dazu, dass die elektrische Spannung der Zelle stark abfällt. Da sich die elektrische Leistung aus Spannung mal Stromstärke berechnet, führt eine sinkende Spannung unweigerlich zu einem messbaren Leistungsabfall des gesamten Moduls.

Wie massiv sich diese thermische Eigenschwingung auf dem Dach auswirkt, lässt sich ganz einfach vorrechnen. Der Temperaturkoeffizient wird im Modul-Datenblatt in "Prozent pro Grad Celsius" angegeben. 

Nehmen wir ein herkömmliches Standardmodul mit einem Temperaturkoeffizienten von -0,4 Prozent Leistungsverlust pro Grad.

• Die Hitze auf dem Dach: An einem wolkenlosen Hochsommertag staut sich die Hitze. Die dunklen Solarmodule absorbieren die Sonnenenergie und erhitzen sich schnell auf 65 Grad Celsius.
• Die Differenz: Diese 65 Grad liegen exakt 40 Grad über der Labor-Testtemperatur von 25 Grad.
• Der Verlust: Wir rechnen 40 Grad Differenz mal 0,4 Prozent Leistungsverlust.
• Das Ergebnis: Das Modul verliert in diesem Moment satte 16 Prozent seiner Nennleistung allein durch die thermische Einwirkung. Ein 400-Watt-Modul liefert dann nur noch 336 Watt.

Um Anlagenplanern und Endkunden eine realistischere Einschätzung des Ertrags zu geben, hat die Industrie neben dem reinen Laborwert (STC) einen zweiten Messstandard eingeführt: NOCT (Nominal Operating Cell Temperature). 

Während STC eine unrealistisch kühle Zelle bei 25 Grad und 1.000 Watt Einstrahlung pro Quadratmeter voraussetzt, misst NOCT bei einer praxisnahen Außentemperatur von 20 Grad, etwas geringerer Sonneneinstrahlung und einem leichten Wind von 1 Meter pro Sekunde. Unter diesen Bedingungen erhitzt sich das Modul auf natürliche Weise typischerweise auf 42 bis 48 Grad Celsius.

Der regionale Unterschied: Wie stark dieser Hitzeeffekt in der Praxis zum Tragen kommt, hängt stark vom Standort ab. Eine Photovoltaikanlage an der windigen Nordseeküste produziert im Hochsommer oft höhere Spitzenerträge als eine identische Anlage im windstillen Breisgau. Der stetige Küstenwind kühlt die Moduloberfläche ab und drückt die tatsächliche Zelltemperatur spürbar nach unten, während sich die Module bei Windstille im Binnenland regelrecht aufheizen.

Betrachten wir die Hitzeentwicklung an einem sonnigen Junitag im laufenden Betrieb:

• Der kühle Morgen: Die Sonne geht auf, das Dach ist von der Nacht noch stark abgekühlt. Das Modul ist kalt, die Spannung ist hoch. Zu diesem Zeitpunkt (meist am späten Vormittag) arbeitet das Modul extrem nah an seinem idealen Laborwert.
• Die brütende Mittagshitze: Gegen 13 Uhr steht die Sonne am höchsten. Die Einstrahlung ist maximal, aber das Modul hat sich nun auf über 60 Grad Celsius erhitzt. Die Spannung fällt drastisch ab.

Genau hier leistet der Wechselrichter Schwerstarbeit. Sein sogenannter MPP-Tracker (Maximum Power Point Tracker) sucht permanent im Millisekundentakt nach dem optimalen Verhältnis zwischen Strom und der (durch Hitze fallenden) Spannung, um die maximale Leistung abzugreifen. Ohne dieses intelligente Tracking würde der thermische Leistungsabfall noch weitaus gravierender ausfallen.

Um diesen thermischen Verlust von vornherein zu bremsen, haben Hersteller die Architektur der Siliziumzellen in den letzten Jahren massiv überarbeitet. Die Wahl der Zelltechnologie bestimmt heute maßgeblich, wie hitzeresistent ein Modul ist. Ein Blick in den Modulwirkungsgrad-Vergleich zeigt gravierende Unterschiede:

• p-Typ PERC (Auslaufender Standard): Ältere monokristalline PERC-Module weisen relativ hohe Temperaturkoeffizienten zwischen -0,35 und -0,39 Prozent pro Grad auf.
• n-Typ TOPCon (Aktueller Marktstandard): Diese verbesserte Zellarchitektur dominiert aktuell den Markt und ist thermisch stabiler. Der Leistungsverlust liegt hier meist nur noch zwischen -0,29 und -0,32 Prozent pro Grad.
• n-Typ HJT (Heterojunction) und ABC: Das Maß der Dinge bei Hitze. Durch die Kombination von kristallinem und amorphem Silizium (HJT) oder Rückseitenkontaktierung (ABC) sinkt der Temperaturkoeffizient auf hervorragende -0,24 bis -0,26 Prozent pro Grad.

Der Marktdurchschnitt aller Module lag bei aktuellen Messungen bei ca. -0,29 % pro Grad. Ein niedrigerer Wert ist besser. 

Neben der Auswahl von hitzeresistenten Modulen ist die bauphysikalische Montage der wichtigste Hebel gegen den Leistungsabfall. Solarmodule benötigen zwingend eine gut geplante Hinterlüftung. Wenn durch einen ausreichenden Abstand zwischen Dachziegeln und Modulen kühle Luft nach oben strömen kann (Kamineffekt), senkt das die Betriebstemperatur der Anlage messbar ab. 

Zusätzlich hat permanente, unzureichend gekühlte Hitze einen direkten Einfluss auf die Langlebigkeit der PV-Anlage. Module, die unter ständigem Hitzestau leiden, unterliegen einer beschleunigten chemischen Degradation (vorzeitige Alterung der Einbettfolien und Mikrorisse durch Wärmeausdehnung), was den Ertrag über Jahrzehnte hinweg dauerhaft reduziert.

Was ist der Temperaturkoeffizient bei PV-Modulen? 
Der Temperaturkoeffizient gibt an, wie viel Prozent ihrer Leistung eine Solarzelle einbüßt, wenn sich ihre Temperatur um ein Grad Celsius über den Labor-Referenzwert von 25 Grad erwärmt. Ein niedriger Wert (z. B. -0,24 %) bedeutet, dass das Modul bei Sommerhitze weniger Leistung verliert und somit wesentlich effizienter arbeitet als ein Modul mit einem hohen Wert (z. B. -0,35 %).

Verlieren Solarmodule im Sommer wirklich an Leistung? 
Ja. Die Hitze erhöht die Eigenschwingung der Atome im Halbleitermaterial der Zelle, was den Stromfluss physikalisch stört und die elektrische Spannung einbrechen lässt. Bei direkter Sonneneinstrahlung und Zelltemperaturen von bis zu 65 Grad Celsius kann die Momentanleistung eines Standard-Moduls um rund 16 Prozent gegenüber seiner Nennleistung einbrechen.

Was ist der Unterschied zwischen STC und NOCT? 
STC (Standard Test Conditions) ist ein Laborwert bei künstlichen 25 Grad Zelltemperatur, um PV-Module am Markt vergleichbar zu machen. NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) misst unter realistischeren Freiluftbedingungen (20 Grad Außentemperatur, leichter Wind). Der NOCT-Wert gibt an, wie heiß das Modul in der Praxis tatsächlich wird (meist 42 bis 48 Grad), weshalb die Leistung unter NOCT-Bedingungen immer deutlich unter der STC-Datenblattangabe liegt.

Welche Solarmodule eignen sich am besten bei großer Hitze? 
Module mit Heterojunction-Technologie (HJT) oder modernen Rückseitenkontakten (ABC/IBC) weisen die branchenweit niedrigsten Temperaturkoeffizienten auf. Sie verlieren bei extremer Hitze wesentlich weniger Leistung als ältere Standardmodule (PERC) und liefern an Hochsommertagen stabilere Erträge in das heimische Stromnetz.