Degradation

Wie bei jedem Produkt, so ist auch die Lebensdauer von Solarmodulen begrenzt. So lässt die Nennleistung gemessen in Watt bei einer bestimmten Lichteinstrahlung von Jahr zu Jahr etwas nach. Diese sogenannte Degradationsrate ist bei waferbasierten Solarmodulen gering. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) schätzt die Lebensdauer auf mindestens 20 bis 25 Jahre und hält eine jährliche Degradation von 0,5 Prozent für "sehr konservativ".

Die sehr gute Dauerhaltbarkeit hängt mit der inhärenten Stabilität der kristallinen Solarzellen zusammen. Wie etwa Kunststoff oder Glas, sind die Siliziumzellen unempfindlich gegen Feuchtigkeit. Daher reicht eine Kapselung mit Ethylen-Vinyl-Acetat (EVA) aus, obwohl EVA-Folie Feuchtigkeit nicht vollständig abschirmen kann.

Im Gegensatz zu waferbasierten Siliziumzellen sind Dünnschichtsolarzellen inhärent instabil, die Zellen reagieren empfindlich auf den Kontakt mit Feuchtigkeit. So wie ungeschützter Stahl rostet, so finden in der Dünnschichtzelle bei Kontakt mit Feuchtigkeit vielfältige chemische Reaktionen statt, die die Funktionsfähigkeit schwächen. Die jährlichen Degradationsraten im Vergleich mit waferbasierten Modulen sind entsprechend größer. Teilweise liegen die Raten im indiskutablen Bereich. Jährliche Leistungsverluste bis in den Bereich von 10 Prozent nach wenigen Betriebsjahren wurden nachgewiesen.

Erstaunlicherweise wird jedoch auch dieser klare Sachverhalt gelegentlich unrichtig dargestellt. So behauptete der Geschäftsführer Solar Frontiers Wolfgang Lange Fachmagazin photovoltaik:

Auch nach einigen Jahren fällt die Leistung dann nur sehr wenig ab. Daran erkennt man einen weiteren Vorteil gegenüber kristallinen Modulen. Die CIGS-Module fallen über 20 Jahre lediglich um 0,2 bis 0,5 prozent per annum in ihrer Leistung ab, während es bei kristallinen Modulen 0,5 und 2,5 per annum sind. Unsere Wirkungsgrade sind also über Jahre stabil, was für die Wirtschaftlichkeit auch sehr wichtig ist. (photovoltaik 11 / 2010, Seite 42)

Die Dauerhaltbarkeit von CIS Modulen kann jedoch aufgrund der Instabilität der eingesetzten Materialien nicht besser sein als die kristalliner Module. Es ist wiederum erstaunlich, dass ein Fachblatt wie photovoltaik die grob wahrheitswidrige Aussage Langes unkommentiert veröffentlicht hat.

Es wurden vielfältige Anstrengungen unternommen, um die Dünnschichtmodule besser gegen eindringende Feuchtigkeit zu schützen. In der Fachliteratur werden andere Materialien zur Verkapselung diskutiert oder mit zusätzlichen Dichtungen an den Modulkanten experimentiert. Es gab auch Versuche, die Zellen mit einer zusätzlichen wasserabweisenden Schicht zu überziehen. Bisher waren die Versuche allerdings nicht erfolgreich.

Eine bestimmte Form von übermäßigem Leistungsverlust ist als TCO-Korrosion bekannt. Die oberste Schicht einer Dünnschichtzelle ist der Frontkontakt, auch Transparent Conductive Oxide (TCO) genannt. In Gegenwart von Feuchtigkeit findet eine irreversible chemische Reaktion statt, die den Frontkontakt zerstört und damit die Leistungsfähigkeit des Moduls mindert. Erkennbar ist TCO-Korrosion an einer typischen hellen Verfärbung der Zellen.

Das Phänomen wird in diesem Fachartikel anschaulich beschrieben.

Die wichtigste Maßnahme zur Vorbeugung gegen TCO-Korrosion ist die möglichst weitreichende und dauerhafte Abdichtung der Module gegen eindringende Feuchtigkeit.

In einigen Fällen scheint das im Betrieb entstehende elektrische Feld den fatalen Prozess der TCO-Korrosion zu beschleunigen. Dazu der oben genannte Fachartikel:

Im Verdacht stehen Natrium-Ionen, die durch den Herstellungsprozess im Deckglas mobilisiert werden und so später vom äußeren elektrischen Feld beschleunigt und zur elektrisch leitenden TCO-Schicht gelangen können.

Es wird vermutet, dass diesem Phänomen bei bestimmten Modultypen durch eine zusätzliche Erdung der Module und der Wechselrichter begegnet werden kann.

Der oben genannte Fachartikel weist darauf hin, dass die Erdung von Solarmodulen möglicherweise in bestimmten Fällen sinnvoll sein könnte. Konkret werden Dünnschichtsiliziummodule (a-Si) und Cadmiumtelluridmodule (CdTe) genannt. In diesen Fällen werden die Zellschichten auf dem Deckglas aufgebaut (Superstrat-Aufbau).

CIS-Module werden dagegen auf dem Rückglas aufgebaut (Substrat-Aufbau). Der Frontkontakt ist in dem Fall vom Deckglas durch die Verkapselung (in der Regel EVA-Folie) getrennt. Deshalb ist davon auszugehen, dass eine Erdung von CIS-Modulen Degradationseffekten nicht entgegenwirken kann.

Entsprechend ist die Erdung von CIS-Modulen in der Vergangenheit in der Regel auch nicht vorgeschrieben und durchgeführt worden. Solar Frontier, der größte Hersteller von CIS-Solarmodulen, hat mehrfach bestätigt, dass die Erdung von CIS-Modulen nicht notwendig ist. In einem Interview mit dem Fachmagazin photovoltaik erklärte der Geschäftsführer Solar Frontiers Wolfgang Lange:

CIS und unser Produkt haben das Korrosionsproblem nicht. Deshalb ist es nicht nötig, unsere Module speziell zu erden, und sie funktionieren auch mit allen Trafolosen Wechselrichtern. (photovoltaik 11 / 2010, Seite 43)

Wie ausgeführt liegen keinerlei ernst zu nehmende Belege dafür vor, dass die Erdung von CIS-Modulen nennenswerte Effekte auf eine übermäßige Degradation hat oder schleichenden Leistungsverlust verhindern kann. Dennoch kursieren im Internet derzeit Gerüchte, dass CIS-Module geerdet sein sollten oder müssten. Insbesondere geht es um Hersteller wie Solibro und Soltecture, die besonders gravierende Probleme mit ihren Produkten zu haben scheinen. Wahrscheinlich sind in beiden Fällen alle Module produktionsbedingt von starker Degradation betroffen.

Es ist erstaunlich, dass gerade diesen Herstellern plötzlich eingefallen sein soll, dass die Erdung der Module eine wirksame Maßnahme gegen Degradation sein soll. Öffentliche Stellungnahmen liegen dazu derzeit auch weder von Solibro noch von Soltecture vor.

Offenbar soll suggeriert werden, dass Leistungsverluste auf die fehlerhafte Installation der Module zurückzuführen wären. Entsprechend sind in mehreren Fällen Anlagenbetreiber nach dem degradationsbedingten Austausch der Module angehalten worden, durch die Erdung der Module und andere Maßnahmen sicherzustellen, dass eine künftige Schädigung der Module ausgeschlossen wäre.

Es ist offensichtlich, dass durch diese Strategie von produktionsbedingten Produktmängeln abgelenkt werden soll. Zunächst wurden die betroffenen Anlagenbetreibern teilweise mehrere Jahre lang hingehalten. Schließlich wird der Vorwand der falschen Installation von den Herstellern dazu verwendet, die eigene Verantwortung zu bestreiten. Den Sachverhalten wird weiter nachzugehen sein.

2.7.2013 / Letzte Änderung: 29.9.2013