Ein feiner Riss in einer Solarzelle ist mit bloßem Auge fast nie zu sehen. Trotzdem kann er über die Jahre Ertrag kosten. Bisher mussten Module für eine genaue Prüfung meist nachts oder im Labor untersucht werden. Das Institut für Solarenergieforschung (ISFH) in Emmerthal bei Hameln hat nun verglichen, wie man Defekte bei Tageslicht und im laufenden Betrieb sichtbar machen kann. Der Wechselrichter spielt dabei eine überraschend wichtige Rolle.
Warum man in ein Solarmodul „hineinschauen“ möchte
Solarzellen aus Silizium sind dünne, spröde Scheiben. Hagel, Schneelast, starker Wind, unsachgemäßer Transport oder Betreten können Mikrorisse verursachen. Das sind feine Brüche in der Zelle, die unter dem Glas unsichtbar bleiben. Solange die Bruchstücke noch elektrisch verbunden sind, merkt man davon wenig. Durch Temperaturwechsel zwischen Sommer und Winter können sich Risse aber öffnen. Teile der Zelle liefern dann keinen Strom mehr.
Ein zweites typisches Problem ist ein erhöhter Serienwiderstand. Damit ist ein zusätzlicher elektrischer Widerstand auf dem Weg des Stroms gemeint, etwa durch schlechte Lötstellen oder korrodierte Kontakte. Dort geht Energie als Wärme verloren.
Beide Fehler sieht man in den Ertragsdaten oft erst spät, und dann meist nur als „etwas weniger als erwartet“. Wer genau wissen will, welche Zelle betroffen ist, braucht ein bildgebendes Verfahren.
Die klassischen Prüfverfahren
Drei Methoden sind heute verbreitet. Sie unterscheiden sich darin, was sie zeigen und wie aufwendig sie sind:
| Verfahren | Wie es funktioniert | Stärken | Grenzen |
|---|---|---|---|
| Thermografie (Wärmebild) | Infrarotkamera misst die Temperatur der Moduloberfläche | Bei Sonne im Betrieb möglich, auch per Drohne | Zeigt nur Fehler, die schon Wärme erzeugen (Hotspots). Feine Risse bleiben oft unsichtbar. |
| Elektrolumineszenz (EL) | Ein Netzgerät schickt Strom ins Modul, die Zellen leuchten schwach im Infrarot | Sehr detailreiche Bilder, Risse gut erkennbar | Meist nachts oder im abgedunkelten Labor. Module müssen abgeklemmt und angeschlossen werden. |
| Photolumineszenz bei Tageslicht (DPL) | Die Sonne regt die Zellen zum Leuchten an. Der Arbeitspunkt wird kurz verändert. | Im laufenden Betrieb, ohne Ausbau und ohne Netzgerät | Signal sehr schwach gegenüber dem Sonnenlicht. Das Verfahren steckt noch in der Entwicklung. |
Kurz erklärt: Lumineszenz
Lumineszenz ist Licht, das ein Material aussendet, ohne heiß zu sein. In einer Solarzelle erzeugt Licht freie Ladungsträger, also Elektronen und die zugehörigen „Löcher“. Finden ein Elektron und ein Loch wieder zueinander, bevor sie als Strom abfließen, wird ein Teil der Energie als Lichtteilchen abgegeben. Bei Silizium liegt dieses Licht im unsichtbaren Infrarot bei etwa 1.150 Nanometern. Wird das Leuchten von außen durch Strom angeregt, heißt es Elektrolumineszenz. Wird es durch Licht angeregt, zum Beispiel durch die Sonne, heißt es Photolumineszenz.
So funktioniert Photolumineszenz bei Tageslicht
Die Grundidee ist einfach, die Umsetzung schwierig. Jede beleuchtete Solarzelle leuchtet ein wenig im Infrarot. Wie stark sie leuchtet, hängt davon ab, was mit den erzeugten Ladungsträgern passiert:
- Im Leerlauf fließt kein Strom ab, zum Beispiel wenn der Wechselrichter abgeschaltet ist. Die Ladungsträger stauen sich in der Zelle und rekombinieren, das heißt Elektronen und Löcher finden wieder zusammen. Dabei leuchtet die Zelle vergleichsweise hell.
- Im Normalbetrieb holt der Wechselrichter möglichst viel Leistung aus dem Modul. Dieser Arbeitspunkt heißt MPP (Maximum Power Point). Die meisten Ladungsträger fließen dann als Strom ab, und das Leuchten wird deutlich schwächer.
Eine Kamera mit einem für Infrarot empfindlichen Sensor nimmt beide Zustände auf. Häufig ist das ein InGaAs-Sensor aus Indium-Gallium-Arsenid. Zieht man die beiden Bilder voneinander ab, verschwindet das reflektierte Sonnenlicht weitgehend. Übrig bleibt die Änderung des Leuchtens.
Intakte Zellbereiche reagieren stark auf den Wechsel des Arbeitspunkts. Ein abgerissenes Zellstück dagegen kann seinen Strom ohnehin nicht abgeben. Es bleibt praktisch immer im Leerlauf und verändert sich kaum. Im Differenzbild erscheint es deshalb dunkel. Auch Bereiche mit erhöhtem Serienwiderstand heben sich durch einen anderen Kontrast ab.
Warum das so schwierig ist
Das Sonnenlicht enthält ebenfalls Infrarotanteile bei genau dieser Wellenlänge. Das vom Modul reflektierte Sonnenlicht ist viel heller als das schwache Leuchten der Zellen. Frühere Ansätze setzten deshalb teure optische Filter ein. Diese lassen nur einen schmalen Wellenlängenbereich um das Silizium-Leuchten durch. Außerdem ändern sich Einstrahlung und Wolken ständig. Die Aufnahmen müssen also schnell aufeinander folgen, sonst verfälscht schon eine vorbeiziehende Wolke das Differenzbild.
Der Schlüssel ist deshalb, den Arbeitspunkt gezielt und zügig umzuschalten, ohne zusätzliche Geräte in die Anlage einzubauen. Die naheliegende Lösung ist der Wechselrichter. Er steuert den Arbeitspunkt der Module ohnehin ständig. Diesen Ansatz haben Forschungsgruppen in den vergangenen Jahren verfolgt, unter anderem eine in der begutachteten Fachzeitschrift Applied Physics Letters veröffentlichte Arbeit aus Norwegen. Sie nutzte den Kennlinien-Scan eines Wechselrichters für eine ganze Bildserie.
Was das ISFH verglichen hat
Das ISFH ist ein An-Institut der Leibniz Universität Hannover. Es hat fünf Wege untersucht, den Arbeitspunkt der Module für die Messung zu verändern:
- Kennlinien-Scan (IV-Sweep) des Wechselrichters: Der Wechselrichter fährt die Strom-Spannungs-Kennlinie ab. Viele Wechselrichter tun das ohnehin regelmäßig, um den besten Arbeitspunkt zu finden.
- Leistungsregelung: Die Ausgangsleistung wird gezielt gedrosselt.
- Abschaltung des Wechselrichters: Die Module gehen kurz in den Leerlauf.
- Dynamische Verschattung: Benachbarte Module werden kurz abgeschattet, während der Wechselrichter normal weiterarbeitet.
- Kurze Stromunterbrechung: Der Stromfluss wird für einen Moment getrennt.
Zusätzlich verglichen die Forschenden drei Auswerteverfahren für die Bilder. Das einfachste ist die direkte Subtraktion eines „dunklen“ Bildes. Die beiden anderen beruhen auf einer statistischen Korrelation. Dabei wird für jeden Bildpunkt geprüft, wie stark seine Helligkeit über eine ganze Bildserie mit dem Arbeitspunkt mitschwankt. Eine der Varianten, ein nicht normierter Korrelationskoeffizient, hat das ISFH nach eigenen Angaben neu entwickelt. Laut Institut macht sie Defektstrukturen deutlich besser sichtbar als die klassische Korrelation. Für eine Auswertung nutzte das Team 60 Bilder, die gleichmäßig zwischen MPP und Leerlauf aufgenommen wurden.
Die Ergebnisse
Wie gut die Feldbilder sind, hat das ISFH mit Referenzaufnahmen aus dem Labor verglichen. Als Maß diente der Structural Similarity Index (SSIM). Er beschreibt auf einer Skala bis 1, wie ähnlich sich zwei Bilder in ihrer Struktur sind. Außerdem wurde das Signal-Rausch-Verhältnis bewertet. Die wichtigsten Punkte:
- Zellrisse und Bereiche mit erhöhtem Serienwiderstand wurden vor allem mit dem Kennlinien-Scan und der Wechselrichter-Abschaltung zuverlässig erkannt.
- Die höchsten SSIM-Werte von etwa 0,65 bis 0,66 erreichten diese beiden Methoden in Kombination mit der Bildsubtraktion oder dem neuen Korrelationsverfahren.
- Die dynamische Verschattung gilt als praxistaugliche Alternative. Am Wechselrichter muss dafür nichts umgestellt werden, und sie eignet sich gut für den Blick auf einzelne Module.
Die Empfehlung des Instituts: Für einen schnellen Überblick über die ganze Anlage den Wechselrichter kurz abschalten. Für die genaue Untersuchung einzelner Module die dynamische Verschattung nutzen. Dafür ist keine Neuverkabelung nötig, und die Ertragseinbußen während der Messung bleiben gering.
Zur Einordnung: Die Ergebnisse stammen aus einer Pressemitteilung des ISFH vom Juli 2026. Die Mitteilung nennt keine Fachveröffentlichung. Ob und wo die Arbeit begutachtet erschienen ist, lässt sich daraus nicht ablesen. Ein SSIM von rund 0,65 bedeutet außerdem: Die Feldbilder ähneln den Laborbildern deutlich, erreichen deren Qualität aber nicht ganz. Für die Frage „Ist hier ein Riss?“ reicht das oft. Für feine Analysen bleibt die Laboraufnahme die Referenz.
Was bedeutet das für Sie?
Für Besitzer einer privaten PV-Anlage ist die Tageslicht-Photolumineszenz heute noch kein Standardangebot. Die Messung braucht eine spezielle Infrarotkamera und Fachwissen bei der Auswertung. Ihr Nutzen zeigt sich zuerst bei großen Freiflächen- und Gewerbeanlagen, wo viele Module schnell überprüft werden müssen. Ob und wann daraus eine bezahlbare Dienstleistung für Einfamilienhaus-Dächer wird, ist offen.
Die Richtung ist trotzdem interessant, denn sie macht Prüfungen einfacher:
- Kein Ausbau, kein Abklemmen: Module bleiben auf dem Dach und im Betrieb. Das spart Aufwand und reduziert das Risiko, beim Prüfen etwas zu beschädigen.
- Nach Hagel oder Sturm: Ein bildgebender Nachweis von Zellrissen kann bei Versicherungs- oder Garantiefragen helfen. Wie Versicherer und Hersteller solche Aufnahmen bewerten, ist im Einzelfall zu prüfen.
- Bei der Abnahme: Transportschäden lassen sich früh erkennen, bevor sie sich über Jahre zu Ertragsverlusten auswachsen.
Bis dahin bleibt die wichtigste Frühwarnung die eigene Anlagenüberwachung. Moderne Hybrid-Wechselrichter wie die SolaX-Geräte zeichnen Spannungen und Ströme je Eingang auf. Diese Daten sehen Sie in der SolaXCloud. Liefert ein String dauerhaft deutlich weniger als ein vergleichbarer anderer, lohnt sich ein genauerer Blick. Verschattung ist dabei die häufigste harmlose Ursache (mehr dazu in unserem Beitrag zu Bypass-Dioden und MPP-Tracking). Im Winter sind niedrige Erträge ohnehin normal, wie wir in diesem Beitrag erklären. Aussagekräftig ist deshalb der Vergleich zwischen Strings und Jahren, nicht ein einzelner trüber Tag.
Ein weiterer Gedanke: Die Forschung zeigt, dass der Wechselrichter mehr kann als Strom umwandeln. Er wird zunehmend zum Messinstrument für die Anlage. Diese Rolle dürfte in Zukunft eher wachsen.
Sie planen eine neue PV-Anlage oder haben Fragen zur Überwachung Ihrer bestehenden? Sprechen Sie uns an. Wir beraten Sie gern.
Quellen
- „Solarmodule im laufenden Betrieb prüfen: ISFH vergleicht Verfahren zur Defekterkennung mittels Daylight Photoluminescence“, Institut für Solarenergieforschung (ISFH), 16.07.2026: isfh.de
- „Inspecting operating PV modules: ISFH compares daylight photoluminescence methods for defect detection“, ISFH (englische Fassung), 2026: isfh.de/en
- „Noninvasive photoluminescence imaging of silicon PV modules in daylight“, Applied Physics Letters 120, 244102 (2022), begutachtet: pubs.aip.org