Halbzellen-Module: Wenn die Bypass-Diode unbemerkt fehlt

Halbzellen-Module sind heute auf den meisten neuen Hausdächern Standard. Ein Sachverständiger der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) warnt nun erneut vor einem Fertigungsfehler, der in solchen Modulen die Bypass-Dioden unbemerkt außer Funktion setzen kann. Wir erklären, wie der Fehler entsteht, warum er im Alltag kaum auffällt und welche Prüfungen sinnvoll sind.

Worum es geht

Udo Siegfriedt, Gutachter beim Landesverband Berlin-Brandenburg der DGS, berichtet in einem Beitrag im Fachmagazin pv magazine (4. November 2026), dass er in Halbzellen-Modulen zunehmend fehlerhafte Lötstellen findet. Der Fehler sitzt an den Kontakten zwischen dem Zellverbund und den Bypass-Dioden in den Anschlussdosen auf der Modulrückseite. Er bleibt im normalen Betrieb unsichtbar und zeigt sich erst, wenn eine Diode tatsächlich gebraucht wird, etwa bei Teilverschattung. Dann können sogenannte Hotspots entstehen, im schlimmsten Fall ein Brand.

Ganz neu ist das Thema nicht: Siegfriedt hatte den Mechanismus bereits im Sommer 2026 ausführlich beschrieben und eine Thermografie bei der Inbetriebnahme empfohlen. Betroffen sind nach seinen Angaben Module verschiedener Hersteller, ausdrücklich auch großer Markenhersteller. Konkrete Hersteller oder Häufigkeiten nennt er nicht. Wichtig zur Einordnung: Es handelt sich um Befunde aus der Gutachterpraxis, nicht um eine systematische, begutachtete Studie über den gesamten Modulmarkt.

Kurz zur Erinnerung: Was ist ein Halbzellen-Modul?

Bei einem Halbzellen-Modul werden die quadratischen Solarzellen vor dem Einbau in der Mitte geteilt. Statt 60 ganzer Zellen stecken so etwa 120 halbe Zellen im Modul. Jede Halbzelle liefert nur noch den halben Strom. Weil die elektrischen Verluste in den Zellverbindern mit dem Quadrat des Stroms wachsen, sinken sie deutlich. Das Modul wird dadurch etwas effizienter und bleibt an den Verbindern kühler.

Damit Strom und Spannung des Moduls trotzdem zu üblichen Wechselrichtern passen, teilt man das Modul in eine obere und eine untere Hälfte. Beide Hälften sind parallel geschaltet, die Anschlussdosen sitzen dazwischen in der Modulmitte. Wegen dieser spiegelbildlichen Anordnung spricht man auch vom „Schmetterlings-Layout“. Welche Vorteile das bei Verschattung bringt, haben wir im Beitrag „Schatten auf dem Dach: Wie Bypass-Dioden und MPP-Tracker helfen“ erklärt.

Was genau schiefgeht: Lötstellen mit Rückständen

Damit eine Bypass-Diode arbeiten kann, muss sie elektrisch mit dem Zellverbund verbunden sein. Dafür werden dünne Metallbänder (Fachbegriff: Ribbons oder Bändchen) durch das Modullaminat nach hinten in die Anschlussdosen geführt und dort verlötet. Bei einem Halbzellen-Modul mit drei kleinen Anschlussdosen sind das sechs Lötstellen, zwei pro Dose.

Laut DGS liegt die Ursache in Rückständen des Einkapselungsmaterials auf den Bändern. Dieser Kunststoff bettet die Zellen im Modul ein und schützt sie vor Feuchtigkeit. Wird er vor dem automatischen Löten nicht vollständig entfernt, haftet die Lötstelle nur oberflächlich, statt eine dauerhafte metallische Verbindung zu bilden. Nach Transport, Montage oder einigen Temperaturwechseln auf dem Dach kann sie sich lösen. Die werkseitige Qualitätskontrolle erkennt solche Fehler nach Darstellung der DGS nicht immer.

Zwei Fehlerbilder, die sich sehr unterschiedlich verhalten

Entscheidend ist, welche der sechs Lötstellen versagt. Die DGS unterscheidet zwei Fälle:

• Äußere Lötstellen (1 und 6): Über sie fließt der Arbeitsstrom eines äußeren Zellstrangpaares. Löst sich eine davon, ist dieser Strang abgetrennt. Der Strom fließt dann dauerhaft über die Bypass-Diode, das Modul verliert etwa ein Drittel seiner Spannung und damit seiner Leistung. Das ist ärgerlich und nach Einschätzung der DGS fast sicher ein Gewährleistungsfall, aber in der Regel kein Sicherheitsproblem. Der stillgelegte Strang und die arbeitende Diode erwärmen sich leicht und sind deshalb im Wärmebild erkennbar.
• Innere Lötstellen (2 bis 5): Sie verbinden „nur“ die Diode mit dem Zellverbund. Löst sich eine davon, arbeitet das Modul ganz normal weiter, denn der Arbeitsstrom fließt innerhalb des Laminats. Die Diode ist aber abgekoppelt. Weder im Ertrag noch im Wärmebild fällt das auf.

Weil vier der sechs Lötstellen zum unsichtbaren Fehlerbild führen, ist dieser Fall nach Rechnung der DGS doppelt so wahrscheinlich wie der sichtbare.

Warum eine fehlende Diode gefährlich wird

Solange die Sonne gleichmäßig auf das Modul scheint, braucht niemand die Bypass-Diode. Kritisch wird es bei Teilverschattung: ein Schornstein, ein Ast, Laub, Vogelkot oder eine Schneekante. Die verschattete Zelle erzeugt dann weniger Strom als ihre Nachbarn. Weil alle Zellen eines Strangs in Reihe geschaltet sind, wollen die übrigen Zellen ihren Strom trotzdem durch die schwache Zelle schieben.

Mit funktionierender Diode passiert das nicht: Sobald die Spannung über dem Zellstrang kippt, wird die Diode leitend und der Strom nimmt den bequemen Weg daneben. Fehlt die Diode, gibt es diesen Ausweg nicht. Die verschattete Zelle wird in Sperrrichtung betrieben, also gewissermaßen gegen ihre Bauart. Sie wandelt dann die Leistung, die ihre Nachbarzellen liefern, auf kleiner Fläche in Wärme um.

Die Folgen beschreibt Siegfriedt drastisch: Die auftretenden hohen Temperaturen „zerstören die Zelle“ (zitiert nach pv magazine). Bei Glas-Folien-Modulen verkohlt die Rückseitenfolie, bei Glas-Glas-Modulen kann das Glas springen. Liegen brennbare Materialien in der Nähe, etwa eine brennbare Dacheindeckung, besteht ein hohes Brandrisiko.

Ein zusätzlicher Aspekt: Moderne Hochleistungszellen halten in Sperrrichtung teils höhere Spannungen aus, bevor sie elektrisch „durchbrechen“. Das klingt zunächst positiv, bedeutet aber auch, dass sich an einer verschatteten Zelle ohne Diode viel Leistung in Wärme umsetzen kann. Gerade deshalb sind funktionierende Bypass-Dioden bei aktuellen Modulen so wichtig.

Warum die Fehler nicht im Werk auffallen

Module durchlaufen vor der Zulassung eine Typprüfung nach der internationalen Modulnorm IEC 61215. Dazu gehören auch Tests der Bypass-Dioden. Geprüft werden aber Mustermodule, nicht jedes einzelne Serienmodul. Am Bandende werden Module in der Regel elektrisch vermessen, etwa mit einem Blitzlicht-Test (Flasher), und oft auch per Elektrolumineszenz-Aufnahme auf Zellrisse untersucht. Ein abgekoppelter Bypass-Pfad verändert diese Messwerte aber nicht, denn bei gleichmäßiger Beleuchtung ist die Diode ohnehin inaktiv. Lockere Lötstellen, die erst später aufgehen, lassen sich im Werk ohnehin kaum erkennen.

Wie man den Fehler findet

Die gängige Methode ist die Thermografie: Mit einer Wärmebildkamera, häufig per Drohne, wird die Anlage im laufenden Betrieb aufgenommen. Abschalten muss man dafür nichts. Damit die Bilder aussagekräftig sind, braucht es kräftige Sonneneinstrahlung; die Bedingungen regelt die technische Spezifikation IEC TS 62446-3. Bei trübem Winterwetter sind Aufnahmen wenig aussagekräftig.

Die Grenzen dieser Methode benennt die DGS offen: Abgetrennte Zellstränge (Lötstelle 1 oder 6) sind im Wärmebild zu sehen. Abgekoppelte Dioden (Lötstellen 2 bis 5) dagegen nicht. Die Logik der Empfehlung lautet deshalb: Wer bei einer Stichprobe keinen einzigen abgetrennten Strang findet, kann mit einer geringeren Wahrscheinlichkeit für Lötfehler insgesamt rechnen, denn beide Fehlerbilder haben dieselbe Ursache. Eine vollständige Sicherheit gibt es aber auch bei häufiger Thermografie nicht. Um Dioden direkt zu prüfen, haben Sachverständige spezielle Messverfahren entwickelt, bei denen gezielt Strom durch den Bypass-Pfad geschickt wird. Diese sind aufwendig und kein Standard.

Was bedeutet das für Sie?

Zunächst: Kein Grund zur Panik. Die beschriebenen Fehler sind nach allem, was bekannt ist, selten. Ein Hotspot entsteht außerdem nur, wenn eine abgekoppelte Diode und eine Verschattung im selben Zellstrang zusammentreffen. Trotzdem ist die Warnung ernst zu nehmen, weil die Folgen erheblich sein können und der Fehler im Alltag nicht auffällt. Folgende Punkte helfen bei der Einordnung:

• Neue Anlage: Fragen Sie bei der Planung, ob eine Thermografie bei der Abnahme vorgesehen ist oder ergänzt werden kann. Das ist besonders sinnvoll bei Dächern mit brennbarer Eindeckung oder brennbarer Unterkonstruktion.
• Bestehende Anlage: Ist sie mit Halbzellen-Modulen gebaut und noch jung, kann eine Thermografie im ersten Betriebsjahr helfen, sichtbare Lötfehler früh zu finden, solange Gewährleistung und Garantien greifen. Ob ein Befund ein Gewährleistungs- oder Garantiefall ist, sollte im Einzelfall geprüft werden.
• Verschattung minimieren: Dauerhafte Teilverschattung durch Antennen, Bäume oder Aufbauten ist auch unabhängig von diesem Fehler ungünstig. Starke Verschmutzung, etwa durch Laub, sollte nicht dauerhaft auf den Modulen liegen.
• Ertrag im Blick behalten: Das Monitoring des Wechselrichters zeigt Strang- und Anlagenwerte, aber keine einzelnen Module. Fällt ein Modul in einem langen Strang um ein Drittel ab, ist das in der Gesamtkurve kaum zu sehen. Auffällige Abweichungen zwischen vergleichbaren Strängen sind dennoch ein Anlass, genauer hinzusehen.
• Sichtbare Spuren: Braune Verfärbungen oder Brandflecken auf der Modulrückseite sind ein Warnzeichen. Steigen Sie aber nicht selbst aufs Dach, sondern lassen Sie eine Fachkraft prüfen.

Mehr zu Prüfverfahren für Module im laufenden Betrieb lesen Sie in unserem Beitrag „Zellrisse sichtbar machen“.

Fazit

Halbzellen-Module sind technisch ausgereift und bringen echte Vorteile. Die Warnung der DGS zeigt aber, dass ihr Schutz gegen Hotspots an wenigen Lötstellen hängt, deren Qualität man von außen nicht sieht. Eine Thermografie bei der Abnahme und nach dem ersten Betriebsjahr ist eine vergleichsweise einfache Maßnahme, um zumindest einen Teil dieser Fehler früh zu erkennen.

Wenn Sie Fragen zu Ihren Modulen oder zur Planung einer neuen Anlage haben, sprechen Sie uns gern an: Anfrage an PVPOWER.ME.

Quellen

• „Sicherheitsfrage bei Halbzellen-Solarmodulen“, pv magazine Deutschland, 4. November 2026: pv-magazine.de
• Udo Siegfriedt (DGS Berlin-Brandenburg): „Brandgefahr bei Halbzellen-Solarmodulen: Thermografie als Muss“, Juli 2026, Zweitveröffentlichung des pv-magazine-Beitrags: energienachrichten.com
• IEC TS 62446-3:2017, Photovoltaic systems – Outdoor infrared thermography, International Electrotechnical Commission: vde-verlag.de
• PVPOWER.ME: „Schatten auf dem Dach: Wie Bypass-Dioden und MPP-Tracker helfen“, 12. Oktober 2026: pvpower.me