PID-Effekt: der Leistungsverlust, den man nicht sieht

Es gibt einen Leistungsverlust, der sich nicht sehen lässt. Keine braunen Flecken, keine Risse, kein blinder Fleck auf dem Wärmebild aus der Ferne — die Module sehen aus wie am ersten Tag, und trotzdem fehlen zweistellige Prozente. Wer nach der Ursache sucht, prüft meist zuerst Verschattung, Verschmutzung und Wechselrichter. Und findet nichts.

Der Verdächtige heißt potenzialinduzierte Degradation, kurz PID. Er ist seit 2010 bekannt, betrifft nur kristalline Siliziummodule, entwickelt sich über Monate bis wenige Jahre — und er hat eine Eigenschaft, die ihn von allem anderen unterscheidet: Er lässt sich an der Kennlinie eindeutig identifizieren, wenn man weiß, worauf man schaut.

Was bei PID im Modul passiert

Das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE beschreibt den Vorgang in seinem Forschungsprojekt PID-Recovery (Laufzeit 1. Januar 2018 bis 30. April 2021, gefördert vom BMWi) auf der Ebene einzelner Ionen: Ursache sei „die Wanderung von Natriumionen aus dem Deckglas in die SiNx-Schicht der PV-Zelle und von dort entlang von Stapelfehlern in das Zellmaterial. Hier verursachen die Ionen Kurzschlüsse und bewirken eine Verringerung des Parallelwiderstands der Zelle."

Der Antrieb für diese Wanderung ist ein elektrisches Feld zwischen den Zellen und dem geerdeten Aluminiumrahmen. Es entsteht ganz von selbst, sobald ein Modul im String weit genug vom Erdpotenzial entfernt sitzt. Die Technische Information zur PV Offset Box von SMA Solar Technology rechnet es an einem Beispiel vor: Ein typisches Modul liefert unter Nennbedingungen etwa 30 Volt. Liegt die MPP-Spannung eines Strings bei 400 Volt, hat das Modul am negativen Ende ein Potenzial von minus 200 Volt gegen Erde, das am positiven Ende plus 200 Volt.

Und damit ist auch klar, warum PID kein gleichmäßiger Effekt ist: Er ist „umso stärker, je näher sich das Modul am Minuspol des PV-Generators befindet", schreibt SMA. Das Fraunhofer IEE hat dasselbe an den gemessenen Oberflächenpotenzialen gesehen — unter bestimmten Umweltbedingungen seien besonders die am Rand befindlichen Module einer hohen Potenzialdifferenz und damit einer starken Degradationsbelastung ausgesetzt.

Einschränkung: Welches Ende betroffen ist, hängt an der Zelltechnologie. Das Fraunhofer IEE hält ausdrücklich fest, dass je nach Zelltyp entweder die Zellen am positiven oder am negativen Ende des Strings betroffen sind. Die verbreitete Faustregel „immer der Minuspol" ist also zu grob.

Woran du PID erkennst — und woran nicht

Der brauchbarste Befund für die Praxis steht in derselben SMA-Unterlage, und er betrifft die Form der Strom-Spannungs-Kennlinie. Charakteristisch sei „eine Abflachung, bei der die Leerlaufspannung und der Kurzschluss-Strom fast unverändert bleiben, die maximale Leistung (MPP) sich aber um 30 Prozent oder mehr verringert".

Das ist ein Fingerabdruck, denn die anderen üblichen Verdächtigen verhalten sich anders:

Das Fraunhofer ISE arbeitet im Projekt Bewertung PID – Module und Anlagen mit Leistungsmessungen und Thermographieaufnahmen vor Ort und weist auf den Punkt hin, der die Suche so mühsam macht: PID kann zu einem Leistungsrückgang führen, „ohne dass das Modul äußerlich sichtbare Schäden aufweist". Ein Blick aufs Dach bringt hier nichts.

Wie groß der Schaden werden kann

Die Größenordnung, die SMA nennt, stammt aus einer Fachpublikation von J. Berghold und anderen auf der 25. EU PVSEC im Jahr 2010: Leistungseinbußen, „die nach ein paar Jahren 30 Prozent und mehr betragen können". Das ist keine schleichende Alterung mehr — zum Vergleich rechnen Hersteller bei normaler Degradation mit Bruchteilen eines Prozents im Jahr.

Wie weit Labor und Feld auseinanderliegen können, zeigt eine einzelne Messung des Fraunhofer ISE, und sie ist der lehrreichste Datenpunkt dieses Artikels: Bei einem im Feld auffälligen Modul wurde nach der Entnahme eine Leistungsabnahme von etwa 5 Prozent festgestellt. Dasselbe Modul verlor im anschließenden PID-Labortest — nach vollständiger Erholung — etwa 83 Prozent.

Dieselbe Zelle also: im Feld nach Jahren 5 Prozent Verlust, im Test binnen Stunden 83. Das heißt zweierlei. Erstens: Ein Modul, das im Feld unauffällig wirkt, kann hochgradig PID-empfindlich sein — die Belastung war bisher nur nicht groß genug. Zweitens: Aus einem Laborergebnis lässt sich der Feldverlust nicht ableiten, und aus einem kleinen Feldverlust nicht die Unbedenklichkeit des Moduls.

Was das in Kilowattstunden bedeutet, rechnest du dir am eigenen Fall schnell aus. Eine 10-kWp-Anlage mit einem spezifischen Ertrag von 1.000 kWh/kWp liefert im Jahr 10.000 kWh. Ein PID-bedingter Verlust von 30 Prozent sind dann 3.000 kWh jährlich, die zur Hälfte als Eigenverbrauch und zur Hälfte als Einspeisung fehlen — Jahr für Jahr, solange der Zustand anhält. Das ist unsere eigene Überschlagsrechnung, keine Messung: Sie zeigt die Größenordnung, nicht deinen Fall.

Warum trafolose Wechselrichter das Thema erst groß gemacht haben

Ob ein Modulfeld überhaupt in ein kritisches Potenzial gerät, entscheidet der Wechselrichter. SMA erklärt den Zusammenhang so: Nur galvanisch trennende Geräte geben ihre Leistung über eine magnetische Kopplung ab und erlauben deshalb, den Generator zu erden — damit lässt sich das Potenzial des gesamten Feldes ins Positive verschieben und PID zuverlässig verhindern. Transformatorlose Wechselrichter sind leitend mit dem Netz verbunden; eine Erdung würde intern zum Kurzschluss führen.

Genau diese Geräte sind aber „prinzipbedingt deutlich preisgünstiger und effizienter" — und deshalb heute der Normalfall auf deutschen Einfamilienhäusern. Der Trend zu höheren Systemspannungen bis 1.000 Volt verschärft das Problem laut SMA zusätzlich, weil mit der Stringlänge auch das maximale Potenzial gegen Erde wächst.

Vier Faktoren bestimmen nach der von SMA zitierten Untersuchung, ob eine Anlage anfällig ist — und nur einer davon lässt sich nachträglich noch beeinflussen:

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Der Punkt, an dem Hersteller und Forschung sich widersprechen

Über PID kursiert ein beruhigender Satz: Der Effekt sei reversibel. SMA beschreibt dazu eine Gegenmaßnahme, die nachts arbeitet — die PV Offset Box legt nach Sonnenuntergang ein hohes positives Potenzial von plus 400 bis plus 1.000 Volt gegen Erde an und macht die Polarisation rückgängig. Der Stromverbrauch dafür ist vernachlässigbar, die Nennleistung liegt unter 3 Watt. Bei einem länger betroffenen Generator dauere die vollständige Regeneration „in etwa ebenso lange wie die Degradation".

Genau diesen Punkt hat das Fraunhofer IEE im Freifeld nachgemessen — sechs PID-empfindliche Module unter gesteuerter negativer Polarisation, in einer zweiten Phase zusätzlich mit nächtlicher positiver Polarisation, dazu sechs unbelastete Vergleichsmodule, Kennlinienaufzeichnung einmal pro Minute. Das Ergebnis fällt anders aus als das Versprechen: Die nächtliche Polarisation führe „nur zu einer teilweisen Regeneration der Module", und „nicht bei allen Modulen" finde eine zufriedenstellende Regeneration statt.

Wir lösen diesen Widerspruch hier nicht auf. Die Herstellerangabe beschreibt das Wirkprinzip und stützt sich auf den Laborbefund der Umkehrbarkeit; die Feldmessung beschreibt, was nach Jahren realer Belastung davon übrig bleibt. Für die Entscheidung im Einzelfall heißt das aber etwas sehr Konkretes: Rechne nicht damit, den vollen Ertrag zurückzubekommen. Wer eine Regenerationslösung nachrüstet und darauf einen Vergleich mit dem Anbieter stützt, verhandelt über eine Zahl, die niemand garantieren kann.

Der Nachteil dieser Klarheit: Die Kennlinienmessung, die den Befund liefert, bekommst du nicht aus dem Wechselrichter-Portal. Sie braucht ein Messgerät am String und damit einen Termin — und genau daran scheitert die Diagnose in vielen Fällen, bevor sie begonnen hat.

Was du tun kannst, wenn der Verdacht besteht

Ob eine Kennlinienmessung oder ein vollständiges Gutachten sinnvoll ist und was das kostet, steht im Ratgeber zu Gutachterkosten bei Minderertrag. Die laufende Beobachtung, die den Verdacht überhaupt erst auslöst, beschreibt der Ratgeber zum Monitoring und der Ertragsüberwachung. Wie du eine Verschattung als Ursache sauber ausschließt, steht im Ratgeber Verschattung selbst messen mit PVGIS; was auf dem Moduldatenblatt sonst noch zählt, im Ratgeber Modul-Datenblatt lesen.

Die Frist läuft, während der Effekt sich entwickelt

Der unangenehmste Zug an PID ist sein Zeitverhalten. Der Verlust entsteht über Monate bis wenige Jahre — also genau in dem Zeitraum, in dem auch die Gewährleistungsfristen ablaufen. Beim Kauf ohne Bauwerksbezug sind es zwei Jahre ab Ablieferung, bei einem Bauwerk fünf.

Für die Frage, ob ein Ertragsverlust überhaupt einen Anspruch begründet, ist entscheidend, was zugesagt war. Genau darum geht es im Ratgeber zur Ertragsgarantie im PV-Vertrag. Was Garantie und Gewährleistung unterscheidet — und warum die Leistungsgarantie des Modulherstellers hier ein eigener Weg ist —, steht im Ratgeber zu Garantie und Gewährleistung.

Was beim Kauf hilft — und was nur beruhigt

Was wir nicht belegen können

Drei Dinge bleiben offen, und wir füllen sie nicht:

• Wie verbreitet PID im deutschen Bestand ist, wissen wir nicht. Eine belastbare Erhebung dazu haben wir nicht gefunden. Eine im Netz häufig wiederholte Zahl aus einer Untersuchung von 2012 — nur etwa ein Drittel der geprüften Module habe den Test bestanden — konnten wir in keiner frei abrufbaren Primärquelle nachlesen und verwenden sie deshalb nicht.
• Die Berghold-Publikation von 2010, aus der die 30-Prozent-Angabe stammt, haben wir nicht im Original gelesen, sondern nur die Herstellerunterlage, die sie zitiert.
• Die Norm IEC TS 62804-1 selbst ist kostenpflichtig. Zitiert ist hier nur die frei abrufbare Beschreibung des Prüfprinzips durch das Fraunhofer IMWS.