Moderne Halbzellen-Solarmodule gelten als effizient und ausgereift – doch ein Fertigungsfehler bei den Bypass-Dioden bringt ein reales Brandrisiko mit sich. Das Tückische daran: Der Defekt bleibt im Normalbetrieb komplett unsichtbar und fällt selbst bei einem Standard-Thermografie-Scan unter klarem Himmel oft nicht auf. Erst bei Teilverschattung entsteht extreme lokale Hitze, die das Modul beschädigen oder im Extremfall in Brand setzen kann. Dieser Artikel erklärt, wie der Fehler entsteht, warum er so schwer zu finden ist und wie eine normkonforme PV-Thermografie per Drohne ihn zuverlässig aufdeckt.
Was sind Halbzellen-Module – und warum sind sie heute Standard?
Halbzellen-Module (Half-Cell) sind bei Neuinstallationen inzwischen der Standard. Statt vollständiger Solarzellen werden hier halbierte Zellen verbaut, was den Innenwiderstand senkt, die Leistung erhöht und das Verschattungsverhalten verbessert. Für Betreiber bedeuten sie in der Regel mehr Ertrag und eine höhere Toleranz gegenüber Teilverschattung.
Der entscheidende bauliche Unterschied liegt in der internen Verschaltung. Ein klassisches Vollzellen-Modul besitzt drei Substrings, ein Halbzellen-Modul hat dagegen sechs. Jeder dieser Substrings wird durch eine eigene Bypass-Diode geschützt. Diese Diode leitet den Strom bei Verschattung um den betroffenen Bereich herum – so wird verhindert, dass verschattete Zellen zur Last für den Rest des Strings werden. Genau dieser Schutzmechanismus steht im Zentrum des Problems.
Der unsichtbare Fertigungsfehler: Wenn die Bypass-Diode fehlt
Nach Beobachtung von DGS-Experte Udo Siegfried steigt die Anzahl von Substring-Fehlern – und zwar auch bei etablierten Qualitätsmarken (pv magazine Deutschland). Die Ursache liegt in der Fertigung: Beim Lötprozess der Bypass-Dioden in modernen Halbzellen-Modulen kam es bei einigen Herstellern zu Fehlern, sodass die Diode physisch nicht korrekt verbunden ist. In der Anschlussdose lässt sich das betroffene Bändchen dann teilweise sogar leicht hochbiegen, weil es nicht ausreichend verlötet wurde (photovoltaik.eu).
Das Fatale: Beim Werks-Flashtest fällt dieser Defekt nicht auf. Der Test arbeitet mit gleichmäßigem Kunstlicht, unter dem die Bypass-Dioden nie aktiv werden. Ein Modul mit fehlender oder offener Diode verhält sich unter dieser gleichmäßigen Ausleuchtung exakt wie ein einwandfreies Modul und verlässt das Werk mit unauffälligen Messwerten. Der Fehler wird also mitgeliefert, ohne dass er im Prüfprotokoll auftaucht.
Warum Standard-Thermografie das Problem nicht immer findet
Auch im Feld bleibt der Defekt zunächst verborgen. Bei voller, gleichmäßiger Einstrahlung fließt der Strom normal durch den Substring, die fehlende Diode muss nichts umleiten und das Modul zeigt keine Auffälligkeit. Genau hier entsteht eine gefährliche Erkennungslücke.
Ein Thermografie-Scan unter wolkenlosem Himmel kann ein völlig gleichmäßiges Wärmebild liefern, obwohl die Schutzdiode defekt ist. Laut Joerg Althaus von Intertek CEA gehen Betreiber deshalb fälschlicherweise davon aus, dass ein unauffälliger Scan unter klarem Himmel bedeutet, dass alles in Ordnung ist (pv magazine USA / Intertek CEA). Der Fehler zeigt sich erst, wenn eine Teilverschattung auftritt.
Sobald ein Teil des Moduls verschattet wird – etwa durch Schmutz, Vogelkot, Laub oder Schlagschatten – kann der Strom bei fehlender Diode nicht umgeleitet werden. Die verschatteten Zellen müssen dann die volle Leistung des gesamten Strings aufnehmen und in Wärme umwandeln. Das Ergebnis ist eine extreme lokale Überhitzung: Die Zelltemperaturen können auf 100 bis 200 Grad Celsius steigen. Die Rückseitenfolie, das sogenannte Backsheet, kann dabei schmelzen, und im Extremfall kommt es zum Modulbrand. Aus diesem Grund muss eine Inspektion so angelegt sein, dass sie genau diese kritischen Stellen sichtbar macht, statt sie unter idealen Bedingungen zu übersehen.
So sieht ein Substring-Ausfall im Wärmebild aus
Ein aktiver Substring-Ausfall hat im Thermobild eine charakteristische Signatur. Rund ein Drittel des Moduls erscheint deutlich wärmer als die benachbarten Module – als klar abgegrenzter, rechteckiger Wärmebereich. Diese scharfe geometrische Abgrenzung unterscheidet den Substring-Fehler von anderen Auffälligkeiten und macht ihn für eine geschulte Auswertung eindeutig identifizierbar.
Entscheidend ist die Temperaturdifferenz, das ΔT, gegenüber den intakten Nachbarmodulen. Ein ΔT ab 15 bis 20 Kelvin gilt als dringend, ein ΔT ab 20 Kelvin als sicherheitskritisch. Damit diese Werte belastbar sind, müssen definierte Prüfbedingungen eingehalten werden. Die IEC TS 62446-3 ist der maßgebliche Standard für PV-Thermografie und schreibt unter anderem eine Mindesteinstrahlung von 600 W/m², möglichst Windstille und einen optimalen Zeitraum zwischen 10 und 14 Uhr vor.
SKYLENZ arbeitet konsequent nach IEC TS 62446-3. Zum Einsatz kommt eine DJI Matrice 4T mit integrierter Wärmebildkamera, die Auswertung und das Reporting erfolgen – auf Wunsch – über die Plattform Skyvizor. Die Drohnenthermografie ermöglicht eine flächendeckende Inspektion der gesamten Anlage – ohne Anlagenstillstand und ohne dass einzelne Module manuell abgefahren werden müssen. So lassen sich auch große Dach- und Freiflächenanlagen in kurzer Zeit vollständig erfassen.
Was ein unentdeckter Defekt über die Laufzeit kostet
Neben dem Sicherheitsrisiko hat ein Substring-Ausfall unmittelbare wirtschaftliche Folgen. Ein ausgefallener Substring verursacht rund 33 Prozent Ertragsverlust am betroffenen Modul. Da die Module innerhalb eines Strings in Reihe geschaltet sind, bleibt es aber nicht bei diesem einen Modul: Der gesamte String kann auf bis zu 10 Prozent seiner Nennleistung einbrechen.
Über die Restlaufzeit einer Anlage von 20 bis 25 Jahren summieren sich diese Ertragsverluste zu erheblichen Beträgen – oft, ohne dass der Betreiber die Ursache kennt. Für Facility Manager und PV-Betreiber bedeutet das nicht nur entgangenen Ertrag, sondern auch ein schwer kalkulierbares Haftungs- und Brandrisiko im Bestand. Für Eigenheimbesitzer geht es um die Sicherheit der eigenen Immobilie und um den Werterhalt einer Investition, die sich über Jahrzehnte rechnen soll.
Wann eine Thermografie-Inspektion sinnvoll ist
Weil der Fertigungsfehler bereits ab Werk vorhanden sein kann, empfiehlt sich eine Erstinspektion bereits bei der Inbetriebnahme. So lässt sich dokumentieren, ob die Anlage im Auslieferungszustand einwandfrei ist – und im Zweifel Gewährleistungsansprüche gegenüber Hersteller oder Errichter belegen. Danach ist eine wiederkehrende Inspektion alle ein bis zwei Jahre sinnvoll, um sich anbahnende Fehler frühzeitig zu erkennen, bevor Ertragsverluste oder Schäden entstehen.
Besonders geboten ist eine Inspektion bei neu installierten Halbzellen-Modulen, bei bekannten Auffälligkeiten wie Leistungseinbußen sowie bei Anlagen, die noch nie thermografisch geprüft wurden. Der Aufwand steht in keinem Verhältnis zum möglichen Schaden: Eine flächendeckende Drohnenthermografie ist in kurzer Zeit erledigt und liefert eine klare, normkonforme Entscheidungsgrundlage.
Ihre Anlage prüfen lassen
SKYLENZ aus Hamminkeln führt normkonforme PV-Thermografie per Drohne nach IEC TS 62446-3 durch – für Energieversorger, Facility Manager, PV-Betreiber, Gewerbetreibende und Eigenheimbesitzer. Inhaber Björn Alexander ist Meteorologe und zertifizierter Drohnenpilot mit STS-Führerschein und stellt sicher, dass die Prüfung unter den richtigen Bedingungen erfolgt und die Auswertung belastbar ist.
Wenn Sie wissen möchten, ob Ihre Halbzellen-Module von diesem versteckten Defekt betroffen sind, sprechen Sie uns an. Wir erstellen Ihnen ein Angebot für eine Thermografie-Inspektion Ihrer Anlage und ein verständliches Reporting, das Ihnen zeigt, wo Handlungsbedarf besteht. Kontaktieren Sie SKYLENZ über skylenz.de für eine unverbindliche Anfrage.
Quellen: pv magazine Deutschland, 07.07.2026: Brandgefahr bei Halbzellen-Solarmodulen: Thermografie als Muss I pv magazine USA / Intertek CEA, 02.07.2026: Missing bypass diodes in solar modules pose hidden fire risk I photovoltaik.eu: Offene Bypassdiodenstrecken – neuer Serienfehler in neuen Solarmodulen
