Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19<\/p>
\n Leistungsverlust durch\n \n Glaskorrosion bei Solarmodulen\n <\/em>\n : Durch eine\n \n regelmäßige PV-Reinigung\n <\/a>\n sowie PV-Checks kannst Du hartnäckige Verschmutzungen rechtzeitig erkennen und das Risiko unnötiger Ertragsverluste reduzieren.\n<\/p>\n\n\n Du hast in eine PV-Anlage investiert. Aber Du kontrollierst nicht, ob Glaskorrosion Deine Solarmodule langfristig schädigt?\n <\/strong>\n Dann geht es Dir so wie vielen Betreibern. Über die Gefahren von Glaskorrosion und wie sie die Leistung und den Ertrag langfristig beeinträchtigen kann, steht im Datenblatt kaum etwas. Wer dies heute nicht überwacht, riskiert morgen unnötige Ertragsverluste.\n<\/p>\n\n Im Volksmund spricht man oft von\n \n Glaskorrosion\n <\/em>\n , wenn die Paneele trübe oder verfärbt wirken. Tatsächlich handelt es sich allerdings nicht immer um klassische Glaskorrosion. Es kann sich ebenso um\n \n optische Degradation\n <\/strong>\n handeln, beispielsweise durch Veränderungen oder Beschädigungen der Antireflexbeschichtung. Auch hartnäckige Ablagerungen können eine Glastrübung vortäuschen. Da der Begriff Glaskorrosion jedoch geläufiger ist, verwenden wir ihn im weiteren Verlauf, wenn es um chemisch bedingte Veränderungen der Glasoberfläche geht.\n<\/p>\n\n\n Glasoberfläche nach dem Wischtest. Der verbliebene Schleier kann auf eine Veränderung der Glasoberfläche oder der Beschichtung hinweisen.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Oft unerkannt und unumkehrbar: Glaskorrosion bei Solarmodulen kann die Lichtdurchlässigkeit und damit den Stromertrag der Photovoltaikanlage dauerhaft beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n In diesem Artikel zeigen wir, wie Glaskorrosion und hartnäckige Verschmutzungen einen Anlagenbetreiber langfristig wertvolle Kilowattstunden kosten können.\n<\/p>\n\n Zuerst schauen wir uns an, was Glaskorrosion ist und warum auch das Glas eines Solarmoduls korrodieren kann. Dann schauen wir uns kurz an, warum die Glaskorrosion beim Solarmodul zu Leistungsverlust führen kann. Dabei gehen wir auf typische anfällige Stellen und deren schadhafte Folgen ein. Zum Abschluss kommen wir zu vorbeugenden Maßnahmen, um\n \n Glasfraß\n <\/em>\n an den Solarmodulen möglichst zu vermeiden.\n<\/p>\n\n Was ist Glaskorrosion? Und warum entsteht dadurch die optische Degradation?\n<\/h2>\n\n Glaskorrosion ist das Resultat chemischer Prozesse, die strukturelle Veränderungen an der Glasoberfläche hervorrufen. Chemisch gesehen besteht Glas aus einem Netzwerk verschiedener Oxidbestandteile:\n<\/p>\n\n\n\n Siliziumdioxid (SiO\u2082)\n <\/strong>\n bildet den Hauptbestandteil der chemischen Struktur.\n <\/li>\n\n\n Natriumoxid (Na\u2082O)\n <\/strong>\n senkt die Schmelztemperatur und erleichtert die Verarbeitung des Glases.\n <\/li>\n\n\n Calciumoxid (CaO)\n <\/strong>\n stabilisiert das Glas und erhöht seine chemische Beständigkeit.\n <\/li>\n\n Weitere Zusätze für spezifische Eigenschaften sind beispielsweise K\u2082O, MgO und Al\u2082O\u2083.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wasser und Feuchtigkeit können die chemische Struktur an der Glasoberfläche angreifen. Dabei werden insbesondere Alkaliionen, beispielsweise Natriumionen, durch einen Ionenaustausch aus dem Glas herausgelöst.\n<\/p>\n\n Unter bestimmten Bedingungen wird auch das Silikatnetzwerk angegriffen. Dadurch können die typischen optisch erkennbaren Folgen entstehen, wie beispielsweise Eintrübung des Glases oder Oberflächenrauheit.\n<\/p>\n\n Beim Glas des Solarmoduls handelt es sich allerdings nicht um gewöhnliches Fensterglas. In der Regel wird besonders lichtdurchlässiges, eisenarmes Solarglas verwendet, das häufig thermisch vorgespannt und mit einer Antireflexbeschichtung versehen ist.\n<\/p>\n\n Das Glas ist für einen langjährigen Einsatz im Freien ausgelegt. Vollständig unempfindlich gegen chemische Einflüsse ist es jedoch nicht.\n<\/p>\n\n Auch die Antireflexbeschichtung kann durch Umwelteinflüsse beschädigt werden. Eine milchige oder matte Oberfläche ist deshalb nicht automatisch ein Nachweis für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Warum entsteht durch die optische Degradation ein Leistungsverlust bei den Solarpaneelen?\n<\/h2>\n\n Oft bleiben erste Anzeichen unerkannt: Veränderungen an der Glasoberfläche, verursacht durch Feuchtigkeitseinwirkung, chemische Belastungen und langfristige Verwitterung.\n<\/p>\n\n Die Lichtdurchlässigkeit kann sich dadurch verringern und so wird die Leistung nachhaltig beeinträchtigt. Schließlich können die Solarzellen nur das Licht in elektrische Energie umwandeln, das sie tatsächlich erreicht.\n<\/p>\n\n Solche Effekte treten in der Praxis auf. Wie stark sich die Glaskorrosion auf die Leistung auswirkt, hängt allerdings von der betroffenen Fläche, der Stärke der Oberflächenveränderung und dem tatsächlichen Verlust an Lichtdurchlässigkeit ab.\n<\/p>\n\n Eine leichte Trübung am Modulrand muss deshalb noch keinen nennenswerten Leistungsverlust verursachen. Anders sieht es aus, wenn größere Glasflächen betroffen sind oder sich durch veränderte Oberflächen zunehmend hartnäckige Verschmutzungen festsetzen.\n<\/p>\n\n Hier eine Liste, warum die Solarpaneele weniger Leistung bringen können – unterteilt nach sichtbaren Gründen und messbaren Folgen.\n<\/p>\n\n Sichtbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glaskorrosion\n<\/h3>\n\n\n\n Typische Schwachstellen von Solarmodulen:\n <\/strong>\n<\/li>\n<\/ul>\n\n Neben der Glaskorrosion können auch andere Alterungserscheinungen auftreten, die die Leistung beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n Dazu gehört beispielsweise die\n \n Metallkorrosion\n <\/strong>\n an elektrischen Kontakten und Zellverbindern. Auch Delamination, also die Ablösung einzelner Schichten innerhalb des Modulverbunds, kann die elektrische oder optische Funktion beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n Diese Schäden müssen allerdings von der eigentlichen Glaskorrosion unterschieden werden. Sie können unabhängig davon entstehen, beispielsweise durch Feuchtigkeitseintritt oder Materialalterung.\n<\/p>\n\n\n\n Schnellere Wiederverschmutzung:\n <\/strong>\n<\/li>\n<\/ul>\n\n Durch aufgeraute Stellen auf dem Glas kann sich Schmutz unter bestimmten Bedingungen leichter festsetzen. Die Wiederverschmutzung schreitet dadurch möglicherweise schneller voran.\n<\/p>\n\n Es trifft weniger Licht auf die Solarzellen. Besonders kritisch kann das am unteren Modulrand werden, wenn sich dort ein ausgeprägter Schmutzstreifen bildet (siehe unten).\n<\/p>\n\n Hier ein typisches Beispielbild einer getrübten Moduloberfläche:\n<\/p>\n\n\n Vor der Reinigung\n <\/strong>\n<\/p>\n\n\n Schmutzansammlung am unteren Modulrahmen vor der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Nach der Reinigung ist ein auffälliger Streifen am unteren Modulrand deutlich zu sehen.\n<\/p>\n\n\n Verbliebener Streifen am unteren Modulrand nach der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Ob es sich hierbei tatsächlich um Glaskorrosion oder um eine Veränderung der Antireflexbeschichtung handelt, lässt sich anhand des Bildes allein nicht eindeutig feststellen.\n<\/p>\n\n Nicht sichtbare, aber messbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glas- bzw. Metallkorrosion\n<\/h3>\n\n Messbar beziehungsweise untersuchbar mit geeigneten Messgeräten wie Kennlinienmessgerät, Infrarotkamera, Datenlogger oder PV-Monitoring:\n<\/p>\n\n\n\n Abweichung von der erwarteten Leistung:\n <\/strong>\n Besonders bei vergleichbaren Einstrahlungs- und Temperaturbedingungen kann ein Leistungsunterschied auf optische oder elektrische Verluste hinweisen.\n <\/li>\n\n\n Hotspots:\n <\/strong>\n Lokale Überhitzungen einzelner Solarzellen, beispielsweise durch Teilverschattung, Zellschäden oder elektrische Kontaktprobleme.\n <\/li>\n\n\n Erhöhte Serienwiderstände:\n <\/strong>\n Messbar beziehungsweise abschätzbar über eine Kennlinienmessung. Die Strom-Spannungs-Kennlinie oder auch I-V-Kurve ist eine grafische Darstellung der elektrischen Modul-Performance. Ein erhöhter Serienwiderstand verändert insbesondere den Knickbereich der Kurve. Die Folge ist ein geringerer Maximum Power Point (MPP) und damit weniger Leistung. Ursache können beispielsweise korrodierte elektrische Kontakte sein.\n <\/li>\n\n\n Mismatch bei verschattungsfreien Bedingungen:\n <\/strong>\n Ein Solarmodul beziehungsweise einzelne Zellgruppen innerhalb eines Strings weisen unterschiedliche elektrische Eigenschaften auf. Dadurch kann die Gesamtleistung sinken, obwohl keine äußere Verschattung vorliegt.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wichtig ist allerdings die Unterscheidung zwischen\n \n Glaskorrosion und elektrischer Korrosion\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Eine verminderte Lichtdurchlässigkeit durch Glaskorrosion beeinflusst in erster Linie den Photostrom der Solarzellen. Erhöhte Serienwiderstände sind dagegen typischerweise auf elektrische Kontaktprobleme oder andere Zell- und Verbindungsschäden zurückzuführen.\n<\/p>\n\n Hotspots, erhöhte Serienwiderstände oder ein Mismatch sind deshalb keine eindeutigen Nachweise für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Glaskorrosion bei Solarmodulen: Typische betroffene kritische Stellen\n<\/h2>\n\n\n\n Rahmennaht & Ränder:\n <\/strong>\n Hier kann sich Schmutz besonders leicht absetzen. Auch Feuchtigkeit kann länger auf der Oberfläche verbleiben und chemische Veränderungen begünstigen. Bei Schäden an der Randabdichtung kann zusätzlich Feuchtigkeit in den Modulverbund eindringen.\n <\/li>\n\n\n Glasoberfläche unter Vogelkot, Algen, Moos oder stehender Feuchtigkeit:\n <\/strong>\n Ablagerungen können die Lichtdurchlässigkeit reduzieren und lokal unterschiedliche chemische Bedingungen erzeugen.\n <\/li>\n\n\n Module in Küstenregionen, landwirtschaftlichen oder industriellen Umgebungen:\n <\/strong>\n Salz, Staub, Ammoniak und andere Umwelteinflüsse können die Belastung der Moduloberflächen erhöhen.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Korrosionsstreifen am unteren Modulrand sind besonders kritisch\n<\/h2>\n\n Ist die Glasoberfläche am unteren Modulrand angeraut oder verändert, kann der Schmutz besser daran haften bleiben. Die Wiederverschmutzung kann dadurch schneller voranschreiten.\n<\/p>\n\n So entsteht beziehungsweise verstärkt sich dieser bekannte Schmutzstreifen am Übergang zum Modulrahmen. Besonders bei gerahmten Solarmodulen und geringen Neigungswinkeln sammeln sich dort Wasser und Schmutz.\n<\/p>\n\n Regenwasser kann die Ablagerungen nicht immer vollständig abtransportieren. Nach dem Verdunsten bleibt ein Schmutzstreifen zurück, der sich mit der Zeit weiter aufbauen kann.\n<\/p>\n\n Dadurch trifft in diesem Bereich weniger Licht auf die Solarzellen als an anderen Stellen.\n<\/p>\n\n\n Besonders kritisch wird es, wenn der Schmutzstreifen Teile der Solarzellen verschattet.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Die Solarzellen innerhalb einer Zellgruppe sind elektrisch in Reihe geschaltet. Werden einzelne Zellen deutlich schwächer beleuchtet, können sie weniger Strom erzeugen als die übrigen Zellen.\n<\/p>\n\n Es entsteht ein sogenanntes\n \n Strom-Mismatch\n <\/em>\n .\n<\/p>\n\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. Sie beschreibt nicht unmittelbar den Ertragsverlust durch einen einzelnen Hotspot.\n<\/p>\n\n\n Und jetzt kommt die Bypassdiode ins Spiel.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Wird eine Zellgruppe durch die Teilverschattung ausreichend stark beeinträchtigt, können sich die elektrischen Spannungsverhältnisse so verändern, dass die zugehörige Bypassdiode leitend wird.\n<\/p>\n\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. Vollständig ausschließen lassen sich Hotspots dadurch allerdings nicht.\n<\/p>\n\n Die überbrückte Zellgruppe trägt dann nicht mehr zur nutzbaren Modulspannung bei.\n<\/p>\n\n Bei einem klassischen Solarmodul mit drei gleich großen Zellgruppen kann dadurch vereinfacht betrachtet etwa ein Drittel der Modulspannung und ein erheblicher Teil der möglichen Leistung verloren gehen.\n<\/p>\n\n Wie hoch der tatsächliche Leistungsverlust ausfällt, hängt allerdings von der Modulbauart, der Verschaltung, dem Verschattungsmuster und dem elektrischen Arbeitspunkt ab.\n<\/p>\n\n Bei modernen Halbzellenmodulen können sich beispielsweise deutlich andere Auswirkungen ergeben.\n<\/p>\n\n\n Das Entscheidende:\n <\/strong>\n Nicht jeder Schmutzstreifen aktiviert automatisch eine Bypassdiode. Auch eine Glastrübung allein führt nicht zwangsläufig zu Hotspots oder größeren Leistungsverlusten.\n<\/p>\n\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
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Da der Begriff Glaskorrosion jedoch geläufiger ist, verwenden wir ihn im weiteren Verlauf, wenn es um chemisch bedingte Veränderungen der Glasoberfläche geht.\n<\/p>\n\n\n Glasoberfläche nach dem Wischtest. Der verbliebene Schleier kann auf eine Veränderung der Glasoberfläche oder der Beschichtung hinweisen.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Oft unerkannt und unumkehrbar: Glaskorrosion bei Solarmodulen kann die Lichtdurchlässigkeit und damit den Stromertrag der Photovoltaikanlage dauerhaft beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n In diesem Artikel zeigen wir, wie Glaskorrosion und hartnäckige Verschmutzungen einen Anlagenbetreiber langfristig wertvolle Kilowattstunden kosten können.\n<\/p>\n\n Zuerst schauen wir uns an, was Glaskorrosion ist und warum auch das Glas eines Solarmoduls korrodieren kann. Dann schauen wir uns kurz an, warum die Glaskorrosion beim Solarmodul zu Leistungsverlust führen kann. Dabei gehen wir auf typische anfällige Stellen und deren schadhafte Folgen ein. Zum Abschluss kommen wir zu vorbeugenden Maßnahmen, um\n \n Glasfraß\n <\/em>\n an den Solarmodulen möglichst zu vermeiden.\n<\/p>\n\n Was ist Glaskorrosion? Und warum entsteht dadurch die optische Degradation?\n<\/h2>\n\n Glaskorrosion ist das Resultat chemischer Prozesse, die strukturelle Veränderungen an der Glasoberfläche hervorrufen. Chemisch gesehen besteht Glas aus einem Netzwerk verschiedener Oxidbestandteile:\n<\/p>\n\n\n\n Siliziumdioxid (SiO\u2082)\n <\/strong>\n bildet den Hauptbestandteil der chemischen Struktur.\n <\/li>\n\n\n Natriumoxid (Na\u2082O)\n <\/strong>\n senkt die Schmelztemperatur und erleichtert die Verarbeitung des Glases.\n <\/li>\n\n\n Calciumoxid (CaO)\n <\/strong>\n stabilisiert das Glas und erhöht seine chemische Beständigkeit.\n <\/li>\n\n Weitere Zusätze für spezifische Eigenschaften sind beispielsweise K\u2082O, MgO und Al\u2082O\u2083.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wasser und Feuchtigkeit können die chemische Struktur an der Glasoberfläche angreifen. Dabei werden insbesondere Alkaliionen, beispielsweise Natriumionen, durch einen Ionenaustausch aus dem Glas herausgelöst.\n<\/p>\n\n Unter bestimmten Bedingungen wird auch das Silikatnetzwerk angegriffen. Dadurch können die typischen optisch erkennbaren Folgen entstehen, wie beispielsweise Eintrübung des Glases oder Oberflächenrauheit.\n<\/p>\n\n Beim Glas des Solarmoduls handelt es sich allerdings nicht um gewöhnliches Fensterglas. In der Regel wird besonders lichtdurchlässiges, eisenarmes Solarglas verwendet, das häufig thermisch vorgespannt und mit einer Antireflexbeschichtung versehen ist.\n<\/p>\n\n Das Glas ist für einen langjährigen Einsatz im Freien ausgelegt. Vollständig unempfindlich gegen chemische Einflüsse ist es jedoch nicht.\n<\/p>\n\n Auch die Antireflexbeschichtung kann durch Umwelteinflüsse beschädigt werden. Eine milchige oder matte Oberfläche ist deshalb nicht automatisch ein Nachweis für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Warum entsteht durch die optische Degradation ein Leistungsverlust bei den Solarpaneelen?\n<\/h2>\n\n Oft bleiben erste Anzeichen unerkannt: Veränderungen an der Glasoberfläche, verursacht durch Feuchtigkeitseinwirkung, chemische Belastungen und langfristige Verwitterung.\n<\/p>\n\n Die Lichtdurchlässigkeit kann sich dadurch verringern und so wird die Leistung nachhaltig beeinträchtigt. Schließlich können die Solarzellen nur das Licht in elektrische Energie umwandeln, das sie tatsächlich erreicht.\n<\/p>\n\n Solche Effekte treten in der Praxis auf. Wie stark sich die Glaskorrosion auf die Leistung auswirkt, hängt allerdings von der betroffenen Fläche, der Stärke der Oberflächenveränderung und dem tatsächlichen Verlust an Lichtdurchlässigkeit ab.\n<\/p>\n\n Eine leichte Trübung am Modulrand muss deshalb noch keinen nennenswerten Leistungsverlust verursachen. Anders sieht es aus, wenn größere Glasflächen betroffen sind oder sich durch veränderte Oberflächen zunehmend hartnäckige Verschmutzungen festsetzen.\n<\/p>\n\n Hier eine Liste, warum die Solarpaneele weniger Leistung bringen können – unterteilt nach sichtbaren Gründen und messbaren Folgen.\n<\/p>\n\n Sichtbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glaskorrosion\n<\/h3>\n\n\n\n Typische Schwachstellen von Solarmodulen:\n <\/strong>\n<\/li>\n<\/ul>\n\n Neben der Glaskorrosion können auch andere Alterungserscheinungen auftreten, die die Leistung beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n Dazu gehört beispielsweise die\n \n Metallkorrosion\n <\/strong>\n an elektrischen Kontakten und Zellverbindern. Auch Delamination, also die Ablösung einzelner Schichten innerhalb des Modulverbunds, kann die elektrische oder optische Funktion beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n Diese Schäden müssen allerdings von der eigentlichen Glaskorrosion unterschieden werden. Sie können unabhängig davon entstehen, beispielsweise durch Feuchtigkeitseintritt oder Materialalterung.\n<\/p>\n\n\n\n Schnellere Wiederverschmutzung:\n <\/strong>\n<\/li>\n<\/ul>\n\n Durch aufgeraute Stellen auf dem Glas kann sich Schmutz unter bestimmten Bedingungen leichter festsetzen. Die Wiederverschmutzung schreitet dadurch möglicherweise schneller voran.\n<\/p>\n\n Es trifft weniger Licht auf die Solarzellen. Besonders kritisch kann das am unteren Modulrand werden, wenn sich dort ein ausgeprägter Schmutzstreifen bildet (siehe unten).\n<\/p>\n\n Hier ein typisches Beispielbild einer getrübten Moduloberfläche:\n<\/p>\n\n\n Vor der Reinigung\n <\/strong>\n<\/p>\n\n\n Schmutzansammlung am unteren Modulrahmen vor der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Nach der Reinigung ist ein auffälliger Streifen am unteren Modulrand deutlich zu sehen.\n<\/p>\n\n\n Verbliebener Streifen am unteren Modulrand nach der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Ob es sich hierbei tatsächlich um Glaskorrosion oder um eine Veränderung der Antireflexbeschichtung handelt, lässt sich anhand des Bildes allein nicht eindeutig feststellen.\n<\/p>\n\n Nicht sichtbare, aber messbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glas- bzw. Metallkorrosion\n<\/h3>\n\n Messbar beziehungsweise untersuchbar mit geeigneten Messgeräten wie Kennlinienmessgerät, Infrarotkamera, Datenlogger oder PV-Monitoring:\n<\/p>\n\n\n\n Abweichung von der erwarteten Leistung:\n <\/strong>\n Besonders bei vergleichbaren Einstrahlungs- und Temperaturbedingungen kann ein Leistungsunterschied auf optische oder elektrische Verluste hinweisen.\n <\/li>\n\n\n Hotspots:\n <\/strong>\n Lokale Überhitzungen einzelner Solarzellen, beispielsweise durch Teilverschattung, Zellschäden oder elektrische Kontaktprobleme.\n <\/li>\n\n\n Erhöhte Serienwiderstände:\n <\/strong>\n Messbar beziehungsweise abschätzbar über eine Kennlinienmessung. Die Strom-Spannungs-Kennlinie oder auch I-V-Kurve ist eine grafische Darstellung der elektrischen Modul-Performance. Ein erhöhter Serienwiderstand verändert insbesondere den Knickbereich der Kurve. Die Folge ist ein geringerer Maximum Power Point (MPP) und damit weniger Leistung. Ursache können beispielsweise korrodierte elektrische Kontakte sein.\n <\/li>\n\n\n Mismatch bei verschattungsfreien Bedingungen:\n <\/strong>\n Ein Solarmodul beziehungsweise einzelne Zellgruppen innerhalb eines Strings weisen unterschiedliche elektrische Eigenschaften auf. Dadurch kann die Gesamtleistung sinken, obwohl keine äußere Verschattung vorliegt.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wichtig ist allerdings die Unterscheidung zwischen\n \n Glaskorrosion und elektrischer Korrosion\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Eine verminderte Lichtdurchlässigkeit durch Glaskorrosion beeinflusst in erster Linie den Photostrom der Solarzellen. Erhöhte Serienwiderstände sind dagegen typischerweise auf elektrische Kontaktprobleme oder andere Zell- und Verbindungsschäden zurückzuführen.\n<\/p>\n\n Hotspots, erhöhte Serienwiderstände oder ein Mismatch sind deshalb keine eindeutigen Nachweise für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Glaskorrosion bei Solarmodulen: Typische betroffene kritische Stellen\n<\/h2>\n\n\n\n Rahmennaht & Ränder:\n <\/strong>\n Hier kann sich Schmutz besonders leicht absetzen. Auch Feuchtigkeit kann länger auf der Oberfläche verbleiben und chemische Veränderungen begünstigen. Bei Schäden an der Randabdichtung kann zusätzlich Feuchtigkeit in den Modulverbund eindringen.\n <\/li>\n\n\n Glasoberfläche unter Vogelkot, Algen, Moos oder stehender Feuchtigkeit:\n <\/strong>\n Ablagerungen können die Lichtdurchlässigkeit reduzieren und lokal unterschiedliche chemische Bedingungen erzeugen.\n <\/li>\n\n\n Module in Küstenregionen, landwirtschaftlichen oder industriellen Umgebungen:\n <\/strong>\n Salz, Staub, Ammoniak und andere Umwelteinflüsse können die Belastung der Moduloberflächen erhöhen.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Korrosionsstreifen am unteren Modulrand sind besonders kritisch\n<\/h2>\n\n Ist die Glasoberfläche am unteren Modulrand angeraut oder verändert, kann der Schmutz besser daran haften bleiben. Die Wiederverschmutzung kann dadurch schneller voranschreiten.\n<\/p>\n\n So entsteht beziehungsweise verstärkt sich dieser bekannte Schmutzstreifen am Übergang zum Modulrahmen. Besonders bei gerahmten Solarmodulen und geringen Neigungswinkeln sammeln sich dort Wasser und Schmutz.\n<\/p>\n\n Regenwasser kann die Ablagerungen nicht immer vollständig abtransportieren. Nach dem Verdunsten bleibt ein Schmutzstreifen zurück, der sich mit der Zeit weiter aufbauen kann.\n<\/p>\n\n Dadurch trifft in diesem Bereich weniger Licht auf die Solarzellen als an anderen Stellen.\n<\/p>\n\n\n Besonders kritisch wird es, wenn der Schmutzstreifen Teile der Solarzellen verschattet.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Die Solarzellen innerhalb einer Zellgruppe sind elektrisch in Reihe geschaltet. Werden einzelne Zellen deutlich schwächer beleuchtet, können sie weniger Strom erzeugen als die übrigen Zellen.\n<\/p>\n\n Es entsteht ein sogenanntes\n \n Strom-Mismatch\n <\/em>\n .\n<\/p>\n\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. Sie beschreibt nicht unmittelbar den Ertragsverlust durch einen einzelnen Hotspot.\n<\/p>\n\n\n Und jetzt kommt die Bypassdiode ins Spiel.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Wird eine Zellgruppe durch die Teilverschattung ausreichend stark beeinträchtigt, können sich die elektrischen Spannungsverhältnisse so verändern, dass die zugehörige Bypassdiode leitend wird.\n<\/p>\n\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. Vollständig ausschließen lassen sich Hotspots dadurch allerdings nicht.\n<\/p>\n\n Die überbrückte Zellgruppe trägt dann nicht mehr zur nutzbaren Modulspannung bei.\n<\/p>\n\n Bei einem klassischen Solarmodul mit drei gleich großen Zellgruppen kann dadurch vereinfacht betrachtet etwa ein Drittel der Modulspannung und ein erheblicher Teil der möglichen Leistung verloren gehen.\n<\/p>\n\n Wie hoch der tatsächliche Leistungsverlust ausfällt, hängt allerdings von der Modulbauart, der Verschaltung, dem Verschattungsmuster und dem elektrischen Arbeitspunkt ab.\n<\/p>\n\n Bei modernen Halbzellenmodulen können sich beispielsweise deutlich andere Auswirkungen ergeben.\n<\/p>\n\n\n Das Entscheidende:\n <\/strong>\n Nicht jeder Schmutzstreifen aktiviert automatisch eine Bypassdiode. Auch eine Glastrübung allein führt nicht zwangsläufig zu Hotspots oder größeren Leistungsverlusten.\n<\/p>\n\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\n Im Volksmund spricht man oft von\n \n Glaskorrosion\n <\/em>\n , wenn die Paneele trübe oder verfärbt wirken. Tatsächlich handelt es sich allerdings nicht immer um klassische Glaskorrosion. Es kann sich ebenso um\n \n optische Degradation\n <\/strong>\n handeln, beispielsweise durch Veränderungen oder Beschädigungen der Antireflexbeschichtung. Auch hartnäckige Ablagerungen können eine Glastrübung vortäuschen. Da der Begriff Glaskorrosion jedoch geläufiger ist, verwenden wir ihn im weiteren Verlauf, wenn es um chemisch bedingte Veränderungen der Glasoberfläche geht.\n<\/p>\n\n\n Glasoberfläche nach dem Wischtest. Der verbliebene Schleier kann auf eine Veränderung der Glasoberfläche oder der Beschichtung hinweisen.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Oft unerkannt und unumkehrbar: Glaskorrosion bei Solarmodulen kann die Lichtdurchlässigkeit und damit den Stromertrag der Photovoltaikanlage dauerhaft beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n In diesem Artikel zeigen wir, wie Glaskorrosion und hartnäckige Verschmutzungen einen Anlagenbetreiber langfristig wertvolle Kilowattstunden kosten können.\n<\/p>\n\n Zuerst schauen wir uns an, was Glaskorrosion ist und warum auch das Glas eines Solarmoduls korrodieren kann. Dann schauen wir uns kurz an, warum die Glaskorrosion beim Solarmodul zu Leistungsverlust führen kann. Dabei gehen wir auf typische anfällige Stellen und deren schadhafte Folgen ein. Zum Abschluss kommen wir zu vorbeugenden Maßnahmen, um\n \n Glasfraß\n <\/em>\n an den Solarmodulen möglichst zu vermeiden.\n<\/p>\n\n Was ist Glaskorrosion? Und warum entsteht dadurch die optische Degradation?\n<\/h2>\n\n Glaskorrosion ist das Resultat chemischer Prozesse, die strukturelle Veränderungen an der Glasoberfläche hervorrufen. Chemisch gesehen besteht Glas aus einem Netzwerk verschiedener Oxidbestandteile:\n<\/p>\n\n\n\n Siliziumdioxid (SiO\u2082)\n <\/strong>\n bildet den Hauptbestandteil der chemischen Struktur.\n <\/li>\n\n\n Natriumoxid (Na\u2082O)\n <\/strong>\n senkt die Schmelztemperatur und erleichtert die Verarbeitung des Glases.\n <\/li>\n\n\n Calciumoxid (CaO)\n <\/strong>\n stabilisiert das Glas und erhöht seine chemische Beständigkeit.\n <\/li>\n\n Weitere Zusätze für spezifische Eigenschaften sind beispielsweise K\u2082O, MgO und Al\u2082O\u2083.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wasser und Feuchtigkeit können die chemische Struktur an der Glasoberfläche angreifen. Dabei werden insbesondere Alkaliionen, beispielsweise Natriumionen, durch einen Ionenaustausch aus dem Glas herausgelöst.\n<\/p>\n\n Unter bestimmten Bedingungen wird auch das Silikatnetzwerk angegriffen. Dadurch können die typischen optisch erkennbaren Folgen entstehen, wie beispielsweise Eintrübung des Glases oder Oberflächenrauheit.\n<\/p>\n\n Beim Glas des Solarmoduls handelt es sich allerdings nicht um gewöhnliches Fensterglas. In der Regel wird besonders lichtdurchlässiges, eisenarmes Solarglas verwendet, das häufig thermisch vorgespannt und mit einer Antireflexbeschichtung versehen ist.\n<\/p>\n\n Das Glas ist für einen langjährigen Einsatz im Freien ausgelegt. Vollständig unempfindlich gegen chemische Einflüsse ist es jedoch nicht.\n<\/p>\n\n Auch die Antireflexbeschichtung kann durch Umwelteinflüsse beschädigt werden. Eine milchige oder matte Oberfläche ist deshalb nicht automatisch ein Nachweis für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Warum entsteht durch die optische Degradation ein Leistungsverlust bei den Solarpaneelen?\n<\/h2>\n\n Oft bleiben erste Anzeichen unerkannt: Veränderungen an der Glasoberfläche, verursacht durch Feuchtigkeitseinwirkung, chemische Belastungen und langfristige Verwitterung.\n<\/p>\n\n Die Lichtdurchlässigkeit kann sich dadurch verringern und so wird die Leistung nachhaltig beeinträchtigt. Schließlich können die Solarzellen nur das Licht in elektrische Energie umwandeln, das sie tatsächlich erreicht.\n<\/p>\n\n Solche Effekte treten in der Praxis auf. Wie stark sich die Glaskorrosion auf die Leistung auswirkt, hängt allerdings von der betroffenen Fläche, der Stärke der Oberflächenveränderung und dem tatsächlichen Verlust an Lichtdurchlässigkeit ab.\n<\/p>\n\n Eine leichte Trübung am Modulrand muss deshalb noch keinen nennenswerten Leistungsverlust verursachen. Anders sieht es aus, wenn größere Glasflächen betroffen sind oder sich durch veränderte Oberflächen zunehmend hartnäckige Verschmutzungen festsetzen.\n<\/p>\n\n Hier eine Liste, warum die Solarpaneele weniger Leistung bringen können – unterteilt nach sichtbaren Gründen und messbaren Folgen.\n<\/p>\n\n Sichtbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glaskorrosion\n<\/h3>\n\n\n\n Typische Schwachstellen von Solarmodulen:\n <\/strong>\n<\/li>\n<\/ul>\n\n Neben der Glaskorrosion können auch andere Alterungserscheinungen auftreten, die die Leistung beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n Dazu gehört beispielsweise die\n \n Metallkorrosion\n <\/strong>\n an elektrischen Kontakten und Zellverbindern. Auch Delamination, also die Ablösung einzelner Schichten innerhalb des Modulverbunds, kann die elektrische oder optische Funktion beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n Diese Schäden müssen allerdings von der eigentlichen Glaskorrosion unterschieden werden. Sie können unabhängig davon entstehen, beispielsweise durch Feuchtigkeitseintritt oder Materialalterung.\n<\/p>\n\n\n\n Schnellere Wiederverschmutzung:\n <\/strong>\n<\/li>\n<\/ul>\n\n Durch aufgeraute Stellen auf dem Glas kann sich Schmutz unter bestimmten Bedingungen leichter festsetzen. Die Wiederverschmutzung schreitet dadurch möglicherweise schneller voran.\n<\/p>\n\n Es trifft weniger Licht auf die Solarzellen. Besonders kritisch kann das am unteren Modulrand werden, wenn sich dort ein ausgeprägter Schmutzstreifen bildet (siehe unten).\n<\/p>\n\n Hier ein typisches Beispielbild einer getrübten Moduloberfläche:\n<\/p>\n\n\n Vor der Reinigung\n <\/strong>\n<\/p>\n\n\n Schmutzansammlung am unteren Modulrahmen vor der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Nach der Reinigung ist ein auffälliger Streifen am unteren Modulrand deutlich zu sehen.\n<\/p>\n\n\n Verbliebener Streifen am unteren Modulrand nach der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Ob es sich hierbei tatsächlich um Glaskorrosion oder um eine Veränderung der Antireflexbeschichtung handelt, lässt sich anhand des Bildes allein nicht eindeutig feststellen.\n<\/p>\n\n Nicht sichtbare, aber messbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glas- bzw. Metallkorrosion\n<\/h3>\n\n Messbar beziehungsweise untersuchbar mit geeigneten Messgeräten wie Kennlinienmessgerät, Infrarotkamera, Datenlogger oder PV-Monitoring:\n<\/p>\n\n\n\n Abweichung von der erwarteten Leistung:\n <\/strong>\n Besonders bei vergleichbaren Einstrahlungs- und Temperaturbedingungen kann ein Leistungsunterschied auf optische oder elektrische Verluste hinweisen.\n <\/li>\n\n\n Hotspots:\n <\/strong>\n Lokale Überhitzungen einzelner Solarzellen, beispielsweise durch Teilverschattung, Zellschäden oder elektrische Kontaktprobleme.\n <\/li>\n\n\n Erhöhte Serienwiderstände:\n <\/strong>\n Messbar beziehungsweise abschätzbar über eine Kennlinienmessung. Die Strom-Spannungs-Kennlinie oder auch I-V-Kurve ist eine grafische Darstellung der elektrischen Modul-Performance. Ein erhöhter Serienwiderstand verändert insbesondere den Knickbereich der Kurve. Die Folge ist ein geringerer Maximum Power Point (MPP) und damit weniger Leistung. Ursache können beispielsweise korrodierte elektrische Kontakte sein.\n <\/li>\n\n\n Mismatch bei verschattungsfreien Bedingungen:\n <\/strong>\n Ein Solarmodul beziehungsweise einzelne Zellgruppen innerhalb eines Strings weisen unterschiedliche elektrische Eigenschaften auf. Dadurch kann die Gesamtleistung sinken, obwohl keine äußere Verschattung vorliegt.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wichtig ist allerdings die Unterscheidung zwischen\n \n Glaskorrosion und elektrischer Korrosion\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Eine verminderte Lichtdurchlässigkeit durch Glaskorrosion beeinflusst in erster Linie den Photostrom der Solarzellen. Erhöhte Serienwiderstände sind dagegen typischerweise auf elektrische Kontaktprobleme oder andere Zell- und Verbindungsschäden zurückzuführen.\n<\/p>\n\n Hotspots, erhöhte Serienwiderstände oder ein Mismatch sind deshalb keine eindeutigen Nachweise für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Glaskorrosion bei Solarmodulen: Typische betroffene kritische Stellen\n<\/h2>\n\n\n\n Rahmennaht & Ränder:\n <\/strong>\n Hier kann sich Schmutz besonders leicht absetzen. Auch Feuchtigkeit kann länger auf der Oberfläche verbleiben und chemische Veränderungen begünstigen. Bei Schäden an der Randabdichtung kann zusätzlich Feuchtigkeit in den Modulverbund eindringen.\n <\/li>\n\n\n Glasoberfläche unter Vogelkot, Algen, Moos oder stehender Feuchtigkeit:\n <\/strong>\n Ablagerungen können die Lichtdurchlässigkeit reduzieren und lokal unterschiedliche chemische Bedingungen erzeugen.\n <\/li>\n\n\n Module in Küstenregionen, landwirtschaftlichen oder industriellen Umgebungen:\n <\/strong>\n Salz, Staub, Ammoniak und andere Umwelteinflüsse können die Belastung der Moduloberflächen erhöhen.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Korrosionsstreifen am unteren Modulrand sind besonders kritisch\n<\/h2>\n\n Ist die Glasoberfläche am unteren Modulrand angeraut oder verändert, kann der Schmutz besser daran haften bleiben. Die Wiederverschmutzung kann dadurch schneller voranschreiten.\n<\/p>\n\n So entsteht beziehungsweise verstärkt sich dieser bekannte Schmutzstreifen am Übergang zum Modulrahmen. Besonders bei gerahmten Solarmodulen und geringen Neigungswinkeln sammeln sich dort Wasser und Schmutz.\n<\/p>\n\n Regenwasser kann die Ablagerungen nicht immer vollständig abtransportieren. Nach dem Verdunsten bleibt ein Schmutzstreifen zurück, der sich mit der Zeit weiter aufbauen kann.\n<\/p>\n\n Dadurch trifft in diesem Bereich weniger Licht auf die Solarzellen als an anderen Stellen.\n<\/p>\n\n\n Besonders kritisch wird es, wenn der Schmutzstreifen Teile der Solarzellen verschattet.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Die Solarzellen innerhalb einer Zellgruppe sind elektrisch in Reihe geschaltet. Werden einzelne Zellen deutlich schwächer beleuchtet, können sie weniger Strom erzeugen als die übrigen Zellen.\n<\/p>\n\n Es entsteht ein sogenanntes\n \n Strom-Mismatch\n <\/em>\n .\n<\/p>\n\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. Sie beschreibt nicht unmittelbar den Ertragsverlust durch einen einzelnen Hotspot.\n<\/p>\n\n\n Und jetzt kommt die Bypassdiode ins Spiel.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Wird eine Zellgruppe durch die Teilverschattung ausreichend stark beeinträchtigt, können sich die elektrischen Spannungsverhältnisse so verändern, dass die zugehörige Bypassdiode leitend wird.\n<\/p>\n\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. Vollständig ausschließen lassen sich Hotspots dadurch allerdings nicht.\n<\/p>\n\n Die überbrückte Zellgruppe trägt dann nicht mehr zur nutzbaren Modulspannung bei.\n<\/p>\n\n Bei einem klassischen Solarmodul mit drei gleich großen Zellgruppen kann dadurch vereinfacht betrachtet etwa ein Drittel der Modulspannung und ein erheblicher Teil der möglichen Leistung verloren gehen.\n<\/p>\n\n Wie hoch der tatsächliche Leistungsverlust ausfällt, hängt allerdings von der Modulbauart, der Verschaltung, dem Verschattungsmuster und dem elektrischen Arbeitspunkt ab.\n<\/p>\n\n Bei modernen Halbzellenmodulen können sich beispielsweise deutlich andere Auswirkungen ergeben.\n<\/p>\n\n\n Das Entscheidende:\n <\/strong>\n Nicht jeder Schmutzstreifen aktiviert automatisch eine Bypassdiode. 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Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? 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Metallkorrosion\n<\/h3>\n\n Messbar beziehungsweise untersuchbar mit geeigneten Messgeräten wie Kennlinienmessgerät, Infrarotkamera, Datenlogger oder PV-Monitoring:\n<\/p>\n\n\n\n Abweichung von der erwarteten Leistung:\n <\/strong>\n Besonders bei vergleichbaren Einstrahlungs- und Temperaturbedingungen kann ein Leistungsunterschied auf optische oder elektrische Verluste hinweisen.\n <\/li>\n\n\n Hotspots:\n <\/strong>\n Lokale Überhitzungen einzelner Solarzellen, beispielsweise durch Teilverschattung, Zellschäden oder elektrische Kontaktprobleme.\n <\/li>\n\n\n Erhöhte Serienwiderstände:\n <\/strong>\n Messbar beziehungsweise abschätzbar über eine Kennlinienmessung. Die Strom-Spannungs-Kennlinie oder auch I-V-Kurve ist eine grafische Darstellung der elektrischen Modul-Performance. Ein erhöhter Serienwiderstand verändert insbesondere den Knickbereich der Kurve. Die Folge ist ein geringerer Maximum Power Point (MPP) und damit weniger Leistung. Ursache können beispielsweise korrodierte elektrische Kontakte sein.\n <\/li>\n\n\n Mismatch bei verschattungsfreien Bedingungen:\n <\/strong>\n Ein Solarmodul beziehungsweise einzelne Zellgruppen innerhalb eines Strings weisen unterschiedliche elektrische Eigenschaften auf. Dadurch kann die Gesamtleistung sinken, obwohl keine äußere Verschattung vorliegt.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wichtig ist allerdings die Unterscheidung zwischen\n \n Glaskorrosion und elektrischer Korrosion\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Eine verminderte Lichtdurchlässigkeit durch Glaskorrosion beeinflusst in erster Linie den Photostrom der Solarzellen. Erhöhte Serienwiderstände sind dagegen typischerweise auf elektrische Kontaktprobleme oder andere Zell- und Verbindungsschäden zurückzuführen.\n<\/p>\n\n Hotspots, erhöhte Serienwiderstände oder ein Mismatch sind deshalb keine eindeutigen Nachweise für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Glaskorrosion bei Solarmodulen: Typische betroffene kritische Stellen\n<\/h2>\n\n\n\n Rahmennaht & Ränder:\n <\/strong>\n Hier kann sich Schmutz besonders leicht absetzen. Auch Feuchtigkeit kann länger auf der Oberfläche verbleiben und chemische Veränderungen begünstigen. Bei Schäden an der Randabdichtung kann zusätzlich Feuchtigkeit in den Modulverbund eindringen.\n <\/li>\n\n\n Glasoberfläche unter Vogelkot, Algen, Moos oder stehender Feuchtigkeit:\n <\/strong>\n Ablagerungen können die Lichtdurchlässigkeit reduzieren und lokal unterschiedliche chemische Bedingungen erzeugen.\n <\/li>\n\n\n Module in Küstenregionen, landwirtschaftlichen oder industriellen Umgebungen:\n <\/strong>\n Salz, Staub, Ammoniak und andere Umwelteinflüsse können die Belastung der Moduloberflächen erhöhen.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Korrosionsstreifen am unteren Modulrand sind besonders kritisch\n<\/h2>\n\n Ist die Glasoberfläche am unteren Modulrand angeraut oder verändert, kann der Schmutz besser daran haften bleiben. Die Wiederverschmutzung kann dadurch schneller voranschreiten.\n<\/p>\n\n So entsteht beziehungsweise verstärkt sich dieser bekannte Schmutzstreifen am Übergang zum Modulrahmen. Besonders bei gerahmten Solarmodulen und geringen Neigungswinkeln sammeln sich dort Wasser und Schmutz.\n<\/p>\n\n Regenwasser kann die Ablagerungen nicht immer vollständig abtransportieren. Nach dem Verdunsten bleibt ein Schmutzstreifen zurück, der sich mit der Zeit weiter aufbauen kann.\n<\/p>\n\n Dadurch trifft in diesem Bereich weniger Licht auf die Solarzellen als an anderen Stellen.\n<\/p>\n\n\n Besonders kritisch wird es, wenn der Schmutzstreifen Teile der Solarzellen verschattet.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Die Solarzellen innerhalb einer Zellgruppe sind elektrisch in Reihe geschaltet. Werden einzelne Zellen deutlich schwächer beleuchtet, können sie weniger Strom erzeugen als die übrigen Zellen.\n<\/p>\n\n Es entsteht ein sogenanntes\n \n Strom-Mismatch\n <\/em>\n .\n<\/p>\n\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. Sie beschreibt nicht unmittelbar den Ertragsverlust durch einen einzelnen Hotspot.\n<\/p>\n\n\n Und jetzt kommt die Bypassdiode ins Spiel.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Wird eine Zellgruppe durch die Teilverschattung ausreichend stark beeinträchtigt, können sich die elektrischen Spannungsverhältnisse so verändern, dass die zugehörige Bypassdiode leitend wird.\n<\/p>\n\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. Vollständig ausschließen lassen sich Hotspots dadurch allerdings nicht.\n<\/p>\n\n Die überbrückte Zellgruppe trägt dann nicht mehr zur nutzbaren Modulspannung bei.\n<\/p>\n\n Bei einem klassischen Solarmodul mit drei gleich großen Zellgruppen kann dadurch vereinfacht betrachtet etwa ein Drittel der Modulspannung und ein erheblicher Teil der möglichen Leistung verloren gehen.\n<\/p>\n\n Wie hoch der tatsächliche Leistungsverlust ausfällt, hängt allerdings von der Modulbauart, der Verschaltung, dem Verschattungsmuster und dem elektrischen Arbeitspunkt ab.\n<\/p>\n\n Bei modernen Halbzellenmodulen können sich beispielsweise deutlich andere Auswirkungen ergeben.\n<\/p>\n\n\n Das Entscheidende:\n <\/strong>\n Nicht jeder Schmutzstreifen aktiviert automatisch eine Bypassdiode. Auch eine Glastrübung allein führt nicht zwangsläufig zu Hotspots oder größeren Leistungsverlusten.\n<\/p>\n\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\n Glaskorrosion ist das Resultat chemischer Prozesse, die strukturelle Veränderungen an der Glasoberfläche hervorrufen. Chemisch gesehen besteht Glas aus einem Netzwerk verschiedener Oxidbestandteile:\n<\/p>\n
\n Wasser und Feuchtigkeit können die chemische Struktur an der Glasoberfläche angreifen. Dabei werden insbesondere Alkaliionen, beispielsweise Natriumionen, durch einen Ionenaustausch aus dem Glas herausgelöst.\n<\/p>\n
\n Unter bestimmten Bedingungen wird auch das Silikatnetzwerk angegriffen. Dadurch können die typischen optisch erkennbaren Folgen entstehen, wie beispielsweise Eintrübung des Glases oder Oberflächenrauheit.\n<\/p>\n
\n Beim Glas des Solarmoduls handelt es sich allerdings nicht um gewöhnliches Fensterglas. In der Regel wird besonders lichtdurchlässiges, eisenarmes Solarglas verwendet, das häufig thermisch vorgespannt und mit einer Antireflexbeschichtung versehen ist.\n<\/p>\n
\n Das Glas ist für einen langjährigen Einsatz im Freien ausgelegt. Vollständig unempfindlich gegen chemische Einflüsse ist es jedoch nicht.\n<\/p>\n
\n Auch die Antireflexbeschichtung kann durch Umwelteinflüsse beschädigt werden. Eine milchige oder matte Oberfläche ist deshalb nicht automatisch ein Nachweis für Glaskorrosion.\n<\/p>\n
\n Oft bleiben erste Anzeichen unerkannt: Veränderungen an der Glasoberfläche, verursacht durch Feuchtigkeitseinwirkung, chemische Belastungen und langfristige Verwitterung.\n<\/p>\n
\n Die Lichtdurchlässigkeit kann sich dadurch verringern und so wird die Leistung nachhaltig beeinträchtigt. Schließlich können die Solarzellen nur das Licht in elektrische Energie umwandeln, das sie tatsächlich erreicht.\n<\/p>\n
\n Solche Effekte treten in der Praxis auf. Wie stark sich die Glaskorrosion auf die Leistung auswirkt, hängt allerdings von der betroffenen Fläche, der Stärke der Oberflächenveränderung und dem tatsächlichen Verlust an Lichtdurchlässigkeit ab.\n<\/p>\n
\n Eine leichte Trübung am Modulrand muss deshalb noch keinen nennenswerten Leistungsverlust verursachen. Anders sieht es aus, wenn größere Glasflächen betroffen sind oder sich durch veränderte Oberflächen zunehmend hartnäckige Verschmutzungen festsetzen.\n<\/p>\n
\n Hier eine Liste, warum die Solarpaneele weniger Leistung bringen können – unterteilt nach sichtbaren Gründen und messbaren Folgen.\n<\/p>\n
\n Neben der Glaskorrosion können auch andere Alterungserscheinungen auftreten, die die Leistung beeinträchtigen.\n<\/p>\n
\n Dazu gehört beispielsweise die\n \n Metallkorrosion\n <\/strong>\n an elektrischen Kontakten und Zellverbindern. Auch Delamination, also die Ablösung einzelner Schichten innerhalb des Modulverbunds, kann die elektrische oder optische Funktion beeinträchtigen.\n<\/p>\n\n Diese Schäden müssen allerdings von der eigentlichen Glaskorrosion unterschieden werden. Sie können unabhängig davon entstehen, beispielsweise durch Feuchtigkeitseintritt oder Materialalterung.\n<\/p>\n\n\n\n Schnellere Wiederverschmutzung:\n <\/strong>\n<\/li>\n<\/ul>\n\n Durch aufgeraute Stellen auf dem Glas kann sich Schmutz unter bestimmten Bedingungen leichter festsetzen. Die Wiederverschmutzung schreitet dadurch möglicherweise schneller voran.\n<\/p>\n\n Es trifft weniger Licht auf die Solarzellen. Besonders kritisch kann das am unteren Modulrand werden, wenn sich dort ein ausgeprägter Schmutzstreifen bildet (siehe unten).\n<\/p>\n\n Hier ein typisches Beispielbild einer getrübten Moduloberfläche:\n<\/p>\n\n\n Vor der Reinigung\n <\/strong>\n<\/p>\n\n\n Schmutzansammlung am unteren Modulrahmen vor der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Nach der Reinigung ist ein auffälliger Streifen am unteren Modulrand deutlich zu sehen.\n<\/p>\n\n\n Verbliebener Streifen am unteren Modulrand nach der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Ob es sich hierbei tatsächlich um Glaskorrosion oder um eine Veränderung der Antireflexbeschichtung handelt, lässt sich anhand des Bildes allein nicht eindeutig feststellen.\n<\/p>\n\n Nicht sichtbare, aber messbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glas- bzw. Metallkorrosion\n<\/h3>\n\n Messbar beziehungsweise untersuchbar mit geeigneten Messgeräten wie Kennlinienmessgerät, Infrarotkamera, Datenlogger oder PV-Monitoring:\n<\/p>\n\n\n\n Abweichung von der erwarteten Leistung:\n <\/strong>\n Besonders bei vergleichbaren Einstrahlungs- und Temperaturbedingungen kann ein Leistungsunterschied auf optische oder elektrische Verluste hinweisen.\n <\/li>\n\n\n Hotspots:\n <\/strong>\n Lokale Überhitzungen einzelner Solarzellen, beispielsweise durch Teilverschattung, Zellschäden oder elektrische Kontaktprobleme.\n <\/li>\n\n\n Erhöhte Serienwiderstände:\n <\/strong>\n Messbar beziehungsweise abschätzbar über eine Kennlinienmessung. Die Strom-Spannungs-Kennlinie oder auch I-V-Kurve ist eine grafische Darstellung der elektrischen Modul-Performance. Ein erhöhter Serienwiderstand verändert insbesondere den Knickbereich der Kurve. Die Folge ist ein geringerer Maximum Power Point (MPP) und damit weniger Leistung. Ursache können beispielsweise korrodierte elektrische Kontakte sein.\n <\/li>\n\n\n Mismatch bei verschattungsfreien Bedingungen:\n <\/strong>\n Ein Solarmodul beziehungsweise einzelne Zellgruppen innerhalb eines Strings weisen unterschiedliche elektrische Eigenschaften auf. Dadurch kann die Gesamtleistung sinken, obwohl keine äußere Verschattung vorliegt.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wichtig ist allerdings die Unterscheidung zwischen\n \n Glaskorrosion und elektrischer Korrosion\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Eine verminderte Lichtdurchlässigkeit durch Glaskorrosion beeinflusst in erster Linie den Photostrom der Solarzellen. Erhöhte Serienwiderstände sind dagegen typischerweise auf elektrische Kontaktprobleme oder andere Zell- und Verbindungsschäden zurückzuführen.\n<\/p>\n\n Hotspots, erhöhte Serienwiderstände oder ein Mismatch sind deshalb keine eindeutigen Nachweise für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Glaskorrosion bei Solarmodulen: Typische betroffene kritische Stellen\n<\/h2>\n\n\n\n Rahmennaht & Ränder:\n <\/strong>\n Hier kann sich Schmutz besonders leicht absetzen. Auch Feuchtigkeit kann länger auf der Oberfläche verbleiben und chemische Veränderungen begünstigen. Bei Schäden an der Randabdichtung kann zusätzlich Feuchtigkeit in den Modulverbund eindringen.\n <\/li>\n\n\n Glasoberfläche unter Vogelkot, Algen, Moos oder stehender Feuchtigkeit:\n <\/strong>\n Ablagerungen können die Lichtdurchlässigkeit reduzieren und lokal unterschiedliche chemische Bedingungen erzeugen.\n <\/li>\n\n\n Module in Küstenregionen, landwirtschaftlichen oder industriellen Umgebungen:\n <\/strong>\n Salz, Staub, Ammoniak und andere Umwelteinflüsse können die Belastung der Moduloberflächen erhöhen.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Korrosionsstreifen am unteren Modulrand sind besonders kritisch\n<\/h2>\n\n Ist die Glasoberfläche am unteren Modulrand angeraut oder verändert, kann der Schmutz besser daran haften bleiben. Die Wiederverschmutzung kann dadurch schneller voranschreiten.\n<\/p>\n\n So entsteht beziehungsweise verstärkt sich dieser bekannte Schmutzstreifen am Übergang zum Modulrahmen. Besonders bei gerahmten Solarmodulen und geringen Neigungswinkeln sammeln sich dort Wasser und Schmutz.\n<\/p>\n\n Regenwasser kann die Ablagerungen nicht immer vollständig abtransportieren. Nach dem Verdunsten bleibt ein Schmutzstreifen zurück, der sich mit der Zeit weiter aufbauen kann.\n<\/p>\n\n Dadurch trifft in diesem Bereich weniger Licht auf die Solarzellen als an anderen Stellen.\n<\/p>\n\n\n Besonders kritisch wird es, wenn der Schmutzstreifen Teile der Solarzellen verschattet.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Die Solarzellen innerhalb einer Zellgruppe sind elektrisch in Reihe geschaltet. Werden einzelne Zellen deutlich schwächer beleuchtet, können sie weniger Strom erzeugen als die übrigen Zellen.\n<\/p>\n\n Es entsteht ein sogenanntes\n \n Strom-Mismatch\n <\/em>\n .\n<\/p>\n\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. Sie beschreibt nicht unmittelbar den Ertragsverlust durch einen einzelnen Hotspot.\n<\/p>\n\n\n Und jetzt kommt die Bypassdiode ins Spiel.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Wird eine Zellgruppe durch die Teilverschattung ausreichend stark beeinträchtigt, können sich die elektrischen Spannungsverhältnisse so verändern, dass die zugehörige Bypassdiode leitend wird.\n<\/p>\n\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. Vollständig ausschließen lassen sich Hotspots dadurch allerdings nicht.\n<\/p>\n\n Die überbrückte Zellgruppe trägt dann nicht mehr zur nutzbaren Modulspannung bei.\n<\/p>\n\n Bei einem klassischen Solarmodul mit drei gleich großen Zellgruppen kann dadurch vereinfacht betrachtet etwa ein Drittel der Modulspannung und ein erheblicher Teil der möglichen Leistung verloren gehen.\n<\/p>\n\n Wie hoch der tatsächliche Leistungsverlust ausfällt, hängt allerdings von der Modulbauart, der Verschaltung, dem Verschattungsmuster und dem elektrischen Arbeitspunkt ab.\n<\/p>\n\n Bei modernen Halbzellenmodulen können sich beispielsweise deutlich andere Auswirkungen ergeben.\n<\/p>\n\n\n Das Entscheidende:\n <\/strong>\n Nicht jeder Schmutzstreifen aktiviert automatisch eine Bypassdiode. Auch eine Glastrübung allein führt nicht zwangsläufig zu Hotspots oder größeren Leistungsverlusten.\n<\/p>\n\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? 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\n Diese Schäden müssen allerdings von der eigentlichen Glaskorrosion unterschieden werden. Sie können unabhängig davon entstehen, beispielsweise durch Feuchtigkeitseintritt oder Materialalterung.\n<\/p>\n
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\n Es trifft weniger Licht auf die Solarzellen. Besonders kritisch kann das am unteren Modulrand werden, wenn sich dort ein ausgeprägter Schmutzstreifen bildet (siehe unten).\n<\/p>\n
\n Hier ein typisches Beispielbild einer getrübten Moduloberfläche:\n<\/p>\n
\n\n Vor der Reinigung\n <\/strong>\n<\/p>\n\n\n Schmutzansammlung am unteren Modulrahmen vor der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Nach der Reinigung ist ein auffälliger Streifen am unteren Modulrand deutlich zu sehen.\n<\/p>\n\n\n Verbliebener Streifen am unteren Modulrand nach der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Ob es sich hierbei tatsächlich um Glaskorrosion oder um eine Veränderung der Antireflexbeschichtung handelt, lässt sich anhand des Bildes allein nicht eindeutig feststellen.\n<\/p>\n\n Nicht sichtbare, aber messbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glas- bzw. 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Erhöhte Serienwiderstände sind dagegen typischerweise auf elektrische Kontaktprobleme oder andere Zell- und Verbindungsschäden zurückzuführen.\n<\/p>\n\n Hotspots, erhöhte Serienwiderstände oder ein Mismatch sind deshalb keine eindeutigen Nachweise für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Glaskorrosion bei Solarmodulen: Typische betroffene kritische Stellen\n<\/h2>\n\n\n\n Rahmennaht & Ränder:\n <\/strong>\n Hier kann sich Schmutz besonders leicht absetzen. Auch Feuchtigkeit kann länger auf der Oberfläche verbleiben und chemische Veränderungen begünstigen. Bei Schäden an der Randabdichtung kann zusätzlich Feuchtigkeit in den Modulverbund eindringen.\n <\/li>\n\n\n Glasoberfläche unter Vogelkot, Algen, Moos oder stehender Feuchtigkeit:\n <\/strong>\n Ablagerungen können die Lichtdurchlässigkeit reduzieren und lokal unterschiedliche chemische Bedingungen erzeugen.\n <\/li>\n\n\n Module in Küstenregionen, landwirtschaftlichen oder industriellen Umgebungen:\n <\/strong>\n Salz, Staub, Ammoniak und andere Umwelteinflüsse können die Belastung der Moduloberflächen erhöhen.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Korrosionsstreifen am unteren Modulrand sind besonders kritisch\n<\/h2>\n\n Ist die Glasoberfläche am unteren Modulrand angeraut oder verändert, kann der Schmutz besser daran haften bleiben. Die Wiederverschmutzung kann dadurch schneller voranschreiten.\n<\/p>\n\n So entsteht beziehungsweise verstärkt sich dieser bekannte Schmutzstreifen am Übergang zum Modulrahmen. 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Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. Sie beschreibt nicht unmittelbar den Ertragsverlust durch einen einzelnen Hotspot.\n<\/p>\n\n\n Und jetzt kommt die Bypassdiode ins Spiel.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Wird eine Zellgruppe durch die Teilverschattung ausreichend stark beeinträchtigt, können sich die elektrischen Spannungsverhältnisse so verändern, dass die zugehörige Bypassdiode leitend wird.\n<\/p>\n\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. Vollständig ausschließen lassen sich Hotspots dadurch allerdings nicht.\n<\/p>\n\n Die überbrückte Zellgruppe trägt dann nicht mehr zur nutzbaren Modulspannung bei.\n<\/p>\n\n Bei einem klassischen Solarmodul mit drei gleich großen Zellgruppen kann dadurch vereinfacht betrachtet etwa ein Drittel der Modulspannung und ein erheblicher Teil der möglichen Leistung verloren gehen.\n<\/p>\n\n Wie hoch der tatsächliche Leistungsverlust ausfällt, hängt allerdings von der Modulbauart, der Verschaltung, dem Verschattungsmuster und dem elektrischen Arbeitspunkt ab.\n<\/p>\n\n Bei modernen Halbzellenmodulen können sich beispielsweise deutlich andere Auswirkungen ergeben.\n<\/p>\n\n\n Das Entscheidende:\n <\/strong>\n Nicht jeder Schmutzstreifen aktiviert automatisch eine Bypassdiode. Auch eine Glastrübung allein führt nicht zwangsläufig zu Hotspots oder größeren Leistungsverlusten.\n<\/p>\n\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. 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Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? 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\n Nach der Reinigung ist ein auffälliger Streifen am unteren Modulrand deutlich zu sehen.\n<\/p>\n\n\n Verbliebener Streifen am unteren Modulrand nach der Reinigung.\n <\/figcaption><\/figure>\n\n Ob es sich hierbei tatsächlich um Glaskorrosion oder um eine Veränderung der Antireflexbeschichtung handelt, lässt sich anhand des Bildes allein nicht eindeutig feststellen.\n<\/p>\n\n Nicht sichtbare, aber messbare Gründe für weniger Solarmodulleistung durch Glas- bzw. Metallkorrosion\n<\/h3>\n\n Messbar beziehungsweise untersuchbar mit geeigneten Messgeräten wie Kennlinienmessgerät, Infrarotkamera, Datenlogger oder PV-Monitoring:\n<\/p>\n\n\n\n Abweichung von der erwarteten Leistung:\n <\/strong>\n Besonders bei vergleichbaren Einstrahlungs- und Temperaturbedingungen kann ein Leistungsunterschied auf optische oder elektrische Verluste hinweisen.\n <\/li>\n\n\n Hotspots:\n <\/strong>\n Lokale Überhitzungen einzelner Solarzellen, beispielsweise durch Teilverschattung, Zellschäden oder elektrische Kontaktprobleme.\n <\/li>\n\n\n Erhöhte Serienwiderstände:\n <\/strong>\n Messbar beziehungsweise abschätzbar über eine Kennlinienmessung. Die Strom-Spannungs-Kennlinie oder auch I-V-Kurve ist eine grafische Darstellung der elektrischen Modul-Performance. Ein erhöhter Serienwiderstand verändert insbesondere den Knickbereich der Kurve. Die Folge ist ein geringerer Maximum Power Point (MPP) und damit weniger Leistung. Ursache können beispielsweise korrodierte elektrische Kontakte sein.\n <\/li>\n\n\n Mismatch bei verschattungsfreien Bedingungen:\n <\/strong>\n Ein Solarmodul beziehungsweise einzelne Zellgruppen innerhalb eines Strings weisen unterschiedliche elektrische Eigenschaften auf. Dadurch kann die Gesamtleistung sinken, obwohl keine äußere Verschattung vorliegt.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Wichtig ist allerdings die Unterscheidung zwischen\n \n Glaskorrosion und elektrischer Korrosion\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Eine verminderte Lichtdurchlässigkeit durch Glaskorrosion beeinflusst in erster Linie den Photostrom der Solarzellen. Erhöhte Serienwiderstände sind dagegen typischerweise auf elektrische Kontaktprobleme oder andere Zell- und Verbindungsschäden zurückzuführen.\n<\/p>\n\n Hotspots, erhöhte Serienwiderstände oder ein Mismatch sind deshalb keine eindeutigen Nachweise für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Glaskorrosion bei Solarmodulen: Typische betroffene kritische Stellen\n<\/h2>\n\n\n\n Rahmennaht & Ränder:\n <\/strong>\n Hier kann sich Schmutz besonders leicht absetzen. Auch Feuchtigkeit kann länger auf der Oberfläche verbleiben und chemische Veränderungen begünstigen. Bei Schäden an der Randabdichtung kann zusätzlich Feuchtigkeit in den Modulverbund eindringen.\n <\/li>\n\n\n Glasoberfläche unter Vogelkot, Algen, Moos oder stehender Feuchtigkeit:\n <\/strong>\n Ablagerungen können die Lichtdurchlässigkeit reduzieren und lokal unterschiedliche chemische Bedingungen erzeugen.\n <\/li>\n\n\n Module in Küstenregionen, landwirtschaftlichen oder industriellen Umgebungen:\n <\/strong>\n Salz, Staub, Ammoniak und andere Umwelteinflüsse können die Belastung der Moduloberflächen erhöhen.\n <\/li>\n<\/ul>\n\n Korrosionsstreifen am unteren Modulrand sind besonders kritisch\n<\/h2>\n\n Ist die Glasoberfläche am unteren Modulrand angeraut oder verändert, kann der Schmutz besser daran haften bleiben. Die Wiederverschmutzung kann dadurch schneller voranschreiten.\n<\/p>\n\n So entsteht beziehungsweise verstärkt sich dieser bekannte Schmutzstreifen am Übergang zum Modulrahmen. Besonders bei gerahmten Solarmodulen und geringen Neigungswinkeln sammeln sich dort Wasser und Schmutz.\n<\/p>\n\n Regenwasser kann die Ablagerungen nicht immer vollständig abtransportieren. Nach dem Verdunsten bleibt ein Schmutzstreifen zurück, der sich mit der Zeit weiter aufbauen kann.\n<\/p>\n\n Dadurch trifft in diesem Bereich weniger Licht auf die Solarzellen als an anderen Stellen.\n<\/p>\n\n\n Besonders kritisch wird es, wenn der Schmutzstreifen Teile der Solarzellen verschattet.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Die Solarzellen innerhalb einer Zellgruppe sind elektrisch in Reihe geschaltet. Werden einzelne Zellen deutlich schwächer beleuchtet, können sie weniger Strom erzeugen als die übrigen Zellen.\n<\/p>\n\n Es entsteht ein sogenanntes\n \n Strom-Mismatch\n <\/em>\n .\n<\/p>\n\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. 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\n Ob es sich hierbei tatsächlich um Glaskorrosion oder um eine Veränderung der Antireflexbeschichtung handelt, lässt sich anhand des Bildes allein nicht eindeutig feststellen.\n<\/p>\n
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\n Wichtig ist allerdings die Unterscheidung zwischen\n \n Glaskorrosion und elektrischer Korrosion\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Eine verminderte Lichtdurchlässigkeit durch Glaskorrosion beeinflusst in erster Linie den Photostrom der Solarzellen. Erhöhte Serienwiderstände sind dagegen typischerweise auf elektrische Kontaktprobleme oder andere Zell- und Verbindungsschäden zurückzuführen.\n<\/p>\n\n Hotspots, erhöhte Serienwiderstände oder ein Mismatch sind deshalb keine eindeutigen Nachweise für Glaskorrosion.\n<\/p>\n\n Glaskorrosion bei Solarmodulen: Typische betroffene kritische Stellen\n<\/h2>\n\n\n\n Rahmennaht & Ränder:\n <\/strong>\n Hier kann sich Schmutz besonders leicht absetzen. Auch Feuchtigkeit kann länger auf der Oberfläche verbleiben und chemische Veränderungen begünstigen. 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\n Dadurch trifft in diesem Bereich weniger Licht auf die Solarzellen als an anderen Stellen.\n<\/p>\n
\n\n Besonders kritisch wird es, wenn der Schmutzstreifen Teile der Solarzellen verschattet.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Die Solarzellen innerhalb einer Zellgruppe sind elektrisch in Reihe geschaltet. Werden einzelne Zellen deutlich schwächer beleuchtet, können sie weniger Strom erzeugen als die übrigen Zellen.\n<\/p>\n\n Es entsteht ein sogenanntes\n \n Strom-Mismatch\n <\/em>\n .\n<\/p>\n\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. Sie beschreibt nicht unmittelbar den Ertragsverlust durch einen einzelnen Hotspot.\n<\/p>\n\n\n Und jetzt kommt die Bypassdiode ins Spiel.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Wird eine Zellgruppe durch die Teilverschattung ausreichend stark beeinträchtigt, können sich die elektrischen Spannungsverhältnisse so verändern, dass die zugehörige Bypassdiode leitend wird.\n<\/p>\n\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. Vollständig ausschließen lassen sich Hotspots dadurch allerdings nicht.\n<\/p>\n\n Die überbrückte Zellgruppe trägt dann nicht mehr zur nutzbaren Modulspannung bei.\n<\/p>\n\n Bei einem klassischen Solarmodul mit drei gleich großen Zellgruppen kann dadurch vereinfacht betrachtet etwa ein Drittel der Modulspannung und ein erheblicher Teil der möglichen Leistung verloren gehen.\n<\/p>\n\n Wie hoch der tatsächliche Leistungsverlust ausfällt, hängt allerdings von der Modulbauart, der Verschaltung, dem Verschattungsmuster und dem elektrischen Arbeitspunkt ab.\n<\/p>\n\n Bei modernen Halbzellenmodulen können sich beispielsweise deutlich andere Auswirkungen ergeben.\n<\/p>\n\n\n Das Entscheidende:\n <\/strong>\n Nicht jeder Schmutzstreifen aktiviert automatisch eine Bypassdiode. Auch eine Glastrübung allein führt nicht zwangsläufig zu Hotspots oder größeren Leistungsverlusten.\n<\/p>\n\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\n Die Solarzellen innerhalb einer Zellgruppe sind elektrisch in Reihe geschaltet. Werden einzelne Zellen deutlich schwächer beleuchtet, können sie weniger Strom erzeugen als die übrigen Zellen.\n<\/p>\n
\n Es entsteht ein sogenanntes\n \n Strom-Mismatch\n <\/em>\n .\n<\/p>\n\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. 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Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\n Unter ungünstigen Betriebsbedingungen kann die betroffene Solarzelle dadurch in Sperrrichtung betrieben werden. Sie nimmt dann elektrische Leistung auf, statt sie abzugeben.\n<\/p>\n
\n Dadurch kann sich die betroffene Solarzelle stark erhitzen. Es entsteht ein sogenannter\n \n Hotspot\n <\/strong>\n .\n<\/p>\n\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. 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Auch eine Glastrübung allein führt nicht zwangsläufig zu Hotspots oder größeren Leistungsverlusten.\n<\/p>\n\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\n Hinzu kommt ein weiterer Effekt: Mit steigender Zelltemperatur sinkt bei üblichen kristallinen Siliziummodulen die elektrische Leistung.\n<\/p>\n
\n Ausgehend von den Standardtestbedingungen mit 25 °C Zelltemperatur und einem beispielhaften Temperaturkoeffizienten von −0,4 % pro °C bedeutet eine gleichmäßige Erwärmung des Moduls auf 45 °C rechnerisch etwa 8 % weniger Leistung.\n<\/p>\n
\n Diese Rechnung gilt allerdings für die temperaturbedingte Veränderung der gesamten Modulleistung. Sie beschreibt nicht unmittelbar den Ertragsverlust durch einen einzelnen Hotspot.\n<\/p>\n
\n\n Und jetzt kommt die Bypassdiode ins Spiel.\n <\/strong>\n<\/p>\n\n Wird eine Zellgruppe durch die Teilverschattung ausreichend stark beeinträchtigt, können sich die elektrischen Spannungsverhältnisse so verändern, dass die zugehörige Bypassdiode leitend wird.\n<\/p>\n\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. 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Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? 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\n Sie ermöglicht es dem Strom, an der betroffenen Zellgruppe vorbeizufließen. Dadurch wird die elektrische Belastung begrenzt und das Risiko bestimmter Hotspot-Schäden reduziert. Vollständig ausschließen lassen sich Hotspots dadurch allerdings nicht.\n<\/p>\n
\n Die überbrückte Zellgruppe trägt dann nicht mehr zur nutzbaren Modulspannung bei.\n<\/p>\n
\n Bei einem klassischen Solarmodul mit drei gleich großen Zellgruppen kann dadurch vereinfacht betrachtet etwa ein Drittel der Modulspannung und ein erheblicher Teil der möglichen Leistung verloren gehen.\n<\/p>\n
\n Wie hoch der tatsächliche Leistungsverlust ausfällt, hängt allerdings von der Modulbauart, der Verschaltung, dem Verschattungsmuster und dem elektrischen Arbeitspunkt ab.\n<\/p>\n
\n Bei modernen Halbzellenmodulen können sich beispielsweise deutlich andere Auswirkungen ergeben.\n<\/p>\n
\n\n Das Entscheidende:\n <\/strong>\n Nicht jeder Schmutzstreifen aktiviert automatisch eine Bypassdiode. Auch eine Glastrübung allein führt nicht zwangsläufig zu Hotspots oder größeren Leistungsverlusten.\n<\/p>\n\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\n Wissenschaftliche Untersuchungen zeigen jedoch, dass Schmutzstreifen am unteren Modulrand unter bestimmten Bedingungen erhebliche Leistungseinbußen verursachen können.\n<\/p>\n
\n Eine\n \n Untersuchung aus dem Jahr 2021\n <\/a>\n beschäftigte sich ausdrücklich mit solchen Schmutzstreifen an gerahmten PV-Modulen. Bei einem Feldversuch lag der mittlere Unterschied des gemessenen maximalen Gleichstroms zwischen gereinigten und ungereinigten Bereichen über den Untersuchungszeitraum bei etwa 4,7 %.\n<\/p>\n\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n\n Fazit\n<\/h2>\n\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\n Das ist kein pauschaler Jahresertragsverlust und auch kein direkter Nachweis für Glaskorrosion. Die Untersuchung zeigt aber, dass solche Schmutzstreifen nicht nur ein optisches Problem darstellen.\n<\/p>\n
\n Der Begriff „Glaskorrosion“ wird häufig zu allgemein verwendet. Tatsächlich muss zwischen\n \n chemischer Glaskorrosion, optischer Degradation, Beschichtungsschäden und Verschmutzung\n <\/strong>\n unterschieden werden.\n<\/p>\n\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n\n Wird die Glasoberfläche rauer, kann sich unter bestimmten Bedingungen Schmutz leichter festsetzen. Besonders am unteren Modulrand können dadurch hartnäckige Schmutzstreifen entstehen.\n<\/p>\n\n Werden durch solche Streifen Teile der Solarzellen verschattet, sind neben einfachen optischen Verlusten auch elektrische Leistungsverluste möglich. Unter ungünstigen Bedingungen können Hotspots entstehen oder Bypassdioden leitend werden.\n<\/p>\n\n Wie hoch die Ertragsverluste tatsächlich ausfallen, lässt sich allerdings nicht pauschal sagen.\n<\/p>\n\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\n Das Glas selbst kann durchaus korrodieren. Dabei verändert sich seine Oberfläche, wodurch die Lichtdurchlässigkeit beeinträchtigt werden kann. Auch beschädigte Antireflexbeschichtungen können zu optischen Verlusten führen.\n<\/p>\n
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\n Nach Angaben der\n \n Internationalen Energieagentur (IEA-PVPS)\n <\/a>\n werden die weltweiten jährlichen Energieverluste durch Verschmutzung von PV-Anlagen auf etwa 3 bis 5 % geschätzt. Je nach Standort und Verschmutzungsgrad können die Verluste deutlich davon abweichen.\n<\/p>\n\n Diese Werte beziehen sich auf Verschmutzung im Allgemeinen und dürfen nicht mit Leistungsverlusten durch Glaskorrosion gleichgesetzt werden.\n<\/p>\n\n Wer seine Solarmodule regelmäßig kontrolliert und bei Bedarf fachgerecht reinigen lässt, kann vermeidbare Verschmutzungsverluste reduzieren und mögliche Oberflächenveränderungen frühzeitig erkennen.\n<\/p>\n\n\n Bereits entstandene Glaskorrosion lässt sich durch eine Reinigung allerdings normalerweise nicht rückgängig machen.\n <\/strong>\n Umso wichtiger ist es, hartnäckige Verschmutzungen nicht dauerhaft auf den Modulen zu belassen.\n<\/p>\n\n Du bist unsicher, ob eine Reinigung Deiner PV-Anlage bereits notwendig ist, um unnötige Ertragsverluste zu vermeiden? Dann schick uns Deine Anfrage über das\n \n Kontaktformular\n <\/a>\n oder ruf uns direkt an unter\n \n\n 07127\/1487962\n <\/a>\n<\/strong>\n .<\/p>\n<\/linearGradient><\/defs><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span>teilen<\/span> <\/a><\/li><\/svg><\/span><\/a><\/li><\/ul><\/div>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Zuletzt aktualisiert am 23.10.2026 um 08:19 PV-Module verlieren Leistung bei Glaskorrosion und hartnäckiger Verschmutzung Leistungsverlust durch Glaskorrosion bei Solarmodulen :[…]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[1,3,2],"tags":[],"class_list":["post-182","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-allgemein","category-pv-reinigung","category-solarreinigung"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=182"}],"version-history":[{"count":13,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":200,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/182\/revisions\/200"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=182"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=182"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/soltalux.de\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=182"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
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