Hotspots an Solarmodulen: Entstehung und fachliche Bewertung
08.10.2026
Teilverschattung kann zu Hotspot-Erwärmung beitragen, wenn Zellbereiche in einen ungünstigen elektrischen Zustand geraten. Thermografie hilft, auffällige Muster zu finden; für die Bewertung müssen Betriebszustand und mögliche Ursachen zusammen betrachtet werden. [f2]
Was ein Hotspot elektrisch bedeutet
Ein Hotspot ist nicht einfach jede warme Stelle auf einem Solarmodul. Gemeint ist eine örtliche Überhitzung, die mit einem elektrischen Ungleichgewicht zusammenhängen kann. In einer Reihenschaltung beeinflussen sich die Zellen gegenseitig: Liefert eine einzelne Zelle wegen Schatten oder eines Defekts weniger Strom, muss sie sich in den gemeinsamen Betriebszustand einfügen. Das kann sie in Rückwärtsbias bringen. Dann wird ein Teil der elektrischen Leistung nicht wie vorgesehen abgegeben, sondern im betroffenen Zellbereich dissipiert. Die [NLR-Forschungsarbeit zu Hotspots](https://research-hub.nlr.gov/en/publications/mitigation-of-hot-spots-in-photovoltaic-systems-using-distributed-2/) beschreibt diese Verbindung zwischen Zell-Rückwärtsbias und übermäßiger Verlustleistung.
Warum Teilverschattung kritisch sein kann
Schatten durch einen Ast, Schornstein, Laub oder Ablagerungen kann einzelne Zellbereiche treffen, während der übrige Modulbereich weiter beleuchtet bleibt. Die betroffene Zelle kann weniger Photostrom liefern, muss im String aber mit dem Betriebszustand der anderen Zellen zurechtkommen. So kann die elektrische Belastung lokal statt gleichmäßig im Modul auftreten. Das bedeutet nicht, dass jeder Schatten automatisch Zellschäden verursacht: Lage und Ausmaß der Verschattung, Zellzustand und Betriebspunkt wirken zusammen. Bypass-Dioden sind ein Schutzmechanismus für Zellgruppen, doch die [NLR-Forschungszusammenfassung](https://research-hub.nlr.gov/en/publications/mitigation-of-hot-spots-in-photovoltaic-systems-using-distributed-2/) weist darauf hin, dass sie die übermäßige Verlustleistung bei Teilverschattung oder anderen Fehlanpassungen nicht unbedingt vollständig ausschließen.
Mögliche Folgen nicht überdeuten
Längere oder wiederkehrende Überhitzung kann die Zuverlässigkeit eines Moduls beeinträchtigen. Die NLR-Arbeit ordnet Hotspotting einem Risiko beschleunigter Alterung zu. Daraus folgt nicht, dass jedes kurzzeitig warme Modul bereits einen bleibenden Zellschaden hat: Ein auffälliges Temperaturmuster ist zunächst ein Prüfhinweis. Bei wiederkehrenden Befunden oder einem auffälligen Leistungsabfall sollte eine qualifizierte Fachkraft untersuchen, ob Verschattung, ein Zellproblem oder eine andere Fehlanpassung vorliegt.
Was Thermografie zeigt – und was nicht
Eine Infrarotaufnahme macht Temperaturunterschiede sichtbar und kann installierte Module zerstörungsfrei im Betrieb erfassen. Sie kann Auffälligkeiten wie Hotspots, Mismatch-Verluste oder Installationsprobleme aufspüren, liefert aber allein noch keine sichere Ursachenbestimmung. Ein Wärmemuster muss daher mit Sichtprüfung, Anlagenzustand und gegebenenfalls weiteren elektrischen oder bildgebenden Untersuchungen abgeglichen werden. Die [IEA-PVPS-Übersicht zur Bildgebung](https://iea-pvps.org/key-topics/review-on-ir-and-el-imaging-for-pv-field-applications/) nennt verschiedene Einsatzmöglichkeiten der IR-Untersuchung; daraus folgt nicht, dass jede thermische Abweichung einen Zellschaden belegt.
Befunde fachlich einordnen
Ein einzelner heller Fleck im Wärmebild ist zunächst ein Anlass zur Abklärung, nicht automatisch der Beweis eines irreversiblen Defekts. Sinnvoll ist, Position und Ausdehnung der Auffälligkeit zu dokumentieren, das Modul mit benachbarten Modulen zu vergleichen und den Zeitpunkt sowie den Betriebszustand festzuhalten. Bleibt ein Muster bei wiederholter, vergleichbarer Untersuchung bestehen oder tritt es zusammen mit sichtbaren Schäden oder Leistungseinbußen auf, steigt der Abklärungsbedarf. Die [IEA-PVPS-Darstellung der Fehlerdiagnostik](https://iea-pvps.org/key-topics/review-of-failures-of-photovoltaic-modules-final/) unterscheidet stationäre, Puls- und Lock-in-Thermografie; die Methoden haben nicht dieselbe Messkonfiguration und sind entsprechend fachgerecht auszuwählen.
Beispiel: Schattenkante am Dach
Angenommen, am Nachmittag wandert der Schatten eines Dachaufbaus über ein Modul. Ein Wärmebild könnte dann eine lokale Abweichung zeigen. Daraus allein folgt weder, dass die Zelle bereits beschädigt ist, noch dass ein bestimmtes Bauteil defekt ist: Schatten verändert den Betriebszustand, während eine Vorschädigung die Wärmeverteilung ebenfalls beeinflussen kann. Belastbarer wird die Beurteilung, wenn Schattenkante und Zeitpunkt mit dem Wärmebild abgeglichen und eine Auffälligkeit unter vergleichbaren Bedingungen erneut untersucht werden. Die zitierte NLR-Arbeit betrachtet ein modelliertes repräsentatives Szenario mit einer Wohnhaus-Dachanlage; sie ist keine universelle Vorhersage für jedes Dach.
Sicher handeln
Module nicht selbst öffnen, elektrische Verbindungen lösen oder gezielt verschatten, um einen Hotspot nachzustellen. PV-Gleichstromanlagen können gefährliche Spannungen führen; eine improvisierte Messung ist zudem kein kontrollierter Diagnosetest. Bei sichtbaren Brandspuren, Glasbruch oder deutlich wiederkehrender Erwärmung sollte eine qualifizierte Solarfachkraft die Anlage prüfen. Eine Thermografie-Inspektion ist besonders aussagekräftig, wenn sie nachvollziehbar dokumentiert und unter geeigneten Betriebsbedingungen durchgeführt wird.