Solar 101
Couleenergy
16. März 2026
Warum Solardachziegelmodule in erster Linie Bauprodukte und erst in zweiter Linie Photovoltaikprodukte sind
Die Entscheidungen, die über die 30-jährige Lebensdauer einer BIPV-Dachziegelanlage entscheiden, fallen bereits in der frühen Designphase – Zelltechnologie, Glasspezifikation, Vergussmaterial, Position der Anschlussdose. Fehler in diesen Bereichen sind nach der Freigabe der Werkzeuge mit hohen Korrekturkosten verbunden. Das Ingenieurteam von Couleenergy begleitet Käufer von der ersten Zeichnung über den Prototyp bis hin zur Serienproduktion.
Solardachziegelmodule sind nicht einfach nur kleine Solarzellen mit anderer Form. Sie sind in erster Linie Bauprodukte und erst in zweiter Linie Photovoltaik-Bauelemente. Jede Designentscheidung – von der Zellarchitektur bis zur Randabdichtung – muss die Anforderungen an die Dachleistung erfüllen. gleichzeitig als elektrische Ausgangsleistungsziele. Das ist eine ganz andere technische Herausforderung als die Herstellung eines standardmäßigen Rack-Moduls.
Dieser Leitfaden richtet sich an Einkäufer, Ingenieure, Projektentwickler und OEM-Kunden, die praxisnahe und entscheidungsrelevante Informationen benötigen. Wir decken den gesamten Designprozess ab: Zelltechnologie, Modulgröße, Glaskonstruktion, Auswahl des Vergussmaterials, Anschlusskastenkonstruktion, elektrische Auslegung und Zertifizierung. Wo sich die Branche weiterentwickelt hat, weisen wir klar darauf hin. Wo Kompromisse notwendig sind, benennen wir diese.
Was unterscheidet ein Solardachziegelmodul?
Konventionelle Solarpaneele werden auf dem Dach eines Gebäudes montiert. Solardachziegelmodule werden Das Gebäude. Das ändert alles.
Eine BIPV-Dachziegel muss Strom erzeugen, wasserabweisend sein, Wind und Schnee standhalten, Brandschutzbestimmungen erfüllen und wie ein hochwertiges Dachmaterial aussehen – und das alles über einen Zeitraum von 25 bis 30 Jahren. Die Norm IEC 63092 formalisiert diese doppelte Identität, indem sie BIPV-Module als Photovoltaikprodukte behandelt, die gleichzeitig Bauprodukte sind, mit separaten Anforderungen für die Modulebene (Teil 1) und die Systemintegrationsebene (Teil 2).[1]
Das bedeutet, dass der Planer nicht allein auf die Wattzahl optimieren kann. Die Dachziegel müssen zudem sicher, langlebig und als Bauteil zertifizierbar sein. Viele Erstkäufer von gebäudeintegrierten Photovoltaikanlagen (BIPV) unterschätzen diesen Umfang, und das ist der häufigste Grund für das Scheitern von Projekten.
Die richtige Mobilfunktechnologie auswählen
Die Zelltechnologie ist die mit Abstand wichtigste Entscheidung bei der Konstruktion eines Dachziegelmoduls. Sie bestimmt Effizienz, Aussehen, Schattenverhalten, Herstellungskomplexität und letztendlich die Marktpositionierung des Produkts.
PERC: Eine bewährte Option für budgetorientierte Projekte
PERC-Zellen (Passivated Emitter Rear Contact) waren von 2017 bis 2023 die weltweit dominierende Photovoltaik-Technologie. Für Käufer, die heute neue BIPV-Dachziegelprodukte entwickeln, birgt PERC jedoch einen wichtigen Nachteil: Die Verfügbarkeit nimmt ab. Große Hersteller wie LONGi, JinkoSolar und Trina Solar haben ihre PERC-Produktionslinien seit 2024 aktiv eingestellt, als TOPCon PERC erstmals als weltweit führende Zelltechnologie nach Produktionsvolumen überholte. Der weltweite Marktanteil von PERC-Modulen sank von rund 631 TPS im Jahr 2023 auf etwa 40–431 TPS im Jahr 2024, und dieser Rückgang beschleunigt sich.[2]
PERC-Module sind sinnvoll für kostensensible Projekte mit geringen ästhetischen Ansprüchen oder wenn vorhandene Zellbestände dies zulassen. Der Wirkungsgrad kommerzieller monokristalliner PERC-Module liegt im Bereich von 20–221 TPS³. Die Stromschienen und Leiterbahnen auf der Vorderseite sind durch das Frontglas sichtbar – eine erhebliche ästhetische Einschränkung für hochwertige gebäudeintegrierte Photovoltaik-Anlagen (BIPV). Bei der Entwicklung neuer BIPV-Dachziegel werden die meisten informierten Käufer von vornherein Alternativen zu PERC in Betracht ziehen.
TOPCon: Der aktuelle Lautstärkestandard
N-Typ TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) ist heute die dominierende Technologie für die Massenproduktion von Solardachziegeln. Der Marktanteil von TOPCon übertraf 2024 erstmals den von PERC und wird voraussichtlich bis Anfang der 2030er-Jahre die führende c-Si-Architektur bleiben.[2] Die kommerzielle Moduleffizienz liegt mittlerweile zwischen 22 und 24,51 TP3T, wobei führende Produkte von Premiumherstellern die Obergrenze über den Stand der Technologie vor nur zwei Jahren hinaus verschieben.[3] TOPCon bietet außerdem einen besseren Temperaturkoeffizienten als ältere P-Typ-Plattformen – typischerweise etwa −0,29 bis −0,30%/°C – was für nach Süden ausgerichtete Dachflächen, die sich im Sommer stark aufheizen, von Bedeutung ist.
TOPCon-Zellen verfügen über eine Metallisierung auf der Vorderseite und sind daher für eine hochwertige, komplett schwarze Optik nicht optimal geeignet. Für die meisten gebäudeintegrierten Photovoltaik-Anwendungen im Wohn- und Gewerbebereich bieten sie jedoch ein hervorragendes Verhältnis von Leistung, Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit.
HJT: Höchstleistung für anspruchsvolle Klimazonen
Die Heterojunction-Technologie (HJT) kombiniert kristallines Silizium mit amorphen Dünnschichten und erzielt so herausragende Leistung auch unter schwierigen Bedingungen. Auf Modulebene liegt der Wirkungsgrad von HJT-Serienmodulen mittlerweile zwischen 221 µF/3T für Standardprodukte und 24,51 µF/3T für Spitzenprodukte wie das Huasun Himalaya 760 HV, das 760 W Leistung und einen Modulwirkungsgrad von 24,51 µF/3T erreicht.[4] Die Effizienz der Massenproduktion auf Zellebene ist höher und liegt bei fortgeschrittenen Produzenten zwischen 24% und 26,5%.
Die größten Vorteile von HJT sind sein Temperaturkoeffizient (typischerweise −0,24 bis −0,26%/°C, der niedrigste aller kommerziellen Siliziumarchitekturen) und sein Bifacialitätsfaktor, der regelmäßig 90% übersteigt – im Vergleich zu etwa 80–85% bei TOPCon.[5] Beides ist für Dachanwendungen wichtig: Ein niedrigerer Temperaturkoeffizient bedeutet, dass die Lichtausbeute an heißen Sommertagen weniger stark abnimmt, und eine hohe Bifazialität ermöglicht die Lichtaufnahme von der Rückseite heller Dachoberflächen.
Der Kompromiss liegt in den Herstellungskosten. HJT erfordert Silberpasten mit niedriger Temperatur und komplexere Abscheidungsprozesse als TOPCon. Für hochwertige BIPV-Projekte in heißen Klimazonen, bei denen Leistungsgarantien die Spezifikationen bestimmen, ist HJT eine überzeugende Wahl. Für die Massenproduktion bleibt der Kostenaufschlag gegenüber TOPCon jedoch ein wesentlicher limitierender Faktor.
Rückkontaktzellen: Die beste Lösung für Premium-Dachziegel
Rückseitenkontakttechnologien – IBC (Interdigitated Back Contact), ABC (All Back Contact) und HPBC 2.0 – verlagern alle elektrischen Kontakte auf die Rückseite der Zelle. Keine Stromschienen. Keine Flachbandleitungen. Keine Metallisierung der Vorderseite.
Für Solardachziegel ist dies von enormer Bedeutung. Eine rückseitig kontaktierte Zelle erzeugt eine vollkommen glatte, gleichmäßige schwarze Oberfläche. Dies ist nicht nur ästhetisch überlegen – es ermöglicht die unterbrechungsfreie Aufbringung farbiger und gemusterter Glasschichten auf die Zelle und somit eine echte architektonische Integration. Zudem werden Verschattungsverluste an der Vorderseite durch Bandverbindungen vermieden, was zu einer höheren effektiven Leistungsdichte in kompakten Ziegelformaten beiträgt.
HPBC 2.0 (LONGis Hybrid Passivated Back Contact Plattform) erreicht in der Massenproduktion einen kommerziellen Modulwirkungsgrad von 24,8%, wobei das Hi-MO X10 bis zu 670 W liefert.[6] Dieselbe Plattform hält den unabhängig zertifizierten Weltrekord für den Wirkungsgrad von kristallinen Siliziummodulen bei 25,4%, der vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (Fraunhofer ISE) in Deutschland verifiziert und in der NREL-Champion-Modulwirkungsgradtabelle bestätigt wurde.[7] AIKOs ABC Gen 3 (Neostar 3P-Serie) erreicht einen Modulwirkungsgrad von 25% oder höher – das erste kommerzielle Siliziummodulformat, das diese Schwelle in der Massenproduktion überschreitet.[8]
Dies sind aussagekräftige Zahlen für Kompaktdachziegel, bei denen jeder Quadratzentimeter der aktiven Fläche so effizient wie möglich genutzt werden muss.
Der ehrliche Kompromiss: Rückkontaktzellen sind teurer und erfordern eine präzisere Fertigung als TOPCon. Für hochwertige Wohnbauprojekte, denkmalgeschützte Gebäude-Photovoltaikanlagen und architektonische Projekte ist dieser Aufpreis durchaus gerechtfertigt. Für kostenorientierte Projekte mit unkomplizierten Dachformen ist TOPCon die praktischere Lösung.
Eine Anmerkung zu CIGS-Dünnschichten
CIGS-Dünnschichtzellen (Kupfer-Indium-Gallium-Selenid) bieten eine Flexibilität, die kristallines Silizium nicht erreichen kann. Dadurch eignen sie sich für gekrümmte oder nicht-ebene Dachziegelprofile, die mit starren Glas-Glas-Laminaten nicht realisierbar sind. Der Wirkungsgrad ist geringer – typischerweise 14–181 T/T in gebäudeintegrierten Photovoltaik-Anwendungen (BIPV) – und die Leistungsdichte ist begrenzt. CIGS ist eine Nischenlösung, aber für komplexe Dachgeometrien oft die einzig praktikable Option.
Zelltechnologie auf einen Blick
| Technologie | Moduleffizienz (Massenproduktion) |
Vorderansicht | Beste Anwendung |
|---|---|---|---|
| PERC (P-Typ) | 20–22% | Stromschienen sichtbar | Budgetfreundliche Fliesen; Projekte zur Bestandsauflösung |
| TOPCon (N-Typ) | 22–24.5% | Stromschienen sichtbar | Gängige Fliesen für Wohn- und Gewerbeimmobilien |
| HJT | 22–24.5% | Stromschienen sichtbar | Premiumfliesen; heiße Klimazonen; Projekte mit langer Garantie |
| HPBC 2.0 / ABC Gen 3 | 24.8–25%+ | Keine vorderen Sammelschienen | Hochwertige, komplett schwarze, architektonische und farbige BIPV-Fliesen |
| CIGS-Dünnschicht | 14–18% | Dunkel, flexibel | Gebogene und nicht ebene Dachprofile |
Alle Angaben beziehen sich auf die Moduleffizienz in der Serienproduktion. Die Effizienz auf Zellenebene ist aufgrund inaktiver Modulflächen, Verbindungsverlusten und der Absorption des Verkapselungsmaterials durchgehend höher.
Modulgröße: Passend zum Dachsystem, nicht nur zum Zellenlayout
Solardachziegel gibt es in vielen Größen. Die gängigsten Produktionsformate reichen von etwa 400 × 360 mm für kleine, ineinandergreifende Ziegel bis hin zu 1.260 × 480 mm für größere BIPV-Module, die dennoch traditionelle Dächer imitieren.
Die Wahl der richtigen Modulgröße ist kniffliger, als es scheint.
Kleinere Ziegel (etwa 400–600 mm) ermöglichen eine nahtlose Integration in die Dachkonstruktion. Sie fügen sich nahtlos in herkömmliche Ton- oder Schieferziegel ein und erfüllen die örtlichen Bauvorschriften, die vorschreiben, dass neue Dächer dem Charakter des bestehenden Straßenbildes entsprechen müssen. Zudem sind sie bei der Montage einfacher zu handhaben und bei Beschädigung leichter auszutauschen.
Der Nachteil: Mehr Dachziegel pro Dach bedeuten mehr elektrische Anschlüsse, mehr Verteilerdosen, mehr Kabelverbindungen und einen proportional höheren Montageaufwand. Die Kosten pro Watt sind in der Regel bei kleinen Ziegeln höher als bei großen Formaten.
Größerformatige Fliesen (600–1300 mm) reduzieren die Anzahl der Verbindungen und die Installation beschleunigt wird. Die Kosten pro Watt sinken. Größere Glaseinheiten erfordern jedoch mehr bauliche Sorgfalt: Wind- und Schneelastberechnungen werden anspruchsvoller, der Kantenschutz während des Transports ist wichtiger und die Toleranzen für die Dachebenheit sind geringer.
⚠ Wichtige Erkenntnisse von Praktikern
Die optimale Ziegelgröße wird nicht allein durch das PV-Laminat bestimmt. Sie ergibt sich aus dem Zusammenspiel von Ziegelüberlappung, Lattenabstand, Zellenanordnung, Abstand zur Anschlussdose und den örtlichen Installationspraktiken. Ein als PV-Laminat optisch ansprechender Dachziegel kann als Dachdeckung ungeeignet sein, wenn die Anschlussdose im Bereich einer Dachlatte liegt.
Beginnen Sie mit einer vollständigen Zeichnung des Dachsystems. Ermitteln Sie von dort aus rückwärts die Modulgröße.
Glaskonstruktion: Warum Doppelverglasung in der Regel keine Option ist
Die meisten BIPV-Dachziegelmodule verwenden eine Doppelglaskonstruktion (Glas-Glas). Dies ist keine Premium-Ausstattung, sondern in der Regel eine technische Voraussetzung für die jeweilige Anwendung.
Ein Standard-PV-Modul verwendet eine Polymer-Rückseitenfolie. Diese Rückseitenfolie ist als Dachmaterial ungeeignet. Sie leitet Wasser nicht so effektiv ab, erfüllt nicht die von den Bauvorschriften geforderten Brandschutzanforderungen und bietet nicht die notwendige Stabilität, die Dachziegel beim Begehen während der Installation oder Wartung benötigen.
Vier entscheidende Vorteile der Doppelglaskonstruktion
Feuchtigkeitsbeständigkeit
Ein Glas-Glas-Laminat mit fachgerechter Kantenversiegelung bildet eine deutlich effektivere Feuchtigkeitsbarriere als eine Polymer-Rückseite. Eindringende Feuchtigkeit beschleunigt Delamination, Zellkorrosion und Isolationsversagen.
Feuershow
Glas brennt nicht. Glas-Glas-Module erreichen die in den meisten Märkten für Dachanwendungen geforderte Brandschutzklasse A gemäß UL 790 / ASTM E108.[11]
Strukturelle Stabilität
Die starre Glas-Sandwichkonstruktion behält ihre Formstabilität unter thermischer Belastung und mechanischer Beanspruchung besser bei als Einfachglaskonstruktionen. Bei Dachziegeln mit Dachneigung und dauerhafter Windlast ist dies über Jahrzehnte hinweg von Bedeutung.
Langzeitlebensdauer
Gut gefertigte Doppelglasmodule mit geeigneten Verkapselungsmaterialien sind für eine Lebensdauer von 30 Jahren oder mehr mit einer Leistungsdegradation von weniger als 20% ausgelegt – was den Erwartungen an eine qualitativ hochwertige Dachinstallation entspricht.
Wichtige Glasspezifikationen
Für die Frontglas (oben)Standardmäßig wird eisenarmes, gehärtetes Solarglas mit Antireflexbeschichtung (AR-Beschichtung) verwendet. Die AR-Beschichtung erhöht die Lichtdurchlässigkeit auf über 931 µm/T. Für maximale Transparenz sollte der Eisengehalt 0,021 µm/T oder darunter liegen. Die Dicke variiert je nach Plattengröße und baulichen Anforderungen typischerweise zwischen 2,5 mm und 3,2 mm.
Für die HeckscheibeStandardmäßiges gehärtetes Glas ohne Antireflexbeschichtung. Die Verwendung von dünnerem Rückglas (2,0 mm statt 3,2 mm) ist eine gängige Methode zur Gewichtsreduzierung, die die Leistung nicht wesentlich beeinträchtigt.
Für gebogene FliesenDurch Heißbiegen von gehärtetem Glas oder flexiblem Dünnglas unter 1,5 mm lassen sich nicht-planare Profile realisieren, allerdings erhöhen sich dadurch die Komplexität und die Kosten der Produktion erheblich.
Die Glaskanten von Dachziegeln sollten verfugt und abgeschrägt sein, um Mikrorisse zu vermeiden. Diese Mikrorisse können sich unter wiederholten Temperaturschwankungen ausbreiten – ein ernstzunehmendes Problem bei einem Produkt, das 30 Jahre lang den Temperaturschwankungen auf dem Dach standhalten soll.
Auswahl des Verkapselungsmaterials: Eine Entscheidung für Zuverlässigkeit, keine Rohstoffwahl
Bei Glas-Glas-Dachziegelmodulen ist die Wahl des Verkapselungsmaterials wichtiger, als viele Käufer annehmen. Der Standard in der Photovoltaikbranche ist EVA (Ethylenvinylacetat). EVA ist kostengünstig und hat sich in Einfachglasmodulen mit Polymer-Rückseitenfolien seit Langem bewährt.
Das Problem von EVA in Glas-Glas-Strukturen ist die Freisetzung von Essigsäure. Mit der Zeit zersetzt sich EVA und setzt dabei Essigsäure frei. In einem einlagigen Glasmodul mit einer Rückseitenfolie diffundiert diese Säure nach außen. In einer geschlossenen Glas-Glas-Struktur kann sie jedoch nicht entweichen. Sie reichert sich an, korrodiert die Zellmetallisierung und führt zu Delaminationen. Unabhängige Dauerhaftigkeitstests von SoliTek ergaben, dass EVA-Module mit Glasrückseite nach 2.500 Stunden unter feuchter Wärme eine Degradation von −7,901 TP3T aufwiesen, während Glas-Glas-POE-Module unter denselben Bedingungen nach 3.500 Stunden nur eine Degradation von −3,501 TP3T zeigten.[9]
Empfohlene Spezifikation für Glas-Glas-Dachziegel
Verwenden POE (Polyolefin-Elastomer) oder EPE (EVA-POE-EVA). POE produziert keine Essigsäure, bietet eine hervorragende Feuchtigkeitsbeständigkeit und eine ausgezeichnete Beständigkeit gegen potenzialinduzierte Degradation (PID). EPE kombiniert die Barriereeigenschaften von POE mit der bewährten Haftung von EVA-Außenschichten.
Zwei wichtige Einschränkungen: Erstens reagieren die feinen Metallisierungsstrukturen von HJT- und Rückkontaktzellen besonders empfindlich auf Feuchtigkeit, weshalb PoE nahezu unerlässlich ist. Zweitens variiert die Qualität von PoE je nach Anbieter erheblich. Untersuchungen der University of New South Wales (Januar 2026) ergaben, dass einige minderwertige PoE-Formulierungen unter anhaltender Feuchtwärme zu Metallisierungskorrosion in TOPCon-Modulen führen können.[10] Verwenden Sie POE oder EPE von etablierten Tier-1-Lieferanten von Verkapselungsmaterialien – hier sollten Sie bei den Beschaffungskosten keine Kompromisse eingehen.
Anschlusskasten-Design: Wo viele Projekte scheitern
Die Anschlussdose ist oft das letzte Bauteil, an das Käufer denken, und eines der ersten, das bei der Installation oder im Langzeitbetrieb Probleme verursacht. Bei Solardachziegeln verdient die Konstruktion der Anschlussdose daher frühzeitige und detaillierte Aufmerksamkeit.
Die grundlegende Herausforderung: Eine Anschlussdose für Dachziegel muss flach sein, da sie zwischen Ziegel und Dachkonstruktion sitzt. Sie muss absolut wetterfest sein, da sie jahrzehntelang Regen und Temperaturschwankungen ausgesetzt ist. Ihre Positionierung muss präzise sein, da Dachlatten, Überlappungsbereiche und Kabelverläufe kaum Spielraum für Fehler lassen.
IP-Schutzart
Anschlussdosen für Dachziegel sollten mindestens die Schutzart IP67 aufweisen, IP68 ist jedoch vorzuziehen. IP68 bedeutet, dass das Gehäuse dauerhaftem Wasserkontakt bis zu einer Tiefe von einem Meter standhält. Dachkehlen, Schneefangzonen und Bereiche, die regelmäßig mit Hochdruckreinigern gereinigt werden, schaffen genau diese Bedingungen über eine Nutzungsdauer von 25 bis 30 Jahren. Das Vergießen des Anschlussdosenhohlraums mit Silikon ist die Standardmethode, um die dauerhafte Schutzart IP68 zu gewährleisten.
Platzierungsfragen, die vor der endgültigen Festlegung des Designs geklärt werden müssen
Bevor der erste Prototyp gefertigt wird, sollten diese Fragen endgültig beantwortet werden:
- →Wo überlappen sich die Fliesen? Die Anschlussdose darf nicht im Überlappungsbereich platziert werden.
- →Wo verlaufen die Dachlatten? Die Box darf nicht mit den Lattenpositionen kollidieren.
- →Was ist die maximal zulässige Höhe unter den Fliesen? Die Standardabstände sind geringer, als die meisten BIPV-Einsteigerplaner erwarten.
- →Führen die Kabel vertikal oder horizontal aus? Ein horizontaler Kabelausgang reduziert die Gehäusehöhe, erfordert aber seitlichen Freiraum.
- →Ist die Anschlussdose nach der Installation zugänglich? Falls nicht, müssen die Qualitäts- und Zuverlässigkeitsanforderungen deutlich höher sein.
- →Wie lassen sich Kabel von Fliese zu Fliese verlegen, ohne dass Wasser eindringen kann?
Bypass-Dioden
Bypassdioden schützen verschattete Zellen vor Erwärmung durch Sperrspannung und Hotspotbildung. Für die meisten Dachziegelmodulkonfigurationen ist mindestens eine Bypassdiode pro Ziegel erforderlich. Die genaue Konfiguration – Anzahl der Dioden, Strombelastbarkeit, Wärmeableitung – hängt von der Zellenzahl, dem Stranglayout und dem Verschattungsgrad des jeweiligen Daches ab.
Ein wichtiger Hinweis zum Schaltungsdesign: Durch die Verwendung einer seriell-parallelen Matrixzellentopologie mit schindelartiger Verbindung lässt sich die Abhängigkeit von Bypassdioden reduzieren, da die Matrixarchitektur den Stromfluss um beschattete Zellen herum ermöglicht, ohne einen Bypasspfad auszulösen. Dies verbessert die Leistung bei Teilverschattung im Vergleich zu herkömmlichen Konfigurationen mit ausschließlich Bypassdioden deutlich.
Elektroplanung: Zuerst an die Kabel denken, dann an die Fliesen.
Einzelne Dachziegel erzeugen moderate Spannungen – typischerweise 5 bis 15 V pro Ziegel, abhängig von der Zellenzahl, der Verbindungsmethode und dem Ziegelformat. Die eigentliche elektrische Herausforderung liegt auf der Ebene der Dachverbinder und des Gesamtsystems.
Die Module werden in Reihe geschaltet, um den MPPT-Eingangsbereich des angeschlossenen Wechselrichters oder Optimierers zu erreichen. Die Gesamtspannung des Strangs muss innerhalb der maximalen Spannungsgrenzen des Systems bleiben – 1000 V in den meisten IEC-regulierten Märkten, mit strengeren Grenzwerten in einigen nordamerikanischen Ländern.
Die Beschattung durch das Dach erschwert die Konstruktion von Seilbahnen erheblich. Schornsteine, Dachgauben, Antennen, angrenzende Gebäude und jahreszeitliche Schattenwinkel können die einzelnen Ziegel zu unterschiedlichen Zeiten beeinflussen. Drei Hauptansätze begegnen diesem Problem:
Bypass-Dioden
Bieten Sie einen grundlegenden Hotspot-Schutz, stellen Sie aber die Ausgabe von abgedunkelten Kacheln nicht wieder her – diese werden lediglich vorübergehend vom Datenstrom getrennt.
Leistungselektronik auf Modulebene (MLPE)
Mikro-Wechselrichter oder Gleichstrom-Leistungsoptimierer an jedem einzelnen Modul oder jeder kleinen Modulgruppe ermöglichen es jeder Einheit, an ihrem maximalen Leistungspunkt zu arbeiten und so Energie zurückzugewinnen, die bei Systemen mit reinen Bypass-Dioden verloren ginge. Der Nachteil sind höhere Systemkosten und eine größere Komplexität.
Matrix Shingle Interconnection Topology
Verteilt die Strompfade über das Zellarray, sodass lokale Verschattungen eine kleinere effektive Fläche betreffen, wodurch die Verschattungstoleranz ohne zusätzliche Leistungselektronik verbessert wird.
Für die meisten BIPV-Projekte im Wohnbereich mit mäßiger Verschattungskomplexität ist eine gut geplante Stranganordnung mit MLPE auf Kachel- oder Gruppenebene eine praktische und kostengünstige Lösung.
Zertifizierungsanforderungen: Frühzeitig planen, nicht erst nach der Werkzeugausstattung
BIPV-Dachziegelmodule unterliegen einem komplexeren Zertifizierungsumfeld als herkömmliche Photovoltaikmodule. Sie müssen gleichzeitig die Normen für Photovoltaikmodule und die Anforderungen an Bauprodukte erfüllen. Die genaue Kombination hängt vom Zielmarkt ab.
| Standard | Umfang |
|---|---|
| IEC 61215 | Qualifizierung und Typgenehmigung für PV-Module |
| IEC 61730 | Sicherheitsqualifizierung für PV-Module |
| IEC 63092-1 [1] | Anforderungen an BIPV-Module als Bauprodukte (international) |
| IEC 63092-2 | Anforderungen an die Integration von BIPV-Systemen (international) |
| EN 50583-1 [12] | Anforderungen an BIPV-Module (europäisch; CPR 305/2011 für die CE-Kennzeichnung) |
| EN 50583-2 | Anforderungen an BIPV-Systeme (europäisch) |
| UL 790 / ASTM E108 [11] | Feuerwiderstandsklasse A für Dachdeckungen (US-Markt) |
| UL 61730 | US-PV-Modulsicherheitsäquivalent |
| EN 13956 | Flexible Plattenabdichtung (relevant für bestimmte EU-integrierte Fliesenkonstruktionen) |
Anmerkung zu EN 50583 vs. IEC 63092
EN 50583 ist der europäische BIPV-Standard und diente als direkte Grundlage für IEC 63092 – im Text des IEC-Standards selbst heißt es, er basiere auf EN 50583-1. Für die CE-Kennzeichnung gemäß der EU-Bauprodukteverordnung (CPR 305/2011) ist EN 50583-1 der in europäischen Märkten geltende Standard.[12] Käufer, die den europäischen Vertrieb anstreben, sollten die Einhaltung der Norm EN 50583 und nicht nur der Norm IEC 63092 überprüfen.
Die Zertifizierungsanforderungen sollten zu Projektbeginn und nicht erst nach Fertigstellung der Werkzeuge festgelegt werden. Die Vorspannung von Glas ist dauerhaft – Löcher und Ausschnitte können nicht nachträglich hinzugefügt werden. Erfordert eine spätere Strukturprüfung einen anderen Befestigungspunkt, muss das Glaswerkzeug komplett neu konstruiert werden. Das ist eine kostspielige und zeitaufwendige Angelegenheit.
Eine praktische Design-Checkliste für Käufer
Bevor Sie ein Angebot anfordern oder in detaillierte technische Gespräche eintreten, bereiten Sie bitte Folgendes vor:
Mechanische Informationen
- Äußere Modulabmessungen
- Abmessungen des sichtbaren aktiven Bereichs
- Abmessungen der Überlappungszone
- Dicken- und Gewichtsbeschränkungen
- Positionen und Größen der Löcher (falls vorhanden)
- Anforderung an den Eckradius
- Dachbefestigungsmethode
- CAD-Zeichnung oder 3D-Datei, falls vorhanden
Elektrische Ziele
- Ziel-Wattzahl pro Fliese
- Zielspannungs- und Strombereich
- Präferenz für eine Zelltechnologie
- Steckertyp
- Bevorzugte Position der Anschlussdose
- Bypassdiode-Anforderung
- Systemspannungsgrenze
- Kompatibilität von Wechselrichter oder Optimierer
Materialien
- Einfachverglasung oder Doppelverglasung
- Bevorzugte Glasdicke
- Komplett schwarze, farbige oder transparente Heckscheibe
- Präferenz für das Verkapselungsmaterial (POE oder EPE für Glas-Glas)
- Mit oder ohne Rahmen
Markt & Zertifizierung
- Zielland und anwendbare Standards
- Brandschutzklasse (Klasse A für die meisten Wohngebäude)
- Wind- und Schneelastparameter
- Garantieerwartung
- Jahresvolumen
- Proben- und Pilotchargenmenge
Die wichtigsten Erkenntnisse
- ✓Solardachziegelmodule sind in erster Linie Bauprodukte. Jede Konstruktionsentscheidung muss sowohl den Anforderungen an die Dachkonstruktion als auch an die elektrische Leistungsfähigkeit gleichzeitig gerecht werden.[1]
- ✓Rückkontaktzellen (HPBC 2.0, ABC Gen 3) bieten die eleganteste komplett schwarze Optik, die höchste Leistungsdichte und den Weltrekord für zertifizierte Moduleffizienz von 25,4% (HPBC 2.0, Fraunhofer ISE).[7] TOPCon bietet ein starkes Gleichgewicht zwischen Serienproduktion und Modulwirkungsgrad von bis zu 24,5%.[3]
- ✓PERC ist eine rückläufige Technologie bei gleichzeitig sinkendem Angebot.[2] Neue BIPV-Kachelentwicklungsprojekte sollten von Anfang an standardmäßig auf TOPCon oder Rückkontaktierung setzen.
- ✓Doppelverglasung ist die richtige Bauweise für die meisten BIPV-Dachziegelanwendungen. Sie bietet eine bessere Feuchtigkeitsbeständigkeit, einen besseren Brandschutz und eine höhere langfristige Formstabilität als Einfachverglasung.
- ✓Verwenden Sie in Glas-Glas-Laminaten POE- oder EPE-Vergussmassen – von etablierten Tier-1-Lieferanten. Die Freisetzung von Essigsäure aus EVA stellt ein dokumentiertes Langzeitrisiko für die Zuverlässigkeit von versiegelten Glas-Glas-Konstruktionen dar.[9]
- ✓Die Anschlussdose ist ein entscheidendes Konstruktionselement. Platzierung, Höhe, Schutzart und Kabelführung müssen vor der Werkzeugfertigung – nicht erst danach – festgelegt werden.
- ✓Die Modulgröße sollte sich nach der Architektur des Dachsystems richten und nicht allein nach der Zweckmäßigkeit der Zellenanordnung.
- ✓Für europäische Märkte muss die Einhaltung der Norm EN 50583-1 und nicht nur der Norm IEC 63092-1 für die CE-Kennzeichnung gemäß CPR 305/2011 bestätigt werden.[12]
- ✓Definieren Sie die Zertifizierungsziele zu Projektbeginn. Die nachträgliche Einhaltung der Vorschriften, nachdem die Glaswerkzeuge bereits fertiggestellt sind, ist teuer und zeitaufwändig.
Häufig gestellte Fragen
Arbeiten Sie mit einem Team zusammen, das beide Seiten kennt.
Die Entwicklung eines Solardachziegelmoduls, das sowohl auf dem Dach als auch am Markt erfolgreich ist, erfordert fundierte Kenntnisse in der Photovoltaik-Technik und der Gebäudeintegration. Die in diesem Leitfaden beschriebenen Designentscheidungen beeinflussen sich gegenseitig. Die Wahl der Zelltechnologie wirkt sich auf die Anforderungen an das Verkapselungsmaterial aus. Die Position der Anschlussdose beeinflusst die Kabelführung und den Installationsablauf. Die Glasspezifikation beeinflusst das Gewicht, was wiederum die Berechnung der statischen Belastung beeinflusst.
Wenn diese Interaktionen von Anfang an richtig ablaufen, spart das erheblich Zeit, Werkzeugkosten und Testaufwand.
Couleenergy ist spezialisiert auf die Entwicklung von rückseitig kontaktbehafteten und hocheffizienten Modulen für gebäudeintegrierte Photovoltaik (BIPV), kundenspezifische Anwendungen und OEM-Lösungen. Unser Ingenieurteam begleitet Käufer und Entwickler von der ersten Idee über Prototypen und Pilotproduktion bis hin zur Serienfertigung.
Für projektspezifische Beratung – einschließlich der Auswahl der Zelltechnologie, der Modulspezifikation, der Koordination des Dachsystems und der Zertifizierungsplanung – kontaktieren Sie uns direkt.
Bei uns werden nicht nur Vertriebsmitarbeiter, sondern auch Ingenieure zum ersten Anruf eingeladen.
Couleenergy (Ningbo Coulee Tech Co., Ltd.) ist ein in Zhejiang ansässiger B2B-Hersteller, der sich auf flexible und starre rückseitig kontaktierte Module, BIPV-Lösungen und kundenspezifische OEM-Konfigurationen für den europäischen und nordamerikanischen Markt spezialisiert hat.
Referenzen & Fußnoten
[1] IEC 63092-1:2020 — Photovoltaik in Gebäuden, Teil 1: Anforderungen an gebäudeintegrierte Photovoltaikmodule. Die Norm IEC 63092-2 definiert BIPV-Module als PV-Produkte, die gleichzeitig als Gebäudeprodukte fungieren und elektrotechnische sowie gebäudetechnische Anforderungen erfüllen müssen. Teil 2 behandelt die Anforderungen an die Systemintegration.
https://webstore.iec.ch/en/publication/32158[2] ITRPV 16. Ausgabe — Internationaler Technologie-Fahrplan für Photovoltaik (VDMA, April 2025). Bestätigt, dass TOPCon PERC im Jahr 2024 als führende c-Si-Zelltechnologie überholt hat, wobei n-Typ-Wafer einen Marktanteil von 70% erreichen. Prognostiziert wird die Dominanz von TOPCon bis in die frühen 2030er Jahre.
https://vdma.eu/en/viewer/-/v2article/render/143159365[3] Clean Energy Reviews – Die effizientesten Solarmodule 2026 (März 2026). Jährliches Ranking der Effizienz kommerzieller Module nach Technologie. Es werden “zunehmend optimierte TOPCon-Plattformen vom Typ N mit über 241 TP3T” und eine “wachsende Kluft” zwischen Premium-BC-Modulen und fortschrittlichen TOPCon-Produkten festgestellt.
https://www.cleanenergyreviews.info/blog/most-efficient-solar-panels[4] Pressemitteilung von Huasun Energy – Himalaya 760 HV HJT-Modul (November 2025). Huasun stellt sein 760-W-HJT-Modul mit einem Wirkungsgrad von 24,51 TP3T und einer Systemspannung von 2000 V vor. Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung handelt es sich um das effizienteste kommerziell erhältliche HJT-Modul eines Serienherstellers.
https://www.prnewswire.com/news-releases/huasun-energy-launches-760-w-heterojunction-solar-module-with-2000-v-system-voltage-302627830.html[5] The Green Watt — HJT-Solarmodule: Wirkungsgrad, Temperaturkoeffizient und Hersteller (April 2026). Bestätigt die kommerzielle Effizienz von HJT-Zellen mit 24–261 TP³T; die Moduleffizienz liegt bei 22–241 TP³T; der Bifacialitätsfaktor bei 90–951 TP³T; der Temperaturkoeffizient bei etwa −0,261 TP³T/°C. Erörtert die Effizienzlücke zwischen Zellen und Modulen.
https://www.thegreenwatt.com/hjt/[6] LONGi – Einführung des Hi-MO X10 HPBC 2.0-Moduls (Februar 2025). Bestätigt einen Wirkungsgrad von 24,81 TP3T für das Serienmodul und eine maximale Ausgangsleistung von 670 W für die Hi-MO X10-Serie, basierend auf der HPBC 2.0-Rückkontaktzellentechnologie unter Verwendung von TaiRay N-Typ-Wafern.
https://www.longi.com/eu/news/hi-mo-x10-launch-italy/[7] LONGi – Weltrekord für die höchste Effizienz von kristallinen Siliziummodulen (Pressemitteilung Oktober 2024). Das Fraunhofer ISE (Deutschland) gibt die Zertifizierung einer Moduleffizienz von 25,41 TP3T für die HPBC 2.0-Plattform bekannt – das erste Mal seit 1988, dass ein chinesischer Hersteller diesen Rekord hält. Auch in der NREL-Champion-Moduleffizienztabelle bestätigt.
https://www.longi.com/us/news/2024-longi-new-world-record-crystalline-silicon-module-efficiency/[8] PV Magazine — AIKO bringt 545-W-Rückkontaktmodul mit 25%-Effizienz auf den Markt (März 2026). Bestätigt, dass AIKOs ABC Gen 3 (Neostar 3P) in einem Format von 1.954 × 1.134 mm einen Modulwirkungsgrad von über 25% erreicht, dank einer gitterfreien Vorderseite und eines lückenlosen Zellenlayouts.
https://www.pv-magazine.com/2026/03/11/aiko-launches-545-w-back-contact-solar-module-with-25-efficiency/[9] SoliTek – Forschung zur Haltbarkeit von EVA- und POE-Modulen (vom Hersteller durchgeführte beschleunigte Alterungstests). Erweiterte Feuchtwärmeprüfungen (85 °C / 851 µT relative Luftfeuchtigkeit, über die in IEC 61215 festgelegte Mindestdauer von 1000 Stunden hinaus) zeigten, dass EVA-Module mit Glasrückseite nach 2500 Stunden eine Degradation von −7,901 µT aufwiesen, während POE-Module mit Glas-Glas-Oberfläche nach 3500 Stunden lediglich eine Degradation von −3,501 µT zeigten. Diese Ergebnisse werden unabhängig durch eine von Experten begutachtete Studie (NCBI/Progress in Photovoltaics) bestätigt, die belegt, dass POE die Ionenmigration begrenzt und EVA unter Feuchtwärmebedingungen mit Glas-Glas-Oberfläche übertrifft. Primärquelle:
https://www.solitek.eu/en/news/soliteks-research-uncovers-groundbreaking-resultsSekundäre / redaktionelle Berichterstattung: https://www.pveurope.eu/solar-modules/solar-modules-poe-encapsulated-pv-modules-particularly-durable
[10] PV-Tech / University of New South Wales — Die Eigenschaften von Solarmodul-Verkapselungsmaterialien und die Qualität der Konstruktion beeinflussen die Leistung bei feuchter Wärme (Januar 2026). Untersuchungen der UNSW ergaben, dass bestimmte POE-Formulierungen unter anhaltender Feuchtwärme zu Metallisierungskorrosion in TOPCon-Modulen führen können, was die Bedeutung der Qualität der Verkapselungsmateriallieferanten unterstreicht.
https://www.pv-tech.org/unsw-solar-module-encapsulant-materials-quality-construction-affect-damp-heat-performance/[11] Carlisle SynTec — UL-Brandschutzklassifizierungen für Dächer: Klasse A, B und C. UL 790 / ASTM E108 ist das Standardprüfverfahren für die Feuerbeständigkeit von Dachdeckungen; Klasse A stellt die höchste (sehr hohe) Schutzklasse dar. Gemäß dem International Building Code (IBC) ist diese Prüfung für die meisten gewerblichen und privaten Dachanwendungen vorgeschrieben.
https://www.carlislesyntec.com/en/Resources/Media/Blog-Landing-Page/SpecTopics/2020/08/18/UL-Fire-Classifications[12] Energieflexibilität EU — Standards für gebäudeintegrierte Photovoltaik. Fasst EN 50583-1 (BIPV-Module als Bauprodukte gemäß EU-Bauverordnung 305/2011 und Niederspannungsrichtlinie) und EN 50583-2 (BIPV-Systeme) sowie IEC 63092-1 und IEC 63092-2 zusammen. EN 50583 ist die direkt anwendbare Norm für die CE-Kennzeichnung auf europäischen Märkten.
https://www.energyflexibility.org/standards-for-building-integrated-photovoltaics/Inhaltsverzeichnis
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