Photovoltaik hält länger als gedacht: Schweizer Studie beweist 30+ Jahre Modulleistung
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Nur 0,24 % Leistungsverlust pro Jahr — dreimal langsamer als erwartet. Was die Langzeitstudie der Fachhochschule Südschweiz für Gewerbe-PV-Investoren
Nur 0,24 % Leistungsverlust pro Jahr — dreimal langsamer als erwartet. Was die Langzeitstudie der Fachhochschule Südschweiz für Gewerbe-PV-Investoren
Photovoltaik hält länger als gedacht: Schweizer Studie beweist 30+ Jahre Modulleistung
Nur 0,24 % Leistungsverlust pro Jahr — dreimal langsamer als erwartet. Was die Langzeitstudie der Fachhochschule Südschweiz für Gewerbe-PV-Investoren bedeutet.
Die Garantie auf Solarmodule beträgt üblicherweise 25 bis 30 Jahre. Aber was passiert danach? Sind die Module dann wertlos – oder liefern sie immer noch? Ein Forschungsteam der Fachhochschule Südschweiz (SUPSI) hat genau das untersucht. Die im April 2025 veröffentlichte Studie analysierte sechs Photovoltaikanlagen aus den Jahren 1987 bis 1993 – mit überraschendem Ergebnis.
Für Gewerbe-PV-Investoren, die 150-kWp-Anlagen und mehr planen, hat das handfeste wirtschaftliche Konsequenzen. Denn je länger eine Anlage läuft, desto höher die Rendite – und desto attraktiver die Amortisationsrechnung.
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Die SUPSI-Studie: 20 Jahre Monitoring-Daten ausgewertet
Unter der Leitung von Ebrar Özkalay analysierte das SUPSI-Team sechs PV-Anlagen an verschiedenen Schweizer Standorten – vom Tiefland bis in hochalpine Lagen. Die Module stammen aus den Baujahren 1987 bis 1993 und waren zum Zeitpunkt der Auswertung über 30 Jahre alt.
Die 4 zentralen Erkenntnisse
| Erkenntnis | Wert | Bedeutung für Investoren |
|---|---|---|
| Durchschnittliche Degradation | 0,24 % pro Jahr | 3× langsamer als die üblichen 0,7 %/Jahr — längere Renditephase |
| Restleistung nach 30 Jahren | >80 % | Garantieversprechen der Hersteller wird in der Praxis übertroffen |
| Hochalpin vs. Tiefland | 0,11 % vs. 0,35 % | Temperatur ist der Degradations-Treiber — moderate Standorte optimal |
| Potenzielle Gesamtlaufzeit | 50+ Jahre | Wirtschaftlichkeitsrechnung neu denken — doppelte EEG-Laufzeit |
Temperatur als entscheidender Faktor: Warum das Flachland mehr fordert
Eine der überraschendsten Erkenntnisse: Der Standort bestimmt maßgeblich, wie schnell Module altern. Die Studie unterscheidet klar zwischen zwei Szenarien:
- Hochalpine Standorte (Degradation 0,11 %/Jahr): Kühlere Durchschnittstemperaturen trotz extremer Wetterereignisse. Die Module bleiben im Schnitt 20 °C kühler als im Tiefland.
- Tieflagen-Standorte (Degradation 0,35 %/Jahr): Moduloberflächen können im Sommer 74–80 °C erreichen. Dauerhafter thermischer Stress beschleunigt die Materialermüdung.
Für Gewerbedächer in Deutschland bedeutet das: Gut hinterlüftete Aufdach-Montage ist Gold wert. Eine Aufständerung mit 10–15 cm Luftspalt zwischen Modul und Dach senkt die Betriebstemperatur signifikant — und verlängert die Lebensdauer. Bei Flachdächern mit Ost/West-Aufständerung ist die natürliche Querlüftung ein zusätzlicher Vorteil.
💡 Praxis-Tipp: Achten Sie bei der Planung auf ausreichende Hinterlüftung Ihrer Module. 10 cm Abstand zum Dach reduzieren die Betriebstemperatur um 5–8 °C — über 30 Jahre summiert sich das zu messbar langsamerer Degradation. Ein Detail, das in der Wirtschaftlichkeitsberechnung oft unterschätzt wird.
Materialqualität: Was Module von 1987 von heutigen unterscheidet
Die Studie belegt eindrücklich: Die Qualität der verbauten Materialien entscheidet über die Lebensdauer. Zwei Beispiele aus der Untersuchung:
Fall 1: EVA-Vergilbung (Möhlin, Baujahr 1987)
Die ältesten untersuchten Module (AM55) wurden noch ohne UV-Stabilisatoren im EVA-Einbettmaterial gefertigt. Die Folge: »Photo-oxidative Degradation« — das Material vergilbt und löst sich stellenweise ab. Nach 1987 verbesserte die Industrie das EVA schrittweise durch UV-Stabilisatoren und Antioxidantien. Heutige Module verwenden mehrschichtige Verkapselungsmaterialien, die für 30+ Jahre UV-Stabilität ausgelegt sind.
Fall 2: Lötverbindungen (Burgdorf, zwei Modultypen)
Am Standort Tiergarten waren zwei Modultypen (SM55 und SM55-HO) unter identischen Bedingungen auf demselben Dach installiert. Die SM55-Module zeigten im Labortest rund doppelt so hohe Leistungsverluste wie die HO-Variante. Ursache: Wiederkehrende Lötverbindungsbrüche, die zu erhöhtem Serienwiderstand führten. Moderne Module setzen auf Multi-Busbar-Technologie und halbzellenverschaltete Designs, die diese Schwachstelle eliminieren.
Was bedeutet das für Gewerbe-PV-Investoren?
Die Studie liefert keine direkten Daten zu heutigen Modulen. Aber die Richtung ist klar: Wenn 30 Jahre alte Technik noch >80 % Leistung liefert, werden moderne Module mit optimierten Materialien mindestens gleich gut — wahrscheinlich besser — abschneiden.
Die 3 wichtigsten Implikationen für Ihre Investition
- Rendite-Rechenfehler korrigieren: Viele Wirtschaftlichkeitsberechnungen kalkulieren mit 20 Jahren Nutzungsdauer und 0,7 % jährlicher Degradation. Die Studie legt nahe: 30+ Jahre und 0,3 % Degradation ist die realistischere Annahme. Das macht bei einem 400-kWp-Projekt einen sechsstelligen Unterschied im Net Present Value.
- Dachflächen-Verträge länger denken: Wenn die Module 40+ Jahre halten, ist ein 20-Jahres-Pachtvertrag zu kurz. Verhandeln Sie Verlängerungsoptionen mit dem Dacheigentümer — oder sichern Sie sich das Dach direkt per langfristigem Nutzungsvertrag.
- Höhere Kaufpreise bei Anlagenverkauf: Eine 10 Jahre alte Anlage galt bisher als »halb abgeschrieben«. Mit der neuen Datenlage sind 10 Jahre erst der Anfang — das steigert den Wiederverkaufswert gebrauchter Anlagen erheblich.
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Heutige Module: Noch robuster als die Oldies von 1987
Die untersuchten Module stammen aus den Jahren 1987–1993. Seitdem hat sich die Technologie fundamental weiterentwickelt. Moderne Hochleistungsmodule bieten gegenüber den Altmodellen mehrere Degradations-Vorteile:
- Multi-Busbar (MBB): Statt 2–3 breiten Lötbändchen setzen heutige Module auf 9–16 dünne Drähte. Das reduziert den Serienwiderstand, minimiert Mikrorisse — und das Risiko von Lötverbindungsbrüchen, die in der Studie als Hauptfehlerquelle der SM55-Module identifiziert wurden.
- Halbzellen-Design: Halbierte Zellen bedeuten halbierten Strom pro String — und halbierte ohmsche Verluste. Weniger Hitzeentwicklung = weniger thermischer Stress = langsamere Degradation.
- Bifaziale Module: Die Glas-Glas-Bauweise eliminiert die rückseitige Polymerfolie, die bei älteren Modulen verspröden und Feuchtigkeit eindringen lassen kann. Bifaziale Module haben in beschleunigten Alterungstests (PID, LID, LeTID) durchgehend bessere Werte.
- UV-stabilisierte Verkapselung: Polyolefin-Elastomere (POE) statt EVA — null Vergilbungsrisiko. Die »photo-oxidative Degradation«, die die Studie bei den 1987er-Modulen dokumentiert, ist bei modernen POE-verkapselten Modulen physikalisch nicht mehr möglich.
Über den Autor
Markus Schebitz, Geschäftsführer SunShine Group – Seit über 23 Jahren realisiert die SunShine Group gewerbliche PV-Projekte ab 150 kWp in Deutschland. Mit über 190 installierten Anlagen und einem Team aus Ingenieuren und Steuerberatern betreuen wir Investoren von der Planung bis zur laufenden Betriebsführung – für maximale Rendite über die gesamte Anlagenlebensdauer.
Quelle: Özkalay, E. et al. (2025), SUPSI — Langzeitstudie zur Degradation von PV-Modulen in der Schweiz. Zuletzt aktualisiert: 2. Mai 2026
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