Inhaltsverzeichnis
- Extremes Klima verändert die Ausgangsbasis der Risikoanalyse für Unternehmens-PV
- Fünf strukturelle Belastungen für gewerbliche PV-Systeme unter extremen Wetterbedingungen
- Fünf essenzielle Anpassungsfähigkeiten, die PV-Module bei extremem Klima aufweisen müssen
- Modulauswahl nach Anwendungsszenario – von Hitze bis Schneelast
- Katastrophenschutz auf Systemebene: Von der Unterkonstruktion bis zum O&M
- Fazit: Im Zeitalter extremer Wetterlagen ist Zuverlässigkeit der Schlüssel zur Werthaltigkeit von PV-Anlagen
1. Extremwetter verändert den Ausgangspunkt der Risikobewertung für Unternehmens-PV
Von anhaltender Hitze in Süditalien über starke Schneefälle in Deutschland und Nordeuropa bis hin zu häufigen Gewittern in Spanien und Frankreich – in den letzten drei Jahren sind Extremwetterereignisse zu einer greifbaren Herausforderung für den gewerblichen PV-Ausbau in Europa geworden. Laut Daten der Europäischen Umweltagentur (EEA) aus dem Jahr 2024 ist die Häufigkeit extremer Hitzewellen in Südeuropa in den letzten fünf Jahren um 54 % gestiegen, während die Zahl der Gewittertage in West- und Mitteleuropa um über 30 % zugenommen hat.
Klimatische Schwankungen sind längst nicht mehr nur ein Betriebsrisiko, sondern wirken sich direkt auf die Machbarkeit von Projekten aus. Die ursprüngliche Logik „Förderung vor Technik“ wird zunehmend abgelöst durch die Frage, wie widerstandsfähig PV-Systeme gegenüber Klimaextremen gebaut sind.
In vielen Regionen führen thermisch bedingte Leistungsverluste, Schnee-verursachte Verformungen und durch Blitzeinschläge ausgelöste Systemausfälle zu Verzögerungen beim Netzanschluss, zum Verlust von Förderansprüchen oder sogar zu Wertminderung der Anlage. Die Fähigkeit eines PV-Systems, diesen Belastungen standzuhalten, ist inzwischen ein direkter Indikator für die Rentabilitätsstabilität eines Projekts.
Gleichzeitig verschärfen sich die regulatorischen Anforderungen: So verlangt Frankreich seit 2024 im Rahmen des RT2020-Standards für energieeffizientes Bauen, dass PV-Systeme bestimmte Anforderungen an Wind- und Schneelasten erfüllen – andernfalls drohen Ablehnung bei der Baugenehmigung oder der Ausschluss von Versicherungsdeckung.
Die statische Anpassungsfähigkeit rückt damit ins Zentrum der Investitionsbewertung. Um diese Fähigkeit fundiert beurteilen zu können, müssen Unternehmen zunächst analysieren, wie Extremwetter ihre PV-Systeme strukturell herausfordert.
2. Fünf strukturelle Belastungsfaktoren für gewerbliche PV-Systeme unter Extremwetterbedingungen
Hitze: Mehr als nur Leistungsverlust – strukturelle Spannungen im Fokus
Extreme Hitze bringt nicht nur Leistungsabfall durch Temperaturkoeffizienten mit sich – bei Modultemperaturen über 65 °C können Leistungsverluste bis zu 10–15 % pro Jahr betragen –, sondern auch strukturelle Materialspannungen. Die Ausdehnung durch Hitze und anschließendes Schrumpfen bei Abkühlung belastet Rahmenecken, Steckverbinder und Kabelanschlüsse. Bei schlechter Belüftung oder reflektierenden Dächern (z. B. Blech oder helle Folien) verstärken sich diese Effekte deutlich.
In der Planung sollten Unternehmen gezielt Dächer mit hoher Wärmelast analysieren, Module mit niedrigem Temperaturkoeffizienten wählen und thermische Ausgleichskonzepte wie belüftete Rückseiten berücksichtigen.
Schneelast: Belastung betrifft nicht nur das Dach
In schneereichen Regionen wie Skandinavien, den Alpen oder Süddeutschland ist nicht nur die Tragfähigkeit der Unterkonstruktion entscheidend. Hohe Schneelasten führen auch zu Glasverformung, Rahmenbruch und Delamination – insbesondere bei großen Dachspannweiten oder ungleichmäßiger Schneeverteilung. Die gängigen 5400 Pa Belastungsnorm decken keine zyklischen oder konzentrierten Lasten ab.
Für Dächer mit Nordausrichtung, Hindernissen oder hoher Schneeverweildauer sind Schneelastkarten in der Planung unerlässlich. Zudem empfiehlt sich verstärkte Modulunterstützung an Randbereichen oder der Einsatz von Doppelglasmodulen mit geprüfter Schneelastfestigkeit.
Sturm: Winddruck wirkt ungleichmäßig – Zonen 3 besonders gefährdet
In Küstenregionen Norddeutschlands, Südfrankreichs oder östlichen Mittelmeergebieten entsteht durch Windböen ein unregelmäßiges Druckfeld. Besonders gefährdet sind Randzonen (Zone 3), wo der Winddruck bis zum Dreifachen des Dachzentrums ansteigen kann. Dies führt zu Abrissen von Modulen, Schienenbrüchen oder Versätzen bei der Montage.
Für kritische Bereiche wie Blechdächer oder sanierte Altflächen sind Zonenlastmodelle unverzichtbar. Es sollten C-Profil- oder Doppelträgergestelle mit chemischer Verankerung eingesetzt werden, ergänzt durch aerodynamische Anordnungen, um Scherkräfte zu minimieren.
Verschmutzung und Smog: Leistungsverlust und Hotspots durch Belagbildung
Industrie- und Stadtdächer leiden unter Staub- und Schmutzansammlungen. Diese senken die Lichtdurchlässigkeit und fördern Hotspot-Bildung. Lokale Erwärmung verursacht Mikrorisse und langfristige Schäden am Modulverbund. Zusätzlich steigen Wartungskosten und Reinigungszyklen (OPEX).
Bei Anlagen in Industriestandorten Mitteleuropas sind Module mit schmutzabweisender Beschichtung zu bevorzugen. Ergänzt werden sollte dies durch regelmäßige Reinigungsintervalle und eine durchdachte Verschaltung zur Reduktion von Spannungsunterschieden innerhalb der Strings.
Blitze und Feuchtigkeit: PID und Undichtigkeiten als kritische Faktoren
In feuchten Klimazonen mit häufiger Gewittertätigkeit sind Leckströme, Spannungsungleichgewichte und Geräteausfälle häufig. Besonders nachts kann die hohe Luftfeuchtigkeit den PID-Effekt (Potential Induced Degradation) verschärfen. Schwachstellen wie Anschlussdosen, Kabeldurchführungen und Glaskanten sind besonders betroffen.
Für solche Regionen sind Module mit IP68-Schutzklasse und PID-Resistenz sowie Systeme mit normgerechter Erdung gemäß IEC 60364 notwendig. Blitzschutzkomponenten (SPD) sollten als Standard gelten, um Schäden an Wechselrichtern und Brandgefahr effektiv zu verhindern.
3. Fünf entscheidende Anpassungsfähigkeiten von PV-Modulen bei extremen Wetterbedingungen
Die Stabilität von Photovoltaikanlagen unter extremen Klimabedingungen hängt nicht nur von der Gesamtleistung ab, sondern vor allem davon, ob die Module über strukturelle Widerstandsfähigkeit verfügen. Nur wer Winddruck, Hitzeausdehnung, Gewitter, Schneelast und Verschmutzung über mehrere Wetterzyklen hinweg standhält, kann physisch stabil bleiben und gleichmäßige Energieerträge liefern.
Für Unternehmen ist es angesichts des aktuellen Klimatrends essenziell, bei der Modulauswahl auf konkrete technische Kennzahlen zu achten.
Hitzeresistenz – Ist der Temperaturkoeffizient niedrig genug?
Der Temperaturkoeffizient gibt an, wie stark die Leistung eines Moduls pro °C Temperaturanstieg sinkt. In heißen Regionen wie Südeuropa oder Teilen Mitteleuropas ist dieser Wert ausschlaggebend für die Ertragsabweichung im Sommer. Der Durchschnittswert für PERC-Module liegt bei –0,35 %/°C, für TOPCon bei –0,32 %/°C, während HJT und IBC deutlich bessere Werte von –0,29 %/°C bzw. –0,243 %/°C erreichen.
Bei einer Modultemperatur von 65 °C kann jedes Zehntelprozent weniger im Temperaturkoeffizienten den Jahresverlust um ca. 0,25–0,4 % reduzieren. In Anlagen ohne hintere Belüftung, mit hellen Dachfarben oder urbanem Wärmeinseleffekt können Abweichungen noch stärker ausfallen. Für Hochtemperatur-Standorte sollte der Temperaturkoeffizient ≤ –0,30 %/°C betragen, um die Stabilität der Einspeisung zu gewährleisten.
Tragfähigkeit – Mechanische Stabilität bei Schnee- und Windlast
Module müssen gleichzeitig Schnee- und Windlasten standhalten. Eine Schneelast von 5400 Pa gilt als hoher Sicherheitsstandard, bei Windlasten empfiehlt sich ≥2400 Pa – entsprechend EN 1991-1-3 und IEC 61215.
Diese Werte müssen jedoch auf die realen Druckzonen des Daches abgestimmt werden: In Zone 3 (Rand- und Eckbereiche) können Windlasten zwei- bis dreimal höher sein als im Zentrum. Ohne zonenspezifische Befestigung besteht erhöhte Gefahr von Modullockerung oder Schienenbruch. Auf Schrägdächern, älteren Stahlstrukturen oder in schneereichen Regionen ist die strukturelle Belastung besonders kritisch.
Bei der Bewertung der Modulstatik sollte daher das Zusammenspiel von „5400 Pa + Windlastsimulation + Montagematerial“ als geschlossenes Sicherheitsmodell betrachtet werden.
Elektrischer Schutz – Geschlossener Systemkreislauf bei Feuchtigkeit und Blitzen
PID (Potential Induced Degradation) tritt häufig bei hoher Feuchtigkeit und nächtlicher negativer Spannung auf und führt zu starker Leistungsdegradation. In blitzintensiven oder unzureichend geerdeten Gebieten können Module innerhalb von 2–3 Jahren starke Ausfälle wie Leistungsverlust, Leckströme oder Stringfehlanpassung zeigen.
Qualitätsmodule sollten nach IEC TS 62804 getestet sein und eine Schutzklasse von mindestens IP68 aufweisen – insbesondere in Küstenregionen, Gewittergebieten oder feuchten Industrieumfeldern. Billigmodule versprechen oft PID-Resistenz, versagen aber unter langfristiger Belastung.
In solchen Projekten ist es entscheidend, PID-Resistenz und IP-Schutz als Teil des Gesamtschutzsystems mit Erdung und Überspannungsschutz (SPD) zu bewerten – auch im Hinblick auf Versicherungskriterien.
Schwachlichtleistung – Zuverlässige Erträge bei Schatten und Smog
In Gebieten mit starker Luftverschmutzung, hoher Schattenbelastung oder ungünstigem Einstrahlungswinkel bestimmt die Schwachlichtleistung die effektiv nutzbaren Sonnenstunden. Diese hängt maßgeblich von Zellstruktur und metallischen Abschattungen ab.
IBC-Module bieten durch den Verzicht auf Frontkontakte ein breiteres Absorptionsspektrum und bessere Leistung bei hohem Einfallswinkel – ideal bei Morgen-/Abendsonne oder wechselnden Schatten. Auch HJT-Module zeigen unter diffusen Bedingungen eine bessere Performance als TOPCon oder PERC.
In Industrie- oder verkehrsnahen Gebieten sollten IBC oder HJT mit zertifizierter Schwachlichtleistung bevorzugt werden. Eine optimierte Modulverschaltung reduziert Hotspot-Bildung und Leistungsschwankungen.
Verpackungsbeständigkeit – Strukturstabilität bei Alterung und Temperaturschwankung
Die Wahl des Verkapselungsmaterials entscheidet über die strukturelle Stabilität eines Moduls über 20–25 Jahre. In Szenarien mit häufigem Temperaturwechsel, starkem Wind oder unregelmäßigen Dachflächen wirkt sich die Ermüdungsfestigkeit von Rahmen, Dichtmittel und Kabelanschlüssen direkt auf die Konsistenz der Leistung aus.
POE bietet gegenüber EVA eine bessere Alterungsbeständigkeit, während Glas-Glas-Module den Wasserdampf- und UV-Einfluss stark reduzieren. Rahmenstärke, Dichtungssystem und Verarbeitungsqualität sind entscheidend für die Langzeitstabilität.
Hochwertige Anbieter sichern dies mit 25 Jahren linearer Leistungsgarantie und Testnachweisen wie UV-, Feuchte-, Salznebel- und Zugprüfungen – um zukünftige Wartungskosten zu vermeiden.
4. Modulauswahl nach Anwendungsszenarien: Von Hitze bis Schneelast
Die Zuverlässigkeit eines PV-Systems hängt nicht nur von der Modultechnologie ab, sondern entscheidend davon, wie gut diese auf das jeweilige Einsatzszenario abgestimmt ist. Regionale Klimabedingungen, Dachstrukturen und Projektanforderungen bestimmen, welche Modullösung geeignet ist.
Regionen mit starker Hitze und Strahlung: Niedriger Temperaturkoeffizient für stabile Sommerleistung
In Mittelmeerregionen wie Süditalien, Spanien oder Griechenland herrschen im Sommer lange Hitzeperioden mit Dachtemperaturen von über 40 °C, die Modultemperaturen oft auf über 65 °C steigen lassen. In solchen Fällen arbeitet das System dauerhaft außerhalb des Idealbereichs, was bei Modulen mit hohem Temperaturkoeffizienten zu deutlichen Ertragsverlusten führt.
Hier sind HJT-Module mit einem Temperaturkoeffizienten von –0,24 %/°C ideal. Sie reduzieren Leistungsverluste bei hohen Temperaturen effektiv und sichern langfristig stabile Energieerträge. Damit eignen sie sich besonders für Projekte, bei denen gleichmäßiger Output und Betriebssicherheit im Vordergrund stehen.
Schneereiche Regionen: Mechanisch verstärkte Module für konzentrierte Schneelasten
In Nord- und Mitteleuropa, insbesondere in alpinen Regionen oder Süddeutschland, treten im Winter ungleichmäßige Schneelasten auf, die lokal zu starker Belastung führen können – mit Risiken wie eingedrücktem Glas oder Rahmenbrüchen. Auf großen Dachspannweiten und bei stark schwankenden Tag-/Nacht-Temperaturen wird die Materialermüdung zusätzlich verschärft.
Für solche Bedingungen empfehlen sich mechanisch robuste TOPCon-Module. Sie bieten hohe strukturelle Stabilität, weisen nur 1,5 % Leistungsdegradation im ersten Jahr auf und behalten nach 25 Jahren noch 88,9 % ihrer Ursprungskapazität – ideal für Schneelastzonen mit hohen Anforderungen an Langzeitstabilität.
Leichtbau- und Designprojekte: Ästhetik trifft statische Effizienz mit All-Black-Modulen
Bei Bürogebäuden, Firmenzentralen oder städtebaulich sensiblen Anlagen müssen PV-Systeme oft architektonisch integriert und statisch leicht sein. Besonders bei Stahlleichtdächern, Sandwichpaneelen oder BIPV-Strukturen sind Gewicht, Design und elektrische Leistung entscheidend.
In solchen Szenarien überzeugen IBC-All-Black-Module: Dank frontseitig kontaktfreier Zelle steigt die aktive Lichtfläche um ca. 2,5 %, bei einem Gewicht von nur ca. 20,8 kg – deutlich leichter als herkömmliche Glas-Glas-Module. Mit einem Wirkungsgrad von bis zu 22,5 % verbinden sie elegantes Design mit hoher Leistung, ideal für Projekte mit Fokus auf Optik und Gebäudestatik.
Agrar- und Lichtdurchlässige Anwendungen: Flexibilität und Maßanpassung entscheidend
In halbtransparenten Systemen wie Gewächshäusern, Agri-PV, Carports oder offenen Dachkonstruktionen ist ein ausgewogenes Verhältnis zwischen Lichtdurchlässigkeit und Stromertrag gefordert. Gleichzeitig muss das System flexibel genug sein, um sich an weite Spannweiten und unregelmäßige Strukturen anzupassen.
Hier sind großformatige TOPCon-Module besonders vorteilhaft: Mit bis zu 595 W Leistung und 23,04 % Wirkungsgrad ermöglichen sie hohe Erträge auch bei begrenzter Fläche. Ihre Glas-Glas-Struktur bietet hohe Dichtigkeit und mechanische Festigkeit – besonders relevant in feucht-heißen, landwirtschaftlich genutzten Umgebungen mit anspruchsvoller Betriebslast.
Industrie- und Küstenstandorte: Glas-Glas-Module für Dichtung und Korrosionsschutz
In Industriegebieten, Chemieanlagen oder küstennahen Regionen sind PV-Systeme dauerhaft Umwelteinflüssen wie UV-Strahlung, Sandabrasion und korrosiven Gasen ausgesetzt. Herkömmliche Modulkonstruktionen stoßen an Grenzen, insbesondere an Schnittstellen wie Rahmen oder Anschlussdosen, wo Feuchtigkeit eindringen und Hotspots entstehen können.
Für diese Szenarien sind TOPCon-Module mit Glas-Glas-Aufbau optimal: Sie bieten exzellente Dichtheit, hohe Witterungsbeständigkeit und widerstehen Salz, Ammoniak und anderen aggressiven Medien. Die Alterung des Verkapselungsmaterials wird deutlich verlangsamt, die Leistungsdegradation reduziert. Im Vergleich zu herkömmlichen Modulen gewährleisten sie langfristige strukturelle Stabilität in feuchten und korrosiven Umgebungen.
5. Systemischer Katastrophenschutz für PV-Anlagen: Von der Unterkonstruktion bis zur Wartung
Angesichts zunehmender Extremwetterereignisse ist ein umfassender systemischer Schutzmechanismus entscheidend für den stabilen Betrieb von gewerblichen PV-Anlagen. Ein mehrstufiges Schutzkonzept – bestehend aus Statik, Schutzsystemen, Überwachung und Instandhaltung – senkt das Risiko wetterbedingter Schäden deutlich und sichert langfristige Erträge.
Starkwindregionen: Verankerungssysteme gegen Windlast-Risiken
In Regionen mit häufigen Stürmen oder starker Böigkeit – etwa auf Sizilien, an der französischen Mittelmeerküste oder in Norddeutschland – stellt Windlast die größte Gefährdung für PV-Systeme dar. Messungen zeigen, dass bei Böen über 35 m/s das Risiko struktureller Schäden bis zu viermal höher ist, insbesondere an Dachkanten und Ecken.
Zur Risikominimierung sollten Tragwerke aus Aluminium-Zink-Magnesium oder Edelstahl in Kombination mit chemischen Ankern oder Einbettungslösungen eingesetzt werden. Windkanaltests zur Optimierung der Modulverteilung sind empfehlenswert. Studien belegen, dass verstärkte Konstruktionen und eine höhere Befestigungsdichte die Ausfallrate durch Windlast auf unter 0,1 % senken können.
Gewitterreiche Regionen: Erdung und Potenzialausgleich als Mindestschutz
Laut EUMETSAT treten in Südfrankreich und Italien jährlich mehr als 30 Gewittertage auf. Unzureichend geerdete Systeme sind anfällig für Blitzschäden an Wechselrichtern und Modulen – mit teils millionenschweren Folgekosten.
Ein wirksames Schutzkonzept sieht die durchgängige Erdung aller Komponenten über Kupferschienen vor – inklusive Modulen, Montageschienen und Gehäusen der Wechselrichter. Der zentrale Potenzialausgleich ist über einen Hauptanschluss mit dem Gebäudeblitzschutznetzwerk (nach DIN EN 62305) zu verbinden. Für Schutzklasse II darf der Erdungswiderstand 10 Ω nicht überschreiten. Bei fachgerechter Ausführung ist die Blitzstromfestigkeit des Systems auf über 20 kA steigerbar.
Häufige Extremwetterlagen: Intelligente Überwachung minimiert Reaktionszeiten
Starke Windböen, Hagel, Hitze oder Schnee beeinflussen den Anlagenbetrieb stark – insbesondere Kabeltemperatur, Modulanschlüsse oder Wechselrichterverhalten müssen lückenlos überwacht werden. Ohne automatisierte Systeme dauert die Fehlererkennung durchschnittlich 72 Stunden – oft zu spät für kostengünstige Eingriffe.
Intelligente Monitoringlösungen mit Sensorik für Einstrahlung, Temperatur, Feuchte und Windgeschwindigkeit erlauben eine Fehlerlokalisierung binnen fünf Minuten. Die Anbindung an Wetter-APIs ermöglicht automatische Schutzmaßnahmen – etwa das trennen vom Netz bei Sturm oder gezielte Wartung nach Starkregen. Dadurch kann die durchschnittliche Reaktionszeit auf unter sechs Stunden sinken, der jährliche Ertragsverlust um über 3 % reduziert werden.
Höhenunterschiede und Randbereiche: Installationsdetails entscheiden über Stabilität
Viele strukturelle Schäden durch Wind, Wasser oder thermische Dehnung resultieren aus fehlerhafter Erstinstallation – besonders an Dachrändern, Traufen oder bei unregelmäßigen Höhenverhältnissen. Ungenügende Montagewinkel, zu geringe Modulabstände oder unsachgemäße Kabelverlegung können zu Winduntergreifen, Wassereintritt oder Kurzschluss führen.
Empfohlen wird der Einsatz von rahmenverstärkten Modulen an exponierten Stellen, zusätzlich befestigt mit mehr Klemmpunkten oder gegenläufiger Modulanordnung. Bei Neigungen ab 15° oder Höhenunterschieden über 1 m sind gestufte Montagesegmente mit Pufferzonen sinnvoll, um Wassereinleitung in Modulbereiche zu vermeiden. Fachgerechte Installation kann das Risiko struktureller Ausfälle um über 70 % senken.
Hochverschmutzte und feuchte Regionen: Reinigung und Wartung entscheidend für Lebensdauer
In Regionen mit hoher Luftfeuchtigkeit oder Industrieemissionen – etwa im Po-Delta oder an der belgischen Küste – leiden Modulverkapselungen und Anschlussdosen stark unter vorzeitiger Alterung. Ohne regelmäßige Reinigung treten Hotspots, PID-Effekte oder sogar Durchschläge auf.
Ein betriebsspezifischer Wartungsplan ist daher unerlässlich: In feuchten oder staubbelasteten Phasen sollte alle drei Monate gereinigt, alle sechs Monate elektrische Prüfungen durchgeführt werden. Schwerpunkte sind Anschlussdosen, Rahmenkorrosion und Modulverschmutzung. Daten zeigen, dass jährliche Reinigungen bei mittlerer Verschmutzung den Ertrag um 3–5 % verbessern können. In stark belasteten Umgebungen lässt sich die Lebensdauer des Gesamtsystems so um 5–8 Jahre verlängern.
Fazit: Im Zeitalter extremer Wetterlagen wird die Zuverlässigkeit von PV-Systemen zum entscheidenden Vermögenswert
Angesichts des großflächigen Ausbaus gewerblicher PV-Anlagen in Europa ist die Modul-Effizienz längst nicht mehr das alleinige Entscheidungskriterium.
Klimatische Unwägbarkeiten, langfristige Betriebspflichten und statische Sicherheitsanforderungen rücken zunehmend in den Fokus der Unternehmensbewertung. Die Stabilität, Widerstandsfähigkeit und Szenarienkompatibilität eines PV-Systems entscheiden darüber, ob über 20 Jahre hinweg verlässliche Erträge generiert werden können.
Technische Kennwerte allein erzählen nur die halbe Geschichte: Ob HJT mit hoher Temperaturbeständigkeit, TOPCon für starke Schneelasten oder IBC für leichte Dachstrukturen – kleinste Fehlanpassungen zwischen Technik und Einsatzszenario führen oft zu signifikanten Ertragsunterschieden.
Zahlreiche Systemschäden entstehen nicht in der Planungsphase, sondern erst im Betrieb – durch unterschätzte strukturelle Spannungen, Montagefehler oder fehlende Wartungsprozesse.
Unternehmen, die ein langfristig stabiles PV-System anstreben, sollten daher bei der Systementscheidung nicht ausschließlich auf Anschaffungskosten schauen. Vielmehr gilt es, die strukturelle Kompatibilität, Umweltresilienz und Wartungsfähigkeit über den gesamten Lebenszyklus von 20 Jahren hinweg in die Bewertung einzubeziehen.
Ein wirklich verlässliches System ist nicht jenes mit den niedrigsten Anfangskosten – sondern jenes, das auch unter Extrembedingungen dauerhaft stabile Energieerträge liefert.
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Referenzen:
European Environment Agency. (2024). Climate change impacts and adaptation in Europe – 2024 review. European Environment Agency. https://www.eea.europa.eu/publications/climate-impacts-adaptation-2024
Fraunhofer ISE. (2023). Photovoltaics Report – Update 12/2023. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
International Electrotechnical Commission. (2022). IEC TS 62804-1: Photovoltaic Modules – Potential-Induced Degradation Testing – Part 1: Crystalline Silicon. IEC Standards. https://webstore.iec.ch/publication/67274
PV Evolution Labs. (2024). 2024 PV Module Reliability Scorecard. PVEL LLC. https://www.pvel.com/pv-scorecard/
Bundesnetzagentur. (2024). PV-Zubau und Einspeisevergütung – Auswertung des Marktstammdatenregisters, Stand Q4 2024. Federal Network Agency of Germany. https://www.marktstammdatenregister.de
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