Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland

Das gesetzlich festgelegte Ziel für den jährlichen PV-Zubau [EEG2017] von 2,5 GW wurde im Jahr 2020 übertroffen, die Ziele der Energiewende bleiben in weiter Ferne.

Um unseren gesamten Energiebedarf weitestgehend aus Erneuerbaren Energien (EE) zu decken, ist ein massiver Ausbau der installierten PV-Leistung notwendig, neben einer Reihe weiterer Maßnahmen. Neuere modellbasierte Szenarien rechnen für eine Minderung des energiebedingten Treibhausgas-Ausstoßes um mindestens 90% bezogen auf das Jahr 1990 mit einem Ausbaukorridor der PV von 130-650 GW_p Nennleistung, ([Prog], [BCG], [ESYS], [ISE11], [UBA8], [IRENA], [ISE12]). Die Szenarien treffen unterschiedliche Annahmen zu Randbedingungen, bspw. für Energieträgerimporte, Effizienzsteigerungen und Akzeptanzfragen. Auf Basis der mit dem Energiesystemmodell REMod gerechneten Szenarien [ISE12] erscheint eine Größenordnung von 400-500 GW_p installierte PV-Leistung als plausibel.

Nehmen wir uns für einen PV-Ausbau auf 500 GW_p Zeit bis 2050, so müssen jährlich im Mittel 15 GW_p PV neu gebaut werden. Zunehmend müssen auch Altanlagen ersetzt werden. Diese Ersatzinstallationen fallen derzeit noch wenig ins Gewicht, sie steigen jedoch im voll ausgebauten Zustand bei einer angenommenen Nutzungsdauer von gut 30 Jahren auf die gleiche Größenordnung von 15 GW_p pro Jahr. 

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz [EEG2021] definiert als Ziel, bis spätestens 2050 den im Bundesgebiet erzeugten oder verbrauchten Strom treibhausgasneutral herzustellen. Als Zwischenziel 2030 wird ein Anteil Erneuerbarer Energien (EE) von 65 Prozent des Brutto-Stromverbrauchs festgelegt. Dazu ist ein mittlerer jährlicher PV-Zubau von mindestens 5-10 GW_p notwendig, abhängig von der Entwicklung des Strombedarfs und des Ausbaus der Windkraft ([AGORA1], [BEE]). Das [EEG2021] hingegen setzt das Ausbauziel der PV auf 100 GW_p fest, entsprechend einem mittleren Zubau von knapp 5 GW_p pro Jahr.

In den Jahren 2013-2018 wurden im Mittel nur 1,9 GW_p/a installiert [BMWi1], 2020 waren es nach ersten Hochrechnungen der Solar Power Europe 4,8 GW_p.

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Ja.

Im Jahr 2020 deckte die PV nach ersten Hochrechnungen mit einer Stromerzeugung von 50 TWh [BDEW3] 9,3% des Brutto-Stromverbrauchs in Deutschland, alle Erneuerbaren Energien (EE) kamen zusammen auf 46% (Abbildung 1). Der Brutto-Stromverbrauch schließt Netz-, Speicher- und Eigenverbrauchsverluste ein (Abschnitt 24.8). An sonnigen Tagen kann PV-Strom zeitweise über zwei Drittel unseres momentanen Stromverbrauchs decken. Ende 2020 waren in Deutschland PV-Module mit einer Nennleistung von 53 GW installiert [ISE4], verteilt auf 2 Mio. Anlagen (BSW, Pressemeldung vom 3.12.2020).

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Das kommt auf den Bezugspunkt an.

Der Kostenvergleich mit fossiler und nuklearer Stromerzeugung wird dadurch erschwert, dass externe Kosten durch Umwelt-, Klima- und Gesundheitsschäden bzw. Risiken als Folge von Schadstoffemissionen weitgehend außen vor bleiben ([UBA3], [FÖS1], [FÖS2]).

Die Grenzkosten für Atomstrom liegen in der Größenordnung von 1 ct/kWh, für Kohlestrom 3-7 ct/kWh, für Gasstrom 6-9 ct/kWh, dazu kommen die Fixkosten der Kraftwerke (z.B. Investition, Kapital). Die Grenzkosten decken im Wesentlichen die Bereitstellung des Brennstoffes, nicht jedoch die Neutralisierung der strahlenden Abfälle bzw. umweltbelastenden Emmissionen (CO₂, NO_x, SO_x, Hg). Zwar wurde im Jahr 2005 ein EU-weiter Emissionshandel (European Union Emissions Trading System, EU ETS) für den Energiesektor eingeführt, um den CO₂-Ausstoß zu verteuern und die Kosten ansatzweise zu internalisieren. Wegen eines Überangebots an Zertifikaten war der Preis jedoch bis Ende 2017 zusammengebrochen. Europaweit deckt der Zertifikatehandel zudem nur 45% der Treibhausgasemmissionen ab, weil wichtige Sektoren ausgenommen sind [UBA5]. Die direkten und indirekten Folgekosten des globalen Klimawandels, die auch auf Deutschland zukommen, sind heute nicht abschätzbar.

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Eine Subvention ist definiert als eine Leistung aus öffentlichen Mitteln. Bis einschließlich 2020 kamen die Förderung zur PV-Stromerzeugung nicht aus öffentlichen Mitteln, sondern aus einer selektiven Verbrauchsumlage, die zum Teil auch für selbst hergestellten und verbrauchten PV-Strom erhoben wird. Energieverbraucher zahlen eine Zwangsabgabe für die - notwendige und beschlossene - Transformation unseres Energiesystems. Diese Sichtweise wurde auch von der EU-Kommission bestätigt. Die Höhe der Umlage entspricht auch nicht der gesamten Vergütung, sondern den Differenzkosten. Auf der Kostenseite betragen die kumulierten Differenzkosten der Einspeisevergütung für PV-Strom bis einschließlich 2020 nach Angaben ca. 100 Mrd. € [BMWi5]. Im Jahr 2021 gibt es erstmalig einen Beitrag aus dem EKF (Abschnitt 4.6).

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Nein, der gewachsene Exportüberschuss kommt v.a. aus Kohlekraftwerken.

Abbildung 16 zeigt den seit 2011 zunehmenden Stromexport im Saldo [ISE4]. Die Monatswerte der Energy Charts (www.energy-charts.de) zeigen, dass der Exportüberschuss ausgerechnet im Winter auffällig hoch liegt, also in Monaten mit einer besonders niedrigen PV-Stromproduktion. Der mittlere, bei der Stromausfuhr erzielte Preis pro kWh unterscheidet sich geringfügig vom mittleren Einfuhrpreis.

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Ja.

Grundsätzlich können kleine PV-Anlagen Erträge sowohl über die EEG-Vergütung für Einspeisung in das Stromnetz als auch über die Verringerung des Strombezugs dank Eigenverbrauch bringen. Aufgrund der stark gesunkenen Preise für PV-Module sind attraktive Renditen möglich. Das Solar Cluster Baden-Württemberg hat für kleine Anlagen ohne Batteriespeicher und mit Eigenverbrauchsanteil um 25% Renditen bis 5% abgeschätzt [SCBW].

Eigenverbrauch lohnt umso mehr, je größer die Differenz zwischen den Bezugskosten für Strom und den Stromgestehungskosten der PV-Anlage ausfällt. Bei Systemen ohne Speicher hängt das Eigenverbrauchspotenzial von der Koinzidenz zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsprofil ab. Haushalte erreichen abhängig von der Anlagengrößen 20-40% bezogen auf den erzeugten Strom [Quasch]. Größere Anlagen erhöhen den Deckungsgrad des gesamten Strombedarfs mit PV-Strom, verringern jedoch den Eigenverbrauchsanteil. Gewerbliche oder industrielle Verbraucher erreichen besonders dann hohe Eigenverbrauchswerte, wenn ihr Verbrauchsprofil am Wochenende nicht wesentlich einbricht (bspw. Kühlhäuser, Hotels und Gaststätten, Krankenhäuser, Serverzentren, Einzelhandel). Energiespeicher- und Transformationstechnologien bieten erhebliche Potenziale zur Steigerung des Eigenverbrauchs (vgl. Abschnitt 18.3).

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Nein, aber Deutschland hat in den letzten Jahren viele Arbeitsplätze in der PV-Branche verloren.

Die PV-Branche beschäftigte im Jahr 2018 ca. 24000 Menschen in Deutschland [BSW2]. Zum Vergleich: 2015 arbeiteten noch knapp 21000 Menschen im Braunkohlebergbau und in den Braunkohlekraftwerken [ÖKO1]. Zur deutschen PV-Branche zählen Betriebe aus den Bereichen

1. Materialherstellung: Solarsilicium, Metallpasten, Verbinderdrähte, Kunststofffolien, Solarglas, Glasbeschichtung
2. Herstellung von Zwischen- und Endprodukten: Module, Kabel, Wechselrichter, Montagegestelle, Nachführsysteme
3. Maschinenbau für die Zell- und Modulproduktion
4. Installation (v. a. Handwerk)
5. Kraftwerksbetrieb und -wartung

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Die in Deutschland betriebene PV-Leistung befindet sich überwiegend im Eigentum von Privatpersonen, Landwirten und Gewerbebetrieben (Abbildung 17). Keine andere Technologie zur Stromerzeugung ermöglicht ein so hohes Maß an Dezentralität und Partizipation. Die traditionellen Stromversorger, insbesondere die „Großen Vier“ (E.ON, RWE, EnBW und Vattenfall), haben sehr lange mit Investitionen in PV gezögert. Woher kam diese Abneigung?

1. Bis vor wenigen Jahren lagen die Stromgestehungskosten für Solarstrom viel höher als für Strom aus anderen regenerativen oder fossilen Quellen, CO₂-Emmissionskosten spielten keine Rolle.
2. Der Stromverbrauch in Deutschland ist seit dem Jahr 2007 tendenziell rückläufig bis stabil. Der Zubau von PV-Erzeugungskapazitäten verringert deshalb die Auslastung des bestehenden Kraftwerkparks oder erfordert steigenden Stromexport.
3. Weil PV v.a. zu Spitzenlastzeiten Strom produziert, werden insbesondere konventionelle Spitzenlast-Kraftwerke seltener und in geringerem Umfang benötigt, ihre Auslastung und Rentabilität sinkt besonders stark. Paradoxerweise werden aber gerade flexible Kraftwerke mit schnell steuerbarerer Leistung im Zug der Energiewende immer mehr benötigt.
4. Wenn PV-Kraftwerke Strom liefern, liefern sie tagsüber, zu Zeiten höchster Nachfrage. Das senkt den Strompreis an der Börse, der sich nach den Börsenregeln auf alle momentan produzierenden Kraftwerke überträgt (Abschnitt 4.3). Früher konnten die großen Kraftwerksbetreiber deshalb auch Grundlaststrom zur Mittagszeit sehr lukrativ verkaufen. Seit 2011 führte aber die PV zu Preissenkungen an der Börse und damit zu massiven Gewinneinbrüchen bei den Großen Vier.
5. Weil die PV-Stromproduktion fluktuiert, bereitet die Trägheit von nuklearen und älteren kohlebetriebenen Kraftwerken – bisherige Renditeträger - mit zunehmendem PV-Ausbau Schwierigkeiten. Besonders eklatante Folge sind gelegentliche negative Strompreise an der Börse: Kohle wird verbrannt, und der Erzeuger muss gleichzeitig für die Stromabnahme bezahlen. Dort, wo Regelung zwar technisch möglich, aber in der notwendigen Frequenz nicht vorgesehen ist, führt sie zu erhöhtem Anlagenverschleiß.
6. Der Übergang von zentralen Kohle- und Kernkraft-Großanlagen auf Schwarmerzeugung durch PV erfordert radikal neue Geschäftsmodelle. Im Segment der Windkraft, insbesondere Offshore, ist dies weniger der Fall.

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Ein Blick in die historischen Zahlen (Abbildung 20) zeigt, dass erneuerbare Energien und Energieeffizienz in den Fokus der Energieforschung rücken. Im Jahr 2019 hat die Bundesregierung 1,15 Milliarden Euro in die Energieforschung investiert. Davon entfielen knapp 100 Mio. Euro in die Förderung der Photovoltaikforschung (Abbildung 21).

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Die meisten Solarstromanlagen in Deutschland sind an das dezentrale Niederspannungsnetz angeschlossen (Abbildung 21) und erzeugen Solarstrom verbrauchsnah.

Solarstrom wird somit überwiegend dezentral eingespeist und stellt kaum Anforderungen an einen Ausbau des innerdeutschen Übertragungsnetzes. Eine hohe PV-Anlagendichte in einem Niederspannungs-Netzabschnitt kann an sonnigen Tagen wegen des hohen Gleichzeitigkeitsfaktors dazu führen, dass die Stromproduktion den Stromverbrauch in diesem Abschnitt übersteigt. Transformatoren speisen dann Leistung zurück in das Mittelspannungsnetz. Bei sehr hohen Anlagendichten kann die Transformatorstation dabei an ihre Leistungsgrenze stoßen. Eine gleichmäßige Verteilung der PV-Installationen über die Netzabschnitte verringert den Ausbaubedarf.

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Nein.

Der Erntefaktor (Energy Returned on Energy Invested, ERoEI oder EROI) beschreibt das Verhältnis der von einem Kraftwerk bereitgestellten Energie und der für seine Errichtung aufgewendeten Energie. Die Energierücklaufzeit oder energetische Amortisationszeit (Energy Payback Time, EPBT) gibt die Zeitspanne an, die ein Kraftwerk betrieben werden muss, um die investierte Energiemenge bereitzustellen.

Erntefaktor und Energierücklaufzeit von PV-Anlagen variieren mit Technologie und Anlagenstandort. Eine Studie des Fraunhofer ISE zu PV-Kraftwerken mit aktueller PV-Technologie (monokristalline PERC-Module) hat Energierücklaufzeiten von ca. einem Jahr für europäische Produktions- und Betriebsstandorte ermittelt. Bei einer Lebensdauer von 25-30 Jahren folgen daraus Erntefaktoren größer 20.

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Ja, und zwar ohne nennenswerte Konflikte mit der Landwirtschaft.

Bei der Analyse von Potenzialen wird zwischen einem theoretischen, einem technischen und einem wirtschaftlich-praktischen bzw. umsetzbaren oder erschließbaren Potenzial unterschieden. Das theoretische Potenzial betrachtet die maximal mögliche Umsetzung einer Technologie auf Basis des gesamten Angebots (physikalische Überschlagsrechnung). Das technische Potenzial fällt geringer aus, weil es grundlegende technische Randbedingungen berücksichtigt (technische Überschlagsrechnung). Das wirtschaftlich-praktische Potenzial berücksichtigt alle relevanten Randbedingungen, insbesondere rechtliche (inkl. Naturschutz), ökonomische (inkl. Infrastruktur), soziologische (inkl. Akzeptanz), dazu bspw. konkurrierende Nutzung (bspw. Solarthermie und PV auf Dächern). Verschiedene Quellen ziehen etwas unterschiedliche Grenzen zwischen den Kategorien.

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...  F&E zur Integrierten PV

Ja.

Die freie Skalierbarkeit von PV-Kraftwerken ermöglicht den dezentralen Ausbau, bis hinab zu sogenannten „Balkon-Modulen“ („Plug-in-PV“) mit wenigen Hundert Watt Nennleistung. Die hohe Zahl von über 1,7 Mio. PV-Anlagen in Deutschland, davon ca. 60% Kleinanlagen mit Leistungen unterhalb 10 kW, zeigt, dass von diesen technischen Möglichkeiten ausgiebig Gebrauch gemacht wird.

Solaranlagen zählen nach einer repräsentativen Umfrage von Lichtblick zu den beliebtesten Kraftwerken. Abbildung 33 zeigt die Verteilung der Antworten auf die Frage “Wenn Sie an den Neubau von Anlagen zur Energiegewinnung in Deutschland denken: Auf welchen Arten von Anlagen sollte hier der Schwerpunkt liegen?“.

Auch aus Anwohnersicht sind PV-Kraftwerke die mit Abstand beliebtesten Kraftwerke, wie eine Umfrage der Agentur für Erneuerbare Energien zeigt (Abbildung 34). Die Beliebtheit steigt, wenn solche Kraftwerke in der eigenen Nachbarschaft praktisch erfahrbar sind.

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Der nominelle Wirkungsgrad (s. Abschnitt 24.2) von kommerziellen waferbasierten PV-Modulen (d.h. Module mit Solarzellen auf Basis von Siliciumscheiben) aus neuer Produktion stieg in den letzten Jahren um ca. 0,3%-Punkte pro Jahr auf Mittelwerte von ca. 17,5% [ISE10] und Spitzenwerte von 22%. Pro Quadratmeter Modul erbringen sie damit eine Nennleistung von 175 W, Spitzenmodule bis 220 W.

PV-Anlagen arbeiten nicht mit dem nominellen Modulwirkungsgrad, weil im Betrieb zusätzliche Verluste auftreten. Diese Effekte werden in der sog. Performance Ratio (PR) zusammengefasst. Eine heute installierte PV-Anlage erreicht über das Jahr PR-Werte von 80-90%, inkl. aller Verluste durch erhöhte Betriebstemperatur, variable Einstrahlungsbedingungen, Verschmutzung und Leitungswiderständen, Wandlungsverlusten des Wechselrichters und Ausfallzeiten. Der von den Modulen gelieferte Gleichstrom wird von Wechselrichtern für die Netzeinspeisung angepasst. Der Wirkungsgrad neuer PV-Wechselrichter liegt aktuell um 98%.

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Ja.

Während PV-Anlagen im Betrieb kein CO₂ freisetzen, muss eine gesamtheitliche Betrachtung auch die Herstellung der Anlage und ihre Entsorgung berücksichtigen. Betrachtet man den Lebenszyklus einer in Deutschland betriebenen Photovoltaik-Dachanlage, so liegen plausible Schätzungen zwischen ca. 50 (Abbildung 37, [EnAg]) und 67 g CO₂-Äq./kWh Solarstrom [UBA7]. Mit der Verbreitung neuer Technologien wie dem Diamantdrahtsägen sind die Treibhausgasemissionen bei der PV-Produktion in der jüngsten Vergangenheit deutlich gesunken.

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Nein, zumindest nicht in den nächsten Jahren.

Solange keine nennenswerten Strom-zu-Strom Speicherkapazitäten oder Speicherwasserkraftwerke im Netz zugänglich sind, reduzieren PV- und Windstrom zwar den Verbrauch an fossilen Brennstoffen, die Energieimporte und den CO₂-Ausstoß, sie ersetzen aber keine Leistungskapazitäten. Die Nagelprobe sind windstille, trübe Wintertage, an denen der Stromverbrauch Maximalwerte erreicht, ohne dass Sonne- oder Windstrom bereitstehen.

Auf der anderen Seite kollidieren PV- und Windstrom zunehmend mit trägen konventionellen Kraftwerken (Kernkraft, alte Braunkohle). Diese – fast ausschließlich grundlastfähigen - Kraftwerke müssen deshalb möglichst schnell durch flexible Kraftwerke ersetzt werden, bevorzugt in multifunktionaler, stromgeführter KWK-Technologie mit thermischem Speicher.

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Ja, in dem Maße, wie wir unser Energiesystem und die energiewirtschaftlichen Strukturen an die Anforderungen der Energiewende anpassen.

Ausgangspunkt: Energiebedarf und Energieangebot

In der Wandlung und im Endenergieverbrauch herrschen dramatische Effizienzdefizite (vgl. Abschnitt 18.3.3). Unser zukünftiger Energiebedarf ist keinesfalls mit dem heutigen Primärenergieverbrauch gleichzusetzen, weder nach Mengen, noch nach Energieträgern.Deutschland war bisher hochgradig abhängig von Energieimporten (Abbildung 43), verbunden mit dem Risiko volatiler Preise, politischer Einflussnahme durch Förder- und Transitländer und dem Risiko von Störungen der Rohstofflogistik, bspw. durch Niedrigwasser in den Flüssen. 

Die Kosten der Energieimporte zeigt Abbildung 44, sie liegen abzüglich der Importerlöse jährlich in der Größenordnung von 50-100 Mrd. Euro. Ein großer Teil des Geldes fließt an autokratische Regimes.

Die meiste Endenergie (39%) dient der Gewinnung mechanischer Energie („Kraft“) für den Verkehr und in stationären Motoren (Abbildung 45). Für Raumwärme und Warmwasser werden jährlich ca. 800 TWh Endenergie aufgewendet [BMWi1].

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Ja, wenn wir neue Abhängigkeit in der Energieversorgung vermeiden wollen.

Mit fortschreitender Energiewende wird Deutschland das „fossile“ Jahrhundert hinter sich lassen, ein Jahrhundert, in dem wir jährlich bis zu 90 Mrd. Euro für Öl- und Gasimporte ausgeben. Die Preise dieser Importe werden von Kartellen beeinflusst, die Erträge finanzieren zu einem großen Teil autoritäre Regimes und häufig fallen neben den monetären auch politische Kosten an.

Die Energiewende bietet eine historische Chance, aus dieser ökonomischen und politischen Abhängigkeit auszusteigen: die Sonne scheint auch in Deutschland, Rohstoffe für die PV-Produktion sind verfügbar und Technologien zur solaren Stromerzeugung wurden in Deutschland maßgeblich mitentwickelt. Der deutsche PV-Sektor mit seinen Materialherstellern, dem Maschinenbau, den Komponentenherstellern, den F&E-Einrichtungen und der Lehre nimmt trotz des gebremsten nationalen Ausbaus weltweit immer noch eine Spitzenposition ein. Ein auf Erneuerbare umgestelltes Energiesystem basiert u.a. auf ca. 400-500 GW installierte PV-Leistung. Für den Aufbau und zunehmend für die laufende Erneuerung dieses Anlagenparks sind jährliche Installationen von 12-15 GW erforderlich, entsprechend ca. 40 Mio. PV-Module zu Kosten von mehreren Mrd. Euro. Eine PV-Produktion in Deutschland bietet langfristige Versorgungssicherheit bei hohen Öko- und Qualitätsstandards.

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Ja, wobei die Energiewende als Ganzes in den Fokus rücken muss.

Die aktuellen Marktmechanismen würden ohne Flankierung durch ein EEG zu wenig Anreize für langfristige Investitionen in die Energiewende liefern.

Wesentlicher Grund ist die sektoriell lückenhafte, mit dem Börsengeschehen schwankende und in der Summe viel zu geringe Bepreisung von CO₂-Emissionen. Eine sozial kompensierte, nationale CO₂ Abgabe, wie sie bspw. in Schweden (seit 1991), in der Schweiz 2008 („Lenkungsabgabe“), in Frankreich (Steuer außerhalb des EU-ETS) und in Großbritannien („Carbon Price Floor“) eingeführt wurde, kann diese Schwachstellen überbrücken.

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Das hängt von Technologie und Materialwahl ab.

Waferbasierte Module

Waferbasierte Module benötigen keine Rohstoffe, für die eine beschränkte Verfügbarkeit absehbar wäre. Die Hauptanteile nach Gewicht sind Glas, Aluminium, Polymere und Silizium, dabei zählen Silizium und Aluminium zu den wichtigsten Bestandteilen der Erdkruste nach Gewicht. Am kritischsten ist der Silberverbrauch für die Produktion der Zellen zu sehen. Die PV-Industrie verbraucht weltweit ca. 1500 t Silber pro Jahr, das entspricht knapp 6% der Fördermenge in 2020. Das Silber auf der Solarzelle lässt sich technisch weitestgehend durch Kupfer substituieren, manche Hersteller nutzen bereits Kupfer..

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Waferbasierte Module

Waferbasierte Module benötigen keine Rohstoffe, für die eine Beschränkung absehbar wäre. Die aktive Zelle besteht i.W. aus Silicium, Aluminium und Silber. Silicium hat einen Masseanteil von 26% an der Erdhülle, ist also praktisch unbegrenzt verfügbar. Der Aluminium-Verbrauch fällt ebenfalls nicht ins Gewicht. Am kritischsten ist der Silberverbrauch zu sehen. Die PV-Industrie verbraucht weltweit ca. 1400 t Silber pro Jahr, das entspricht knapp 5% der Fördermenge in 2015. In Zukunft könnte Silber auf der Solarzelle weitestgehend durch Kupfer substituiert werden.

Dünnschicht-Module

Die Verfügbarkeit von Rohstoffen hängt von der Technologie ab.

Über die breite Verfügbarkeit von Tellur und Indium für CdTe- bzw. CIS-Module gibt es widersprüchliche Aussagen. Für Dünnschicht-Module auf Silicium-Basis sind keine Rohstoffengpässe absehbar.

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Ja, das können sie wie alle elektrischen Anlagen.

Bestimmte Defekte in stromleitenden Komponenten einer PV-Anlage können zur Ausbildung von Lichtbögen führen. Befindet sich brennbares Material in unmittelbarer Nähe, beispielsweise Dachpappe oder Holz, kann es dann je nach seiner Entzündlichkeit zu einem Brand kommen. Die Stromquellencharakteristik der Solarzellen kann einen Fehlerstrom im Vergleich zu Wechselstrom-Installationen sogar stabilisieren. Der Strom kann nur durch eine Unterbrechung des Stromkreises oder der Bestrahlung aller Module gestoppt werden. Deswegen müssen PV-Anlagen mit besonderer Sorgfalt errichtet werden.

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