Die 2000V-Ära kommt: Sind Ihre Solarmodule
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Kurze Antwort: Die Photovoltaikbranche bewegt sich auf Systemspannungen von 2000 V zu, nach oben von den heute standardmäßigen 1500 V und den vorherigen Stufen von 1000 V und 600 V. Die Veränderung geht von der Systemseite aus, wo eine höhere DC-Spannung es einem einzelnen String ermöglicht, mehr Module zu tragen, und die Anzahl der Wechselrichter, Combiner und Kabelwege für dieselbe installierte Kapazität reduziert – weshalb das Thema in der Planung von Versorgungsunternehmen schnell voranschreitet. Für Modul- und Zellenhersteller ist die Konsequenz eine Testanforderung statt einer Designänderung: Isolations-, Hipot- und Feuchtigkeits-Leckagetests müssen alle für die höhere Spannungsklasse spezifiziert werden, und der interne Abstand des Moduls sowie die dielektrische Festigkeit des Verkapselungsmaterials werden zu limitierenden Faktoren. Hersteller mit Kapazitäten in der 5-GW-Klasse werden bereits auf Messen wie der SNEC 2026 gebeten, Angebote gegen den höheren Spannungsstandard abzugeben.
PV-Modulfertigung · von Jerry, Ooitech
Die 2000V-Ära kommt: Sind Ihre Solarmodule und -zellen bereit?
In letzter Zeit ist die Frage, die der Modulhersteller Lao Li am häufigsten hört, einfach: "Wann sind Ihre 2000V-Module fertig?"
Er hat noch keine klare Antwort.
Zelleffizienz ist nicht das eigentliche Problem. Führende TOPCon Hersteller treiben die Massenproduktionseffizienz bereits in Richtung 27 %, wobei Zhonghuan New Energy 27,2 % meldet. Auf der SNEC 2026 präsentierten führende Unternehmen auch Modulwirkungsgrade oberhalb der 27-%-Schwelle.
Was ihn wach hält, ist etwas weniger Sichtbares: Sind die paar Dutzend Millimeter Isolationsweg zwischen den Solarzellen und dem Aluminiumrahmen für ein 2000V-System ausreichend?
Diese Sorge ist nicht auf einen einzelnen Hersteller beschränkt. Im März 2026 erhielt Huasuns 2000V-HJT-Modul die Zertifizierung von TÜV SÜD. Zuvor hatten JinkoSolar und Trina Solar bereits die UL-Zertifizierung für 2000V-Module erhalten. Die Modulentwicklung schreitet schnell voran, aber die technischen Details hinter diesem Spannungswechsel sind noch nicht allgemein verstanden.
Dieser Artikel konzentriert sich auf eine der wichtigsten und leicht übersehenen Dimensionen des 2000V-Moduldesigns: Kriechstrecke.
Warum auf 2000V umsteigen?
Die Geschichte der Spannungserhöhungen bei PV-Systemen ist auch eine Geschichte der Reduzierung von Kabeln, Fundamenten, Montagestrukturen und Landanforderungen:
600V → 1000V → 1500V → 2000V
Eine höhere Systemspannung ermöglicht es, mehr Module in einem String zu verbinden. Der Wechsel von 1500V auf 2000V stellt eine Spannungserhöhung von 33% dar, da 2000 ÷ 1500 = 1,333. Theoretisch kann die Anzahl der Module in jedem String um einen ähnlichen Anteil erhöht werden.
Längere Strings können die Menge an DC-Verkabelung, Montagehardware, Fundamenten und Land reduzieren, die für ein Solarprojekt im Versorgungsmaßstab benötigt werden.
S&P Global hat prognostiziert, dass das weltweite Angebot an 2000V-Produkten von weniger als 5 GW im Jahr 2026 auf 380 GW im Jahr 2030 steigen könnte. Bis Ende 2030 wird erwartet, dass 2000V-Produkte 77% des globalen Marktes für Projekte im Versorgungsmaßstab ausmachen.
Huasun berechnete die Wirtschaftlichkeit eines Offshore-PV-Projekts in Jimo, Shandong. Im Vergleich zu einer 1500V-TOPCon-Lösung wurde berichtet, dass seine 2000V-HJT-Lösung die Systemnebenkosten um etwa RMB 0,24/W senkt. Für ein 1-GW-Kraftwerk entspricht das Einsparungen von etwa RMB 240 Millionen. Die Projekt-IRR wurde auf eine Steigerung um 0,35 Prozentpunkte geschätzt.
Aber 2000V bringt auch zusätzliche Risiken mit sich. Nach UL-Definitionen gilt 2000V DC bereits als Hochspannung. Das System ist größeren Risiken wie Durchschlag, Kriechstrom, Lichtbogenbildung, elektrischem Schlag und Feuer ausgesetzt.
Jeder Betrag, der auf Systemebene eingespart wird, muss durch stärkere Isolierung auf Modulebene unterstützt werden.
Die Kernfrage
Die hier diskutierte Frage ist einfach: Bei 2000V, wie kann der Isolationspfad zwischen internen spannungsführenden Teilen und zugänglichen leitfähigen Teilen ausreichend bleiben, und wie können Hersteller dies erreichen, ohne zu viel aktive Fläche zu opfern?
Was Kriechstrecke tatsächlich bedeutet
Zwei Abstände: Einer bewältigt Transienten, der andere muss Jahrzehnte halten
Zwei verschiedene Abstände werden in der Modulsicherheitskonstruktion verwendet und oft verwechselt.
Luftstrecke ist der kürzeste Abstand durch die Luft zwischen zwei leitfähigen Teilen. Sie schützt vor kurzzeitigen Ereignissen wie Blitzimpulsen und elektrischen Überspannungen. Nach einer kurzen Entladung kann die Luft ihre Isoliereigenschaften wiederherstellen.
Kriechstrecke ist der kürzeste Weg zwischen zwei leitfähigen Teilen, gemessen entlang der Oberfläche eines Isoliermaterials. Sie schützt vor Oberflächenkriechspuren. Staub absorbiert Feuchtigkeit, Kriechstrom erzeugt Wärme, die Oberfläche beginnt zu verkohlen, und ein dauerhafter leitfähiger Pfad kann entstehen. Anders als Luft nach einer kurzen Entladung erholt sich die beschädigte Isolationsoberfläche nicht.
Ein üblicher Branchenvergleich verwendet zwei Ameisen. Luftstrecke ist die Route einer geflügelten Ameise, die direkt durch die Luft fliegt. Kriechstrecke ist die Route einer flügellosen Ameise, die entlang der Oberfläche kriecht. Da nicht jeder Entladungspfad durch Luft wandern kann, ist die erforderliche Kriechstrecke normalerweise länger als die Luftstrecke.
Elektrische Kriechspuren: Ein chronisches Problem für Außenmodule
Die Kriechstrecke dient hauptsächlich dazu, elektrische Kriechspuren zu verhindern. Die Fehlerkette sieht so aus:
Staub und Feuchtigkeit sammeln sich auf der Oberfläche → es bildet sich ein elektrolytischer Film → Kriechstrom unter Betriebsspannung erzeugt Joulesche Wärme → Feuchtigkeit verdunstet und die Oberfläche verkohlt → es entsteht ein unsichtbarer leitfähiger Pfad → die Isolierung versagt dauerhaft → Kurzschluss oder Brand werden möglich
Außenmodule sind besonders exponiert. Staub, Salznebel, Kondensation und Vogelkot können alle zur Bildung eines elektrolytischen Films beitragen.
Dies ist auch der Grund, warum Feuchtigkeitsbarrieren Teil der Kriechwegbetrachtung sind. Feuchtigkeit beschleunigt die Kriechspurbildung. Das Blockieren von Feuchtigkeit entfernt eine der Hauptzutaten, die für die Reaktion benötigt werden.
CTI: Der natürliche Widerstand eines Materials gegen Kriechspurbildung
Isoliermaterialien unterscheiden sich stark in ihrem Widerstand gegen Kriechspurbildung. Normen klassifizieren diese Leistung mit CTI oder Comparative Tracking Index.
CTI stellt die höchste Spannung dar, bei der eine Materialoberfläche 50 Tropfen einer Elektrolytlösung standhalten kann, ohne einen Kriechspurfehler zu entwickeln. Ein höherer CTI bedeutet besseren Kriechspurwiderstand und kann einen kürzeren Kriechweg ermöglichen.
| Materialgruppe | CTI-Bereich |
|---|---|
| Gruppe I | CTI ≥ 600V |
| Gruppe II | 400V ≤ CTI < 600V |
| Gruppe IIIa | 175V ≤ CTI < 400V |
| Gruppe IIIb | 100V ≤ CTI < 175V |
Solarmodulkonstruktionen beginnen üblicherweise mit Verschmutzungsgrad 2 und Materialgruppe IIIa-Annahmen und bestimmen dann den erforderlichen Abstand gemäß Systemspannung und der geltenden Norm.
Wenn der CTI eines Materials niedriger ist, wird ein längerer Abstand benötigt, um dies auszugleichen. Dies ist die erste harte Regel der Kriechwegkonstruktion.
Vier Hauptkriechwegzonen innerhalb eines Solarmoduls
| Kriechwegzone | Konstruktionsmerkmale |
|---|---|
| Solarzelle zum Aluminiumrahmen | Der Weg verläuft entlang der Verkapselungsoberfläche. Er ist normalerweise der längste und am genauesten untersuchte Weg und das Hauptziel für die Konstruktionsoptimierung. |
| Zelle zu Zelle oder String zu String | Der Referenzabstand ist relativ klein. Für ein 1-kV-System beträgt der theoretische Wert ungefähr 1,71 mm. |
| Sammelschiene oder Anschlussdraht bis zur Modulkante | Die Anforderungen wurden bereits in der 1500V-Ära strenger. Ein 2000V-Design setzt diesen Bereich noch stärker unter Druck. |
| Anschlussklemmen der Anschlussdose und Oberfläche zwischen Klemme und Gehäuse | Für ein 1kV-System beträgt der theoretische Referenzwert etwa 14,3 mm. Die Struktur und die Materialien der Anschlussdose werden mit steigender Spannung entscheidend. |
Der Abstand steigt nicht linear mit der Spannung
Hier gibt es eine unbequeme technische Realität. Ein 1500V-Design liegt bereits nahe am oberen Ende der Tabellen der Norm IEC 60664-1 und erfordert oft eine Interpolation. Ein 2000V-Design geht über den konventionellen Tabellenbereich hinaus, sodass die Zertifizierungsanforderungen von zusätzlichen Norminterpretationen und Extrapolationen abhängen.
Anfang 2024 veröffentlichte UL Anforderungen für die Zertifizierung von 2000V-Modulen gemäß UL 61730. Ein Zweck dieser Entscheidung war es, zu definieren, wie diese Hochspannungsdesigns bewertet werden sollten.
Bei 1500V kann die Kriechstrecke auf der Wechselrichterseite nach Interpolation bereits etwa 12,5–16 mm erreichen. Interne Modulteile sind in Isoliermaterialien eingekapselt, sodass ihre theoretischen Abstände kleiner sein können. Dennoch bedeutet die Erhöhung der Systemspannung von 1500V auf 2000V nicht, dass der erforderliche Abstand nur um 33% steigt.
Die Konzentration des elektrischen Feldes und das Kriechstromrisiko werden bei höherer Spannung schwerwiegender. Die Isolationsherausforderung kann daher schneller zunehmen als das Verhältnis der Nennspannungen.
In die Sprache der Produktionslinie übersetzt, ist das Problem klar. Wenn der Abstand zwischen den Zellen und dem Rahmen zu kurz ist, kann das Modul die 2000V-Zertifizierung nicht bestehen. Wenn der Abstand zu stark vergrößert wird, passen weniger Zellen in die verfügbare Fläche oder die aktive Fläche sinkt, was die Modulleistung reduziert.
Das ist das eigentliche Designproblem, das Modulingenieure in der 2000V-Ära lösen müssen.
Wie 2000V-Module gebaut werden
Der Ansatz, der im Huasun 760HV-Modul verwendet wird, ist eine genauere Betrachtung wert:
Seine Butyl-Randversiegelungstechnologie bietet eine sehr hohe Isolationsleistung und reduziert gleichzeitig die Anforderung an die Kriechstrecke erheblich, sodass ein Modul im Standardformat eine Systemspannung von 2000V unterstützen kann.
Einfach ausgedrückt: Konventionelle Designs verwenden mehr Abstand um Sicherheit zu gewinnen. Dieser Ansatz verwendet bessere Materialien um einen Teil dieses Abstands zurückzugewinnen.
Warum Butyl-Dichtstoff funktioniert
Butyl-Dichtstoff basiert hauptsächlich auf Butylkautschuk (IIR) und Polyisobutylen (PIB). Er erfüllt drei wichtige Funktionen:
Elektrische Isolierung: Butyl-Materialien haben einen hohen spezifischen Widerstand. Das Randdichtungsband kann auch als Isolationsbarriere fungieren.
Feuchtigkeitsschutz: Butyl-Dichtstoffe haben im Vergleich zu herkömmlichen EVA- oder POE-Verkapselungsmaterialien sehr niedrige Wasserdampfdurchlässigkeitsraten. Das Blockieren von Feuchtigkeit am Rand hilft, einen Hauptauslöser für elektrisches Kriechspuren zu beseitigen.
Umweltbeständigkeit: Butyl-Dichtstoffe können Beständigkeit gegen Salznebel, Ammoniak und Vibrationen bieten. Diese Eigenschaften sind besonders wichtig für Offshore-Projekte, Küstenumgebungen, landwirtschaftliche Betriebe und Standorte der chemischen Industrie.
Ein Material löst gleichzeitig zwei Probleme. Es hilft, den vom Design geforderten physischen Isolationsweg zu verkürzen und reduziert das Eindringen von Feuchtigkeit, die Oberflächenkriechspuren fördern kann.
Dies ist auch der Grund, warum das Butylprodukt von First Applied Material die als erste TÜV-Zertifizierung nach IEC 62788-5-1 für Randdichtungsmaterialien von Photovoltaikmodulen beschriebene Zertifizierung erhielt. Die Materialseite der Branche bereitet sich bereits auf den breiteren Einsatz von 2000V vor.
Huasun verwendet Butyl-Randabdichtung in seiner gesamten HJT-Modulreihe. Seine Module haben angeblich einen 42,3-kV-Stoßspannungstest bestanden, der über der in der Ausgabe 2023 der IEC 61730-1 referenzierten 34-kV-Anforderung liegt.
Andere Designmaßnahmen
Butyl-Randabdichtung ist nicht die einzige Methode. Hersteller kombinieren mehrere Ansätze:
Randisolationskomponenten: Eine isolierende Komponente kann zwischen der Laminatkante und dem Aluminiumrahmen eingefügt werden. Dies verlängert den Oberflächenweg, ohne dass der Glasrandabstand gleichermaßen erhöht werden muss. Unternehmen wie JinkoSolar haben in diesem Bereich Patentlayouts entwickelt.
Optimierte Anschlussdosenstrukturen: Höhere Rippen, interne Trennwände und Kriechstromrippen verlängern den Oberflächenweg zwischen den Anschlüssen. Zertifizierungsstandards für 2000V Anschlussdosees und Steckverbinder wurden bereits 2023 eingeführt.
Materialien mit höherem CTI-Wert: Die Aufwertung von Anschlussdosengehäusen und anderen isolierenden Teilen auf eine bessere Materialgruppe kann mehr Designspielraum schaffen, ohne sich ausschließlich auf physische Distanz zu verlassen.
Ein Patent von EGing Photovoltaic beschreibt einen Kanten-Kriechabstand von mindestens 15 mm. Das Design soll die Spannungsfestigkeit des Moduls verbessern und eine Systemspannung von 2000V zusammen mit Stoßspannungsprüfungen über 24kV unterstützen.
Was kostet das?
Butyldichtstoff ist nicht kostenlos. Er erhöht den Materialbedarf und führt zusätzliche Prozesskontrollpunkte ein.
Die Berechnung auf Systemebene ist weiterhin wichtiger. Huasun berichtete von BOS-Einsparungen von 0,24 RMB/W, während die zusätzlichen Materialkosten pro Modul in zig Yuan gemessen werden können. Wenn diese Zahlen auf Projektebene Bestand haben, sind die Systemeinsparungen viel größer als die Kostensteigerung auf Modulebene.
Dies ist die grundlegende wirtschaftliche Logik, die den Übergang zu 2000V unterstützt.
Drei Probleme, die nicht vollständig gelöst sind
Kriechabstand versus aktive Stromerzeugungsfläche
Kriechabstand funktioniert wie Miete, die in Modulfläche gezahlt wird. Je mehr Platz für die Isolierung reserviert wird, desto weniger Platz bleibt für die Stromerzeugung.
Das Huasun 760HV verwendet Butyldichtstoff, um einen Teil dieser Fläche zurückzugewinnen. Sein Zell-zu-Modul-Flächenverhältnis wird mit 95,8% angegeben, mit einer Steigerung der effektiven Stromerzeugungsfläche um 2,1%, einer Leistungssteigerung des Moduls um 20W und einer Effizienzsteigerung um 0,66%.
Der Wettbewerb zwischen 2000V-Modulen wird teilweise auf eine Frage hinauslaufen: Wer kann eine ausreichende Isolierung mit weniger inaktiver Randfläche erreichen?
Module bewegen sich schneller als die unterstützende Ausrüstung
Die Branche betrachtet 2000V-Module zunehmend als wirtschaftlich machbar, aber Upgrades für Wechselrichter, Kombiniererboxen, Schalter, Steckverbinder und andere Systemausrüstung sind noch im Gange.
Auf einem Hochspannungs-Ökosystem-Forum im Jahr 2026 wurden Betriebsdaten eines Huawei 460kW-Wechselrichters in einer Demonstrationsanlage verwendet, um zu zeigen, dass seine Spannungsfestigkeit die Systemanforderungen erfüllen kann.
Module bewegen sich derzeit schneller als Teile des unterstützenden elektrischen Systems. Das ist der reale Zustand des 2000V-Marktes.
Zertifizierung ist der langfristigen Feldbeweisführung voraus
JinkoSolar erhielt 2024 das als erste globale UL-Zertifizierung für ein 2000V-Modul beschriebene Zertifikat. Im September 2025 wurde die erste Felddemonstrations-Zertifizierungsbasis für 2000V-Photovoltaik in Wenchang, Hainan, eingerichtet und von Datang Hainan betrieben.
Die Zertifizierung fragt, ob ein Design definierte Laboranforderungen erfüllt. Die Feldvalidierung fragt, ob das Design 25 Jahre im Freien überleben kann.
Die zweite Frage wird erst langsam beantwortet.
Praktische Schlussfolgerungen
Eine gängige Branchenmeinung ist, dass das Hauptadoptionsfenster für 2000V-Systeme zwischen Ende 2027 und 2028 liegen könnte. Wenn diese Prognose korrekt ist, ist dies die Planungsphase und nicht die Zeit zum Warten.
Drei Gruppen sollten besonders aufmerksam sein.
Für Modulingenieure: Die erste Designvariable im 2000V-Zeitalter verschiebt sich von der reinen Effizienz zum vollständigen Isolationspfad. Berechnen Sie die Kriechstrecke, bevor Sie das Zelllayout finalisieren. Die umgekehrte Reihenfolge kann später zu teuren Zertifizierungsproblemen führen.
Für Prozess- und Materialingenieure: Die Butyl-Anwendung wird zu einem neuen Prozesskontrollpunkt. Beschichtungsgleichmäßigkeit, Haftung auf Glas und Rückseitenfolies, Materialabmessungen, Randkontinuität sowie Aushärtungs- oder Vernetzungsverhalten können alle die Ausbeute und Zuverlässigkeit beeinflussen. Diese Prozesse sollten in der Produktionslinie getestet werden, bevor 2000V-Produkte in die Hochvolumenfertigung gehen.
Für Qualitäts- und Zertifizierungsingenieure: Der Wechsel von 1500V auf 2000V verändert die erforderliche Marge für Dielektrizitätsfestigkeits-, Nassleckage-, Isolationswiderstands- und Impulsspannungstests. Das Verständnis der geltenden 2000V-Testanforderungen könnte in den nächsten zwei Jahren zu einer der wertvollsten technischen Fähigkeiten werden.
Der letzte Punkt ist einfach: Solarzellen bestimmen die Obergrenze der Umwandlungseffizienz, aber Randmaterialien könnten die Obergrenze der Systemspannung bestimmen. Die PV-Industrie hat jahrelang über Effizienz debattiert. Die nächste große technische Schlacht wird über die Isolierung geführt.
Leserumfrage
Wann glauben Sie, dass 2000V-PV-Systeme eine großflächige Einführung erreichen werden?
Teilen Sie Ihre Meinung und sagen Sie uns, wie weit Ihr Unternehmen bei der Entwicklung von 2000V-Modulen fortgeschritten ist.
Themen: 2000V-Module, PV-Technologie, Kriechstrecke, Butyldichtstoff, HJT, TOPCon, Moduldesign
Ooitechs Ansicht
Die zentrale Produktionsherausforderung wird die Steuerung des gesamten Randisolierungsprozesses sein, nicht nur das Hinzufügen von Butyl-Dichtstoff zu einem bestehenden Moduldesign. Materialplatzierung, Laminiergenauigkeit, Laminierverhalten, Rahmentoleranzen, Nass-Leckage-Tests und EL-Inspektion müssen als ein Prozessfenster zusammenarbeiten. Ein 2000V-Modul kann einen Prototypentest bestehen und dennoch in der Serienproduktion Probleme bereiten, wenn diese Toleranzen nicht von Anfang an in die Fertigungslinie integriert sind.
