Was ist Bifaziales Solarmodul? Definition & Erklärung

Das Wichtigste auf einen Blick

Bifaziale Module erzeugen auf beiden Seiten Strom — der bifaziale Gewinn liegt je nach Albedo und Montagegegebenheiten typischerweise zwischen 5 und 30 % gegenüber monofazialen Modulen gleicher Nennleistung.
Der Albedowert des Untergrunds bestimmt maßgeblich den Rückseitenertrag: Beton und Asphalt liefern 0,20–0,30, weißer Kies oder Geomembran 0,50–0,65, Neuschnee bis 0,90.
Der bifaziale Faktor (BF) gibt an, wie effizient die Rückseite im Vergleich zur Vorderseite ist — bei aktuellen TOPCon-Modulen liegt er bei 0,80–0,92, bei HJT-Modulen bei 0,85–0,95.
Die Messung bifazialer Module ist in IEC 60904-1-1 geregelt — diese Norm definiert, wie Rückseiten-Kurzschlussstrom und BF unter Standardtestbedingungen zu bestimmen sind.
TOPCon- und HJT-Zellen dominieren heute den bifazialen Markt; PERC-bifazial hat niedrigere BF-Werte (0,65–0,80), ist aber günstiger und weit verbreitet.
Auf schwarzen Bitumendächern ist der bifaziale Gewinn mit 2–4 % kaum relevant — bifaziale Module rentieren sich dort selten über den Mehrpreis hinaus.
Freiflächenanlagen und Carport-Konstruktionen profitieren am stärksten von bifazialen Modulen, wenn der Bodenabstand mindestens 50–80 cm beträgt und der Untergrund hell ist.

Was ist ein bifaziales Solarmodul?

Ein bifaziales Solarmodul ist ein Photovoltaikmodul, das auf beiden Seiten aktive Solarzellen besitzt und damit sowohl von der Vorderseite als auch von der Rückseite Strom erzeugt. Die Vorderseite empfängt wie bei jedem Modul direkte und diffuse Globalstrahlung. Die Rückseite nutzt zusätzlich das vom Untergrund oder von umliegenden Flächen reflektierte Licht — die sogenannte Albedostrahlung.

Der Begriff leitet sich aus dem Lateinischen ab: bi (zwei) und facies (Seite, Gesicht). Dieser konstruktive Vorteil klingt einfach, ist aber in der Praxis von einer Reihe von Standortfaktoren abhängig, die sorgfältig analysiert werden müssen.

Konstruktiv unterscheidet man zwei Bauformen:

Glas-Glas-Module verwenden auf Vorder- und Rückseite eine Glasscheibe. Die transparente Rückseite lässt das Albedolicht ungehindert auf die Rückseitenkontakte der Zellen fallen. Diese Bauform bietet zudem mechanische Stabilität, Feuchtigkeitsresistenz und eine längere Lebensdauer — typisch 30 Jahre und mehr. Der Nachteil ist das höhere Gewicht (ca. 2–3 kg/m² mehr als Glas-Folie-Module).

Glas-Folie-bifaziale Module nutzen eine transparente oder weiße Rückseitenfolie statt einer zweiten Glasscheibe. Sie sind leichter, weisen aber einen niedrigeren bifazialen Faktor auf als Glas-Glas-Module, weil die Folie einen Teil des Rückseitenlichts absorbiert oder reflektiert.

Bifaziale Module sind kein Nischenprodukt mehr. Der Marktanteil bifazialer Module am globalen Neuinstallationsvolumen überstieg 2023 die 50-Prozent-Marke — getrieben vor allem durch Freiflächenprojekte in China, den USA und Europa, wo der Mehrertrag die Investitionsrechnung klar verbessert.

Der entscheidende Vorteil liegt in der Nutzung einer Energiequelle, die bisher ungenutzt blieb: das am Boden reflektierte Licht. Je heller der Untergrund, desto größer der Ertragszugewinn — und das ohne zusätzliche Modulfläche.

Bifazialer Gewinn: Berechnung und Einflussfaktoren

Der bifaziale Energiegewinn lässt sich über eine Näherungsformel abschätzen, die den bifazialen Faktor (BF) und das Verhältnis von Rückseitenbestrahlung zu Vorderseitenbestrahlung verknüpft:

Bifazialer Energiegewinn

E_bifazial = E_vorderseite × (1 + BF × G_rück / G_vorder)

BF = Bifazialer Faktor (0,65–0,95) | G_rück = Einstrahlungsintensität Rückseite (W/m²) | G_vorder = Einstrahlungsintensität Vorderseite (W/m²)

Das Verhältnis G_rück / G_vorder ist der entscheidende Hebel: Es hängt vom Albedowert des Untergrunds, vom Bodenabstand des Moduls, von der Aufstellgeometrie und von der geografischen Breite ab. In der Praxis wird dieser Wert durch Simulation — etwa in PVsyst oder der Solarertragssimulation — standortspezifisch berechnet.

Die folgende Tabelle zeigt typische Albedowerte und die daraus resultierenden bifazialen Gewinne für eine Freiflächenanlage mit 70 cm Bodenabstand und einem bifazialen Faktor von 0,80:

Untergrund	Albedo	Bifazialer Gewinn (typisch)
Schwarzes Bitumendach	0,04–0,08	2–4 %
Beton / Asphalt	0,20–0,30	8–12 %
Hellgrauer Kies	0,35–0,45	12–18 %
Weißer Kies / Geomembran	0,50–0,65	18–26 %
Schnee	0,70–0,90	25–35 %
Gras (grün)	0,15–0,25	6–10 %

Die Werte gelten für optimierte Montagebedingungen. Bei beengten Verhältnissen, starker Hinterlüftungsblockade oder geringem Bodenabstand können die tatsächlichen Gewinne erheblich darunter liegen.

Ein weiterer Faktor ist die Uniformität der Rückseitenbestrahlung. Querstreben der Unterkonstruktion, Kabelkanäle oder Schneefangsysteme werfen Schatten auf die Rückseite und reduzieren den bifazialen Gewinn lokal. Simulationstools müssen diese Effekte einbeziehen, um bankable Ergebnisse zu liefern.

Die Performance Ratio einer bifazialen Anlage wird nach IEC 61724-1 auf Basis der gemessenen Vorderseitenbestrahlung berechnet — der bifaziale Gewinn erscheint damit als scheinbare PR-Überschreitung gegenüber monofazialen Referenzanlagen. Das ist kein Messfehler, sondern ein Effekt, der in der Ertragsanalyse explizit ausgewiesen werden sollte.

Zelltypen und Technologien

Bifaziale Module werden mit verschiedenen Zelltechnologien gefertigt. Die Wahl der Technologie beeinflusst den bifazialen Faktor, den Wirkungsgrad und den Preis.

Standard

PERC bifazial

Passivated Emitter and Rear Cell — die am weitesten verbreitete bifaziale Technologie. Bifazialer Faktor 0,65–0,80. Geringere Rückseiteneffizienz als TOPCon oder HJT, aber günstigeres Preis-Leistungs-Verhältnis. Gut geeignet für Freiflächenanlagen mit hellem Untergrund, wo bereits niedrige BF-Werte nennenswerten Mehrertrag liefern.

High Performance

TOPCon bifazial

Tunnel Oxide Passivated Contact — aktueller Marktstandard für Hochleistungsmodule. Bifazialer Faktor 0,80–0,92. Bessere Passivierung der Rückseitenkontakte führt zu höherer Rückseiteneffizienz. Niedrigerer Temperaturkoeffizient als PERC (+0,3 %/°C besser). Marktanteil wächst schnell, Preisabstand zu PERC schrumpft.

Premium

HJT bifazial

Heterojunction Technology — höchste bifaziale Faktoren auf dem Markt (0,85–0,95). Amorphe Siliziumschichten auf beiden Seiten der kristallinen Zelle minimieren Rekombinationsverluste. Bester Temperaturkoeffizient (ca. −0,25 %/°C). Derzeit noch teurer als TOPCon, aber besonders attraktiv für Standorte mit hohen Umgebungstemperaturen oder hoher Albedo.

Spezialanwendung

Bifazial-Vertikal (Agri-PV)

Vertikal montierte bifaziale Module (Azimut Ost-West) werden zunehmend in Agri-PV-Anlagen eingesetzt. Beide Seiten empfangen morgens und abends direkte Einstrahlung, mittags deutlich weniger. Lastprofil besser zur Tageslastkurve passend als Südausrichtung. Kein klassischer Albedogewinn, aber optimale Flächennutzung auf landwirtschaftlichen Flächen.

Für die Messung und Zertifizierung bifazialer Module gilt die IEC 60904-1-1 (2023), die das Testverfahren unter einseitiger und beidseitiger Beleuchtung definiert. Die Norm legt fest, wie der bifaziale Faktor BF unter Standardtestbedingungen (STC: 1000 W/m², 25 °C, AM 1,5) zu ermitteln ist. Ohne diese normkonforme Prüfung sind Herstellerangaben zum BF nicht vergleichbar.

Montagebedingungen für maximalen Ertrag

Der bifaziale Gewinn steht und fällt mit der Montage. Vier Faktoren bestimmen, ob die Theorie in der Praxis funktioniert:

Erhöhte Aufständerung — Bodenabstand maximieren

Je größer der Abstand zwischen Modulunterkante und Boden, desto mehr Rückseiten-Albedostrahlung trifft auf das Modul. Für Freiflächenanlagen gilt: mindestens 50–80 cm Bodenabstand. Unterhalb von 30 cm sinkt der bifaziale Gewinn auf unter 5 %, weil ein Teil der Rückseitenfläche im Eigenabschatten der Modulreihe liegt. Die optimale Höhe ist standortspezifisch und lässt sich in der Simulation berechnen.

Albedo-Optimierung des Untergrunds

Der einfachste Hebel für mehr bifazialen Gewinn: den Untergrund unter den Modulen aufhellen. Weißer Kies (Albedo 0,50–0,65) statt Schotterbett (0,20–0,30) kann den Rückseitenertrag fast verdoppeln. Geomembranen in Weiß oder Hellgrau sind auf Flachdächern eine kostengünstige Maßnahme. Bereits eine Erhöhung des Albedowerts von 0,20 auf 0,45 steigert den bifazialen Gewinn einer TOPCon-Anlage um ca. 6–8 Prozentpunkte.

Gleichmäßige Hinterlüftung — Schatten auf der Rückseite minimieren

Querstreben, Kabelkanäle und Rückseitenabdeckungen werfen Schatten auf die Rückseite und mindern den bifazialen Gewinn lokal. Bei der Planung der Unterkonstruktion sollte auf schmale Profile, seitliche Kabelführung und möglichst wenige horizontale Streben direkt hinter den Modulen geachtet werden. Bei dicht verlegten Modulen (kein Spalt zwischen den Modulen) fällt die Rückseitenbestrahlung am Rand höher aus als in der Mitte — ein Effekt, der zu Streuverlusten im String führen kann.

Ausrichtung und Neigungswinkel anpassen

Für maximalen bifazialen Gewinn auf Freiflächen empfehlen sich flachere Neigungswinkel (15–25°) als bei monofazialen Anlagen, weil die Rückseite bei flacherer Neigung eine größere Bodenfläche “sieht”. Tracker-Systeme (einachsig) erhöhen den bifazialen Gewinn um weitere 3–5 % gegenüber fixer Aufständerung, weil die Rückseite im Tagesverlauf einen gleichmäßigeren Albedowinkel hat. Vertikal montierte bifaziale Module (90° Neigung, Ost-West) eignen sich für Agri-PV, da beide Seiten morgendliche und abendliche Direktstrahlung empfangen.

Hinweis zur Aufständerungshöhe

Bei Freiflächenanlagen steigt der bifaziale Gewinn deutlich, wenn Module mindestens 50–80 cm über dem Boden montiert werden. Unterhalb von 30 cm ist der Rückseitengewinn oft unter 5 % und rechtfertigt kaum den Mehrpreis. Bei Dach-Carports ist der natürliche Bodenabstand oft 2–3 m — hier sind bifaziale Module fast immer wirtschaftlich sinnvoll, sofern der Untergrund (Pflaster, Beton) einen Albedowert über 0,20 hat.

Praktische Hinweise

Albedo-Wert standortspezifisch eingeben. PVGIS und PVsyst unterstützen bifaziale Modellierung — den tatsächlichen Albedo-Wert des Untergrunds verwenden, nicht den generischen Default-Wert 0,20. Für einen Carport auf hellem Betonpflaster ist 0,30–0,35 realistisch, für weißen Kies 0,55. Die Differenz beeinflusst die Ertragsprognose um 5–10 %.
Rückseitenschatten modellieren. Unterkonstruktions-Querstreben, Entwässerungsrinnen und Kabelkanäle erzeugen Schatten auf der Rückseite. Professionelle Tools wie die Solarplanungssoftware von SurgePV berechnen diese Abschattungsverluste automatisch — manuell geschätzte 10 % Abzug sind ungenau und führen zu systematischen Fehlprognosen.
Temperaturkorrigierten PR ausweisen. Bifaziale HJT-Module haben einen besseren Temperaturkoeffizienten als PERC-bifazial. Bei einem Vergleich der Performance Ratio über 25 Jahre macht dieser Unterschied bei einem Standort mit hohen Sommertemperaturen (Südeuropa, Bayern im Hochsommer) 1–2 % Gesamtertragsdifferenz aus — das ist relevant für bankable Finanzierungsunterlagen.
Tracker-Systeme separat berechnen. Bei einachsigen Trackern verändert sich der Albedoeinfallswinkel auf die Rückseite im Tagesverlauf. Statische Formeln unterschätzen den bifazialen Gewinn um 2–4 %. Zeitschrittsimulation (1 h oder besser 15 min) ist für Tracker-Projekte Pflicht.

Montage-Mindestabstand einhalten. Mindestens 50 cm Bodenabstand bei Freiflächenanlagen, mindestens 20 cm bei Flachdach-Aufständerungen. Werte unter diesen Grenzen reduzieren den bifazialen Gewinn auf ein Niveau, das den Mehrpreis gegenüber monofazialen Modulen nicht mehr rechtfertigt. Die Abstände im Montageplan dokumentieren — bei Gutachten und Versicherungsschäden relevant.
Keine Rückseitenabdeckung montieren. Kabelkanäle oder Leitungshalter niemals flächig auf der Rückseite befestigen. Klebestreifen, breit aufgelegte Kabelbinder oder flächige Halterungen reduzieren den bifazialen Gewinn lokal und können bei Glas-Glas-Modulen durch Wärmeausdehnung Mikrorisse verursachen. Kabel seitlich führen, nicht über die Rückseitenfläche.
Glas-Glas-Module: Handling-Protokoll beachten. Glas-Glas-Module sind schwerer und bruchanfälliger an den Kanten. Immer zu zweit transportieren, keine Eckauflagen, keine Klammern ohne Schutzpad. Die meisten Hersteller schreiben ein Vier-Punkt-Trageprotokoll vor — abweichendes Handling erlischt die Produktgarantie.
Untergrundvorbereitung dokumentieren. Wenn der Auftraggeber den Untergrund aufhellen lässt (weißer Kies, helle Geomembran), sollte dies vor und nach der Fertigstellung fotografisch festgehalten werden — als Nachweis für die im Ertragsgutachten angesetzte Albedo.

Mehrpreis gegen 25-Jahres-Mehrertrag rechnen. Bifaziale Module kosten im Einkauf oft 3–8 % mehr als monofaziale Module gleicher Klasse. Bei einem bifazialen Gewinn von 15 % und einem Strompreis von 0,28 €/kWh amortisiert sich der Mehrpreis bei einer typischen Freiflächenanlage in 2–4 Jahren — der Restgewinn über die Anlagenlebensdauer ist reiner Zusatzertrag. Diese Rechnung konkret für den Kunden durchführen, nicht abstrakt lassen.
Standorteignung ehrlich kommunizieren. Auf schwarzen Bitumendächern lohnt sich der Mehrpreis für bifaziale Module in den meisten Fällen nicht — das offen ansprechen schafft Vertrauen und verhindert spätere Enttäuschungen. Empfehlung: Bei Dachanlagen mit dunklem Untergrund auf hocheffiziente monofaziale TOPCon-Module setzen.
Referenzprojekte mit gemessenen Ist-Daten nutzen. Prognostizierte bifaziale Gewinne wirken abstrakt. Konkrete Messreihen aus Referenzprojekten — “Unser Carport in Nürnberg liefert seit 18 Monaten 19 % mehr als die Simulation ohne bifazialen Gewinn ergeben hätte” — sind überzeugender als jede Herstellerbroschüre.
Glas-Glas als Langlebigkeitsargument positionieren. Die längere Garantielaufzeit und höhere mechanische Belastbarkeit von Glas-Glas-Modulen sprechen gewerbliche Kunden an, die Anlagen über 25–30 Jahre abschreiben. Bifazial ist dann nicht nur Mehrertrag, sondern auch Qualitätssignal.

Bifazialen Gewinn präzise berechnen

SurgePV simuliert den bifazialen Ertrag mit standortspezifischen Albedo-Werten — für bankable Ertragsprognosen.

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Praxisbeispiele

Beispiel 1: 10 kWp Carport mit weißem Kies-Untergrund

Ein Solarbetrieb in Baden-Württemberg installiert einen 10 kWp Carport mit TOPCon-bifazialen Glas-Glas-Modulen (BF 0,85). Der Untergrund besteht aus weißem Kies (Albedo 0,55). Der Bodenabstand beträgt 2,20 m. Die Simulation ergibt einen spezifischen Jahresertrag von 1.159 kWh/kWp — gegenüber 950 kWh/kWp bei einem monofazialen Referenzmodul auf demselben Standort. Bifazialer Gewinn: +22 %. In absoluten Zahlen: Jahresertrag steigt von 9.500 kWh auf 11.590 kWh. Bei einem Eigenverbrauchspreis von 0,30 €/kWh entspricht das einem Mehrwert von 627 € pro Jahr — der Mehrpreis von ca. 800 € für die bifazialen Module ist in unter zwei Jahren amortisiert.

Beispiel 2: 500 kWp Freiflächenanlage — LCOE-Vergleich bifazial vs. monofazial

Ein Projektierer vergleicht für eine 500 kWp Anlage in Sachsen-Anhalt zwei Varianten: monofaziale PERC-Module (Schotterbettuntergrund, Albedo 0,22) und bifaziale TOPCon-Module (weißer Kies, Albedo 0,55) bei gleicher Aufständerungshöhe von 80 cm. Die bifaziale Variante kostet 4 % mehr in der Beschaffung, erzeugt aber 17 % mehr Jahresertrag. Der LCOE (Levelized Cost of Energy) über 25 Jahre sinkt von 6,8 ct/kWh (monofazial) auf 5,9 ct/kWh (bifazial). Bei EEG-Direktvermarktung mit einem Marktpreis von 7,5 ct/kWh verbessert sich die Projektrendite von 6,2 % auf 8,1 % — ein Unterschied, der über die Bankfinanzierbarkeit entscheidet.

Beispiel 3: 8 kWp Schrägdach — warum bifazial hier kaum sinnvoll ist

Eine Familie in München möchte ihre 8 kWp Südausrichtung auf einem Ziegeldach mit bifazialen Modulen ausrüsten. Der Planer rät davon ab: Dachziegel haben einen Albedowert von 0,08–0,12, die Rückseite der Module liegt flach auf der Unterkonstruktion, der Bodenabstand beträgt nur 5–8 cm. Der bifaziale Gewinn wird in der Simulation mit 2,3 % berechnet — das sind bei 7.600 kWh Jahresertrag gerade 175 kWh oder 49 € pro Jahr. Der Mehrpreis der bifazialen Module betrüge ca. 400 €. Amortisationszeit: über 8 Jahre. Empfehlung des Planers: hocheffiziente monofaziale TOPCon-Module mit höherem Wirkungsgrad — besseres Preis-Leistungs-Verhältnis für diese Konstellation.

Häufig gestellte Fragen

Wie viel mehr Strom erzeugt ein bifaziales Modul?

Das hängt stark vom Standort ab. Unter optimalen Bedingungen — heller Untergrund (Albedo über 0,45), großer Bodenabstand (mehr als 60 cm), wenig Rückseitenverschattung — liegt der bifaziale Gewinn bei 15–25 %. Auf einem typischen deutschen Hausdach mit dunklem Ziegeluntergrund und geringem Modulabstand sind es oft nur 2–5 %. Im Mittel über alle Installationstypen hinweg rechnen Gutachter mit 8–12 % mehr Jahresertrag gegenüber monofazialen Modulen gleicher Nennleistung.

Lohnen sich bifaziale Module auf dem Hausdach?

Nur unter bestimmten Bedingungen. Auf einem Flachdach mit heller Membran oder weißem Kies und einer Aufständerung von mehr als 20 cm: ja. Auf einem Schrägdach mit dunklen Ziegeln und aufliegender Montage: meistens nicht. Der bifaziale Gewinn fällt dort so gering aus, dass der Mehrpreis der Module über die Anlagenlebensdauer selten durch den Mehrertrag gedeckt wird. Auf Carports und freistehenden Konstruktionen mit hellem Untergrund dagegen sind bifaziale Module fast immer wirtschaftlich sinnvoll.

Was ist der Unterschied zwischen Glas-Glas und Glas-Folie bei bifazialen Modulen?

Glas-Glas-Module haben auf beiden Seiten eine Glasscheibe. Die Rückseite ist vollständig transparent, was maximale Albedostrahlung auf die Zellen lässt. Sie sind schwerer (ca. 26–30 kg für ein 400-W-Modul) und langlebiger — die meisten Hersteller geben 30 Jahre Produktgarantie. Glas-Folie-bifaziale Module haben eine transparente oder weiße Kunststofffolie auf der Rückseite. Sie sind leichter, günstiger und ausreichend für viele Anwendungen, haben aber einen 3–8 % geringeren bifazialen Faktor als Glas-Glas-Module. Für anspruchsvolle Freiflächenprojekte ist Glas-Glas Standard; für Dachanlagen mit moderater Albedo ist Glas-Folie-bifazial oft wirtschaftlicher.

Wie wird der bifaziale Faktor gemessen?

Nach IEC 60904-1-1 wird der bifaziale Faktor als Verhältnis des Rückseiten-Kurzschlussstroms zum Vorderseiten-Kurzschlussstrom unter STC-Bedingungen bestimmt: BF = I_SC_rück / I_SC_vorder. Die Messung erfolgt im Labor unter einseitiger Beleuchtung — erst von vorne, dann von hinten, jeweils 1000 W/m² bei 25 °C. Der BF ist eine Zellcharakteristik; im fertigen Modul wird der Wert durch die Einkapselung, den Rahmenschatten und die Rückseitenfolie leicht verändert. Herstellerangaben sollten deshalb immer auf Modulebene (nicht nur Zellebene) angegeben sein.

Können bifaziale Module mit jedem Wechselrichter kombiniert werden?

Ja. Bifaziale Module verhalten sich aus Wechselrichtersicht wie monofaziale Module — der Rückseitenertrag addiert sich einfach zur Vorderseitenleistung und erscheint als erhöhte Gleichstromleistung. Allerdings sollte die Auslegung des Wechselrichters den bifazialen Gewinn berücksichtigen: Ein Wechselrichter, der für die Nennleistung der monofazialen Vorderseite ausgelegt ist, kann bei hoher Albedo und gutem Sonnenstand überlastet werden. Planern wird empfohlen, den maximalen DC-Input mit einem Aufschlag von 10–20 % für den bifazialen Gewinn zu planen.

Bifaziales Solarmodul