Solarzelle 2026: Aufbau, Funktion, Technologien und Wirkungsgrad

Wie ist eine Solarzelle aufgebaut?

Eine moderne Solarzelle besteht aus einer rund 0,13 mm dünnen Siliziumscheibe mit mehreren Funktionsschichten und Metallkontakten. Die Scheibe heißt Wafer. Sie ist gezielt dotiert, also mit Fremdatomen wie Bor oder Phosphor versetzt. Die folgende Tabelle zeigt den Aufbau einer TOPCon-Zelle. Diese Bauart hatte 2025 laut Technologie-Roadmap ITRPV rund 75 % Anteil an der Zellproduktion.

Kurz eingeordnet: Licht wird fast vollständig im Wafer absorbiert. Alle übrigen Schichten dienen dazu, möglichst viel Licht hineinzulassen und möglichst wenige Ladungsträger zu verlieren. Fachleute nennen das Passivieren: Die Oberfläche wird elektrisch beruhigt, damit sich freie Ladungen dort nicht wieder vereinen.

Warum liegt bei modernen Zellen die p-Schicht vorn?

Bei heutigen n-Type-Zellen sitzt die bordotierte p-Schicht vorn, die phosphordotierte Basis darunter. Viele Ratgeber beschreiben noch den umgekehrten Aufbau: dünne n-Schicht oben, p-Basis unten. Das galt für ältere p-Type-Zellen und für PERC. 2025 waren laut ITRPV aber rund 82 % der Wafer n-Type.

Bordotierte p-Wafer leiden unter lichtinduzierter Degradation (LID), einem Leistungsverlust in den ersten Betriebstagen. Bei PERC lag er ohne Gegenmaßnahmen bei 4 bis 6 % relativ. Phosphordotierte n-Wafer kennen diesen Bor-Sauerstoff-Effekt nicht. Heutige p-Wafer sind deshalb meist mit Gallium statt Bor dotiert. Warum PERC trotzdem vom Markt verschwindet, erklärt der Beitrag PERC-Module.

Was macht die Antireflexschicht?

Die Antireflexschicht sorgt dafür, dass mehr Licht in die Zelle gelangt statt zurückgespiegelt zu werden. Blankes Silizium reflektiert laut der Lehrplattform PVEducation über 30 % des Lichts. 2 Maßnahmen senken diesen Wert stark:

• Textur: Ätzen erzeugt winzige Pyramiden, an denen Licht mehrfach auftrifft.
• Beschichtung: Eine dünne Siliziumnitridschicht löscht Reflexe durch Überlagerung von Lichtwellen aus.

Die Beschichtung gibt Zellen ihre dunkelblaue bis schwarze Farbe.

Wozu dienen die Metallkontakte?

Die Kontakte leiten den erzeugten Strom aus der Zelle, kosten aber Fläche und teures Silber. Bei TOPCon, HJT und PERC liegen feine Finger auf der Vorderseite. Bei Rückkontaktzellen (BC, Back Contact) liegen alle Kontakte hinten, die Vorderseite bleibt frei.

Eine TOPCon-Zelle im Format M10 brauchte 2025 laut ITRPV rund 88 mg Silber, etwa 10 mg pro Watt. Die gesamte Photovoltaik verbrauchte 2025 laut ITRPV rund 7.244 Tonnen Silber, etwa 21,4 % des weltweiten Silberangebots. Vor allem bei HJT sollen laut ITRPV bis 2036 silberbeschichtetes und reines Kupfer die reine Silberpaste weitgehend ablösen.

Wie funktioniert eine Solarzelle?

Eine Solarzelle wandelt Licht über den photovoltaischen Effekt direkt in Gleichstrom um. Edmond Becquerel beobachtete den Effekt 1839. Die erste praktisch nutzbare Siliziumzelle stellten die Bell Labs 1954 vor, mit rund 6 % Wirkungsgrad. Der Ablauf in der Zelle hat 4 Schritte:

1. Absorption: Ein Lichtteilchen (Photon) trifft auf das Silizium und gibt seine Energie ab.

2. Anregung: Ein Elektron löst sich aus seiner Bindung. Zurück bleibt eine positive Lücke, das „Loch“.

3. Trennung: Das elektrische Feld am p-n-Übergang schiebt Elektronen zur n-Seite, Löcher zur p-Seite.

4. Stromfluss: Über die Kontakte und einen Verbraucher fließen die Elektronen als Gleichstrom.

Silizium hat eine Bandlücke von 1,12 Elektronenvolt. Die Bandlücke ist die Mindestenergie, die ein Photon zum Lösen eines Elektrons braucht. Licht mit mehr als 1.107 Nanometern Wellenlänge kann Silizium deshalb nicht nutzen. Energiereiches blaues Licht gibt seinen Überschuss als Wärme ab. Wie aus dem Gleichstrom im Haus nutzbarer Wechselstrom wird, zeigt der Beitrag Photovoltaik Funktionsweise.

Wie viel Spannung liefert eine Solarzelle?

Eine moderne TOPCon-Zelle liefert im Leerlauf rund 0,73 bis 0,74 Volt. Der Wert ist aus Herstellerdatenblättern errechnet: TOPCon-Module mit 54 in Reihe geschalteten Halbzellen haben etwa 39,5 bis 40,2 Volt Leerlaufspannung, geteilt durch 54 ergibt das 0,73 bis 0,74 Volt. Die Spannung hängt kaum von der Zellgröße ab. Größere Zellen liefern mehr Strom, nicht mehr Spannung. Erst die Reihenschaltung im Modul ergibt nutzbare Spannungen.

Was ist die Shockley-Queisser-Grenze?

Die Shockley-Queisser-Grenze ist der theoretische Höchstwirkungsgrad einer Zelle mit nur einem Halbleiter, rund 33 %. Die Physiker William Shockley und Hans-Joachim Queisser beschrieben sie 1961, damals mit rund 30 %. Spätere Berechnungen für das genormte Sonnenspektrum ergeben rund 33 % bei einer Bandlücke von 1,34 Elektronenvolt. Für Silizium liegt die praktische Grenze niedriger. Das Fraunhofer ISE schreibt: „Klassische Silizium-Solarzellen können ein physikalisches Effizienzlimit von 29,4 Prozent nicht überschreiten“.

Die Grenzen lassen sich als Leiter lesen:

• Theorie Einfachzelle: rund 33 %
• Physikalisches Limit Silizium: 29,4 %
• Laborrekord Siliziumzelle: 28,1 % (Fraunhofer ISE, Stand 07/2026)
• Serienzelle TOPCon 2026: 25,6 % (ITRPV)
• Serienmodul TOPCon 2026: 23,9 % (ITRPV)

Der Hersteller LONGi meldete am 24.09.2026 eine Rückkontakt-Siliziumzelle mit 28,29 %, zertifiziert vom Institut für Solarenergieforschung Hameln (ISFH). In der Fraunhofer-Übersicht ist dieser Wert noch nicht enthalten. Deutlich höhere Wirkungsgrade erreichen Tandemzellen, die 2 Halbleiter stapeln.

Welche Zelltechnologien gibt es 2026?

4 Siliziumtechniken teilten sich 2025 fast die gesamte Zellproduktion: TOPCon, PERC, Heterojunction (HJT) und Rückkontakt. Dünnschichtzellen machen nur 2 bis 3 % der Weltproduktion aus. Polykristalline Zellen spielten 2025 laut Fraunhofer ISE keine Rolle mehr, der Photovoltaics Report weist 0 GWp aus. Alle Siliziumtechniken nutzen heute monokristalline Wafer. Die Tabelle zeigt Marktanteile und Durchschnittswerte aus der Serienfertigung.

Kurz eingeordnet: TOPCon ist der neue Standard und hat PERC 2024 überholt. Rückkontaktzellen liegen rund 0,4 bis 0,5 Prozentpunkte vorn. Die ITRPV erwartet für sie bis 2036 rund 28 % Marktanteil, davon rund 23 % TOPCon-basierte Rückkontaktzellen. Einzelne Rückkontaktmodule erreichen laut Datenblatt 25,0 %.

Was unterscheidet TOPCon, HJT und Rückkontakt?

Die 3 Techniken unterscheiden sich darin, wie sie Verluste an der Oberfläche bremsen und wo die Kontakte liegen. TOPCon nutzt hinten ein ultradünnes Tunneloxid und dotiertes Polysilizium. HJT (Heterojunction) umhüllt den kristallinen Wafer beidseitig mit hauchdünnen Schichten aus amorphem Silizium. Bei Rückkontaktzellen sitzen Plus- und Minuskontakte nebeneinander auf der Rückseite. HJT-Module haben laut Datenblättern mit −0,24 %/°C den kleinsten Temperaturkoeffizienten dieser 3 Techniken. Einen Datenblattvergleich der Module bietet der Beitrag n-Type-Solarmodule.

Welche Rolle spielen Dünnschicht- und Perowskit-Zellen?

Dünnschichtzellen sind 2026 eine Nische, Perowskit-Tandemzellen stehen kurz vor der Serienfertigung. Dünnschichtzellen werden direkt auf Glas oder Folie abgeschieden statt aus Wafern gesägt. Laborrekorde laut Fraunhofer ISE: 23,4 % für CIGS und 21,0 % für Cadmiumtellurid (CdTe). Hersteller und Einsatzbereiche erklärt der Beitrag Dünnschicht-Solarmodule.

Eine Perowskitschicht auf einer Siliziumzelle ergibt eine Tandemzelle. Die 2 Halbleiter haben unterschiedliche Bandlücken und nutzen so verschiedene Teile des Lichts. Solche Tandemzellen erreichen im Labor laut Fraunhofer ISE 35,2 %. Die ITRPV erwartet die Massenfertigung um 2027 und Module mit rund 27,4 % ab 2028. Offen ist die Haltbarkeit. Der Hersteller Oxford PV plant für 2026 eine Lebensdauer von 15 Jahren. Aktuelle Siliziummodule haben meist 30 Jahre Leistungsgarantie.

Was ist der Unterschied zwischen Solarzelle und Solarmodul?

Die Zelle erzeugt den Strom, das Modul verschaltet rund 54 Zellen und schützt sie vor Wetter. Eine einzelne TOPCon-Zelle im Format 182 × 192 mm liefert etwa 9 Watt, ihre Leerlaufspannung liegt bei rund 0,74 Volt. Im Modul sind die Zellen meist halbiert, also 108 Halbzellen. Glas, Einbettfolie, Rahmen und Anschlussdose machen daraus ein Bauteil mit rund 40 Volt Leerlaufspannung und 430 bis 500 Watt.

Der Modulwirkungsgrad liegt stets unter dem Zellwirkungsgrad. 2026 sind es laut ITRPV 25,6 % für die TOPCon-Zelle und 23,9 % für das Modul. 3 Gründe erklären die Differenz:

• Fläche: Rahmen und Zellzwischenräume erzeugen keinen Strom.
• Optik: Glas und Einbettfolie reflektieren und schlucken etwas Licht.
• Verschaltung: Lötbänder und Kontakte haben elektrischen Widerstand.

Für den Ertrag auf dem Dach zählt deshalb der Modulwirkungsgrad aus dem Datenblatt. Glas, Rahmen und Modultypen erklärt der Beitrag Solarmodul: Aufbau, Typen und Leistung.

Wie werden Solarzellen hergestellt?

Kristalline Solarzellen entstehen in 6 Schritten vom Rohsilizium bis zur gemessenen Zelle.

1. Polysilizium: Hochreines Silizium entsteht 2025 zu rund 85 % im sogenannten Siemens-Verfahren.

2. Kristall ziehen: Ein Impfkristall wird aus der Schmelze gezogen, es entsteht ein runder Einkristall (Ingot).

3. Wafer sägen: Diamantdrähte schneiden Scheiben von 120 bis 140 µm Dicke.

4. Texturieren und dotieren: Ätzen erzeugt die Lichtfalle, Bor oder Phosphor bilden den p-n-Übergang.

5. Beschichten: Passivier- und Antireflexschichten werden hauchdünn abgeschieden.

6. Metallisieren und messen: Silberpaste wird per Siebdruck aufgetragen, jede Zelle wird geprüft und sortiert.

Das Kristallziehen nach Czochralski beschreibt der Beitrag monokristalline Solarmodule ausführlicher.

Welche Wafergrößen gibt es?

2026 setzen sich große und rechteckige Wafer durch, das quadratische Format M10 verliert Anteile. 4 Formate sind wichtig:

• M10: 182 × 182 mm, lange Standard, laut ITRPV auf dem Rückzug.
• G12: 210 × 210 mm, vor allem für große Kraftwerksmodule.
• 210R: 182 × 210 mm, rechteckig, für Kraftwerksmodule mit 2.382 × 1.134 mm.
• 191R: 182,2 × 191,6 mm, zum Beispiel für Dachmodule mit 1.762 × 1.134 mm.

Für Hausdächer zählt vor allem die Modulgröße, nicht das genaue Zellformat. Laut ITRPV bleiben Module mit 1,8 bis 2 m² die Hauptklasse für Wohngebäude.

Wie reagieren Solarzellen auf Hitze?

Solarzellen verlieren bei Hitze Leistung, moderne Zellen je nach Technik 0,24 bis 0,34 % pro Grad über 25 °C. Dieser Wert heißt Temperaturkoeffizient und steht im Datenblatt. Mit steigender Temperatur schrumpft die Bandlücke. Die Spannung einer Siliziumzelle sinkt dadurch laut PVEducation um rund 2,2 Millivolt pro Grad.

Die Datenblätter aktueller Module zeigen 5 typische Werte:

• HJT: −0,24 %/°C
• Rückkontakt: −0,26 %/°C
• TOPCon: −0,29 %/°C
• CdTe-Dünnschicht: −0,32 %/°C
• PERC: −0,34 %/°C

Ältere Ratgeber nennen noch 0,4 bis 0,5 % pro Grad. Das beschreibt frühere Zellgenerationen. An einem heißen Sommertag mit 30 °C Lufttemperatur und 1.000 W/m² Einstrahlung erreichen Zellen rechnerisch rund 61 °C. Grundlage ist der Datenblattwert NOCT von 45 °C, gemessen bei 800 W/m², 20 °C Luft und 1 m/s Wind.

Was bringt ein höherer Zellwirkungsgrad auf dem Dach? Das 42watt-Rechenbeispiel

Auf 30 m² Modulfläche bringt jeder Prozentpunkt Modulwirkungsgrad rund 285 kWh mehr Strom pro Jahr. Das entspricht etwa 47 Euro jährlich. Annahmen: 30 m² Modulfläche, durchschnittliche Modulwirkungsgrade 2025 laut ITRPV, 950 kWh Ertrag pro kWp und Jahr. Der Strom zählt mit einem Mischwert von 16,5 Cent pro kWh. Dahinter stehen 30 % Eigenverbrauch zu 37,0 Cent (BDEW, Haushaltsstrompreis 2026) und Einspeisung zu 7,70 Cent (Teileinspeisung bis 10 kWp, Inbetriebnahme ab 01.08.2026). Die letzte Spalte zeigt die Leistung an einem heißen Sommermittag mit 1.000 W/m² und 61 °C Zelltemperatur.

Kurz eingeordnet: Gegenüber PERC bringt TOPCon auf gleicher Fläche rund 510 kWh oder 85 Euro mehr pro Jahr. Rückkontakt liegt rund 680 kWh oder 113 Euro vorn. Bei Hitze verschiebt sich das Bild: HJT liefert dank des besseren Temperaturkoeffizienten rund 130 Watt mehr als TOPCon. Die Mittagswerte sind eine Momentaufnahme, kein Jahresertrag. Der Vorteil zählt nur, wenn das Dach die Modulzahl begrenzt. Abzinsung, Alterung und Strompreisänderungen sind nicht berücksichtigt.

Häufige Fragen zu Solarzellen

Wie lange halten Solarzellen?

Siliziumzellen sind im Modul auf Jahrzehnte ausgelegt und verlieren nur langsam Leistung. Das Fraunhofer ISE maß an 44 Dachanlagen im Mittel rund 0,15 % Verlust pro Jahr. Das US-Forschungslabor NREL (heute NLR) nennt als Median 0,5 % pro Jahr. Aktuelle Module haben meist 30 Jahre Leistungsgarantie.

Was ist der Unterschied zwischen Solarzelle und Solarkollektor?

Eine Solarzelle erzeugt Strom, ein Solarkollektor erzeugt Wärme. Kollektoren gehören zur Solarthermie und erwärmen eine Flüssigkeit für Heizung oder Warmwasser.

Wann gibt es Perowskit-Tandemzellen für das Hausdach?

Perowskit-Tandemmodule für Hausdächer sind 2026 in Deutschland noch nicht regulär erhältlich. Die ITRPV erwartet nennenswerte Stückzahlen ab etwa 2028. Ein Endkundenangebot für Hausbesitzende haben wir nicht gefunden.

Gibt es noch polykristalline Solarzellen?

Polykristalline Solarzellen werden praktisch nicht mehr hergestellt. Fraunhofer ISE zählt für 2025 keine neue Produktion. Es gibt sie höchstens als Restposten.