Die Photovoltaik zählt zu den innovativsten Branchen im Energiesektor. Kaum ein Jahr vergeht ohne neue Zelltechnologien, effizientere Moduldesigns oder modernisierte Normen. Für Installateure und Planer bedeutet das: Wer am Markt erfolgreich bleiben will, muss mit den neuesten Trends Schritt halten – denn die Technik entwickelt sich tatsächlich rasanter, als viele denken. In diesem Beitrag beleuchten wir die aktuellen Technologiewechsel bei Solarzellen, den Siegeszug von Glas-Glas-Modulen sowie kommende High-End-Konzepte wie Tandemzellen und Rückkontakt-Technologien. Auch auf Systemebene (Spannung, Modulgröße, Wechselrichter) tut sich einiges. Technologiewissen wird damit zum Schlüssel für Wettbewerbsfähigkeit – jede Neuerung macht PV-Anlagen effizienter, langlebiger und wirtschaftlicher.

Über Jahrzehnte dominierten p-Typ-Solarzellen (meist p-Typ-PERC) den Markt. Doch inzwischen vollzieht sich ein Technologiewechsel hin zu n-Typ-Zellen in atemberaubendem Tempo. Neue Zellkonzepte wie TOPCon und HJT setzen auf n-dotiertes Silizium und verdrängen herkömmliche p-Typ-Technologien:

• TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact): Bereits im Jahr 2025 wird erwartet, dass TOPCon-Zellen etwa 54 % Marktanteil erreichen. TOPCon zeichnet sich durch einen höheren Wirkungsgrad und die Möglichkeit zur Weiterentwicklung auf bestehenden PERC-Produktionslinien aus. Viele große Hersteller (LONGi, Jinko, Trina etc.) haben in kurzer Zeit auf TOPCon umgestellt.

• HJT (Heterojunction-Technologie): HJT-Zellen, eine Kombination aus kristallinem Silizium und amorphen Siliziumschichten, kommen 2025 zwar erst auf rund 8 % Marktanteil, Tendenz aber steigend. Trotz höherer Investitionskosten bietet HJT exzellente Leistungswerte, insbesondere einen sehr niedrigen Temperaturkoeffizienten.

Die Vorteile der neuen n-Typ-Technologien liegen auf der Hand: Sie erreichen höhere Wirkungsgrade, weisen eine geringere Degradation auf und liefern eine bessere Performance bei hohen Temperaturen im Vergleich zu bisherigen p-Typ/PERC-Zellen. Zum Beispiel sinkt der Leistungsabfall pro Temperaturgrad bei HJT-Zellen auf etwa -0,24 %/K statt -0,35 %/K wie bei PERC – ein deutlicher Vorteil an heißen Tagen. Auch die anfängliche lichtinduzierte Degradation (LID) und potenzialinduzierte Degradation (PID) sind bei n-Typ geringer. TOPCon-Module verlieren im ersten Betriebsjahr meist unter 1 % Leistung und danach nur ca. 0,4 % pro Jahr – so bleibt die Anlage langfristig ertragsstärker.

All diese Faktoren führen dazu, dass Projekte schon jetzt vermehrt mit n-Typ-Modulen ausgestattet werden. P-Typ-Module werden zwar noch verkauft (vor allem aus Kostengründen), aber ihr Anteil schrumpft rapide. Experten gehen davon aus, dass n-Typ-Solarzellen die klassischen p-Typ-Zellen in den kommenden Jahren vollständig ablösen. Laut Prognosen könnte allein TOPCon bis 2025 global bis zu ~80 % Marktanteil erreichen. Für Installationsbetriebe heißt das: Die Einarbeitung in n-Typ-Technologien – von veränderten Anschlussdosen bis hin zu neuen Layouts – wird zum Muss, um State-of-the-Art-Anlagen anbieten zu können.

• Hohe Robustheit: Glas-Glas-Module bieten den bestmöglichen Schutz für die empfindlichen Solarzellen. Sie sind deutlich widerstandsfähiger gegen Feuchtigkeit, Ammoniak, Salznebel und mechanische Lasten. Da Vorder- und Rückseite aus identischem Material bestehen, wirken thermische Ausdehnungen gleichmäßig – die Zellen werden bei Hitze und Kälte weniger gestresst. Dadurch treten weniger Mikrorisse und andere Defekte auf.

• Längere Lebensdauer: Dank dieser Robustheit haben Glas-Glas-Module eine deutlich längere Lebensdauer. Viele Hersteller gewähren inzwischen Produkt- und Leistungsgarantien von 30 Jahren und mehr. Die jährliche Leistungsdegradation ist extrem gering – oft unter 0,5 % pro Jahr über 30 Jahre. Zum Vergleich: Bei Standardmodulen lag lange eine 25‑Jahres-Garantie mit 0,7 % jährlicher Degradation üblich. Die verlängerte Haltbarkeit führt zu einem höheren Gesamtertrag über den Lebenszyklus.

• Weniger Ausfälle und Reklamationen: Die stabile Glas-Glas-Verkapselung reduziert typische Ausfallursachen (etwa Delamination der Rückseitenfolie, PID-Effekte durch Feuchtigkeit oder Zellrisse durch mechanische Spannungen). Im Betrieb zeigen sich daher weniger Leistungsverluste und weniger Garantiefälle. Für Installateure bedeutet das weniger Wartung und geringere Austauschkosten im Feld – ein Pluspunkt in Sachen Kundenzufriedenheit.

• Ertragsvorteile durch Bifazialtechnik: Viele Glas-Glas-Module sind bifazial (durchsichtig auf der Rückseite). In Kombination mit hellen Dachflächen oder Aufständerungen können sie auch rückseitig Licht einfangen. Der sogenannte bifaciale Faktor liegt bei n-Typ-Modulen deutlich höher als bei PERC – TOPCon erreicht ~85 %, HJT sogar >90 %. Dadurch lässt sich unter guten Bedingungen ein Mehrertrag von 5–20 % erzielen.

• Bessere Feuer- und Umwelteigenschaften: Glas ist nicht brennbar, wodurch Glas-Glas-Module einen höheren Brandschutz bieten als Kunststoffrückseiten. Zudem sind die eingesetzten Materialien (Glas, Silizium, Aluminium) vollständig recycelbar, was perspektivisch die Umweltbilanz verbessert.

Die anfangs höheren Kosten für Glas-Glas-Technik sind in den letzten Jahren gesunken. Durch Massenproduktion und dünnere Glasschichten sind viele Glas-Glas-Modelle heute nur noch geringfügig teurer als Glas-Folie-Modelle. Deshalb etablieren sie sich in vielen Bereichen als neuer Standard, besonders bei anspruchsvollen Anlagen: So sind Glas-Glas-Module in privaten Dachanlagen 2025 bereits in vielen Fällen zur Norm geworden – der Mehrpreis amortisiert sich durch höhere Zuverlässigkeit. Für Fachbetriebe bieten Glas-Glas-Module schlagkräftige Verkaufsargumente: langlebigere Anlagen, weniger Risiko für den Kunden und potenziell bessere Erträge über die Laufzeit.

Während TOPCon und HJT aktuell die Marktentwicklung bestimmen, stehen schon die nächsten Generationen von Solarzellen in den Startlöchern. Zwei vielversprechende Ansätze sind Tandemsolarzellen und Rückkontakt-Technologien, die derzeit vom Laborstadium Richtung Serienreife drängen.

Tandemzellen (Silizium + Perowskit): Unter Tandem versteht man die Kombination zweier unterschiedlicher Halbleiterschichten, um ein breiteres Lichtspektrum zu nutzen. Am populärsten ist derzeit die Kopplung einer herkömmlichen Siliziumzelle mit einer Perowskit-Solarzelle. Labore weltweit – von Oxford PV bis zu chinesischen Herstellern – melden hier Schlagzeilen: Wirkungsgrade von über 30 % wurden bereits erzielt. Erste Modul-Prototypen erreichen beeindruckende Leistungswerte. So präsentierte Trina Solar im Juni 2025 ein Perowskit-Silizium-Tandem-Modul mit 841 W Nennleistung (bei 27,1 % Modulwirkungsgrad). Dieses Paneel im Großformat (3,1 m²) war das erste Photovoltaikmodul weltweit, das die 800-Watt-Marke durchbrach. Kurz zuvor hatte Trina auch einen Zelleffizienz-Rekord von 31,1 % auf einem industriellen 210-mm-Wafer verkündet. Die Zahlen verdeutlichen das Potenzial: Tandem-Technologien könnten die Effizienzlimite von reinen Siliziumzellen (ca. 26–27 %) deutlich überwinden. Noch sind Perowskit-Tandems in der Pilotfertigung und mit Herausforderungen (Stabilität, Kosten) behaftet. Doch die Entwicklungsrichtung ist klar – in einigen Jahren könnten Module mit 30 %+ Wirkungsgrad und 700–800 Wp Leistung zum neuen High-End-Standard werden. Erste kommerzielle Produkte werden für 2026–2027 erwartet, sofern Haltbarkeitstests erfolgreich sind.

Rückkontakt-Technologien (IBC, HPBC, HJT+Back-Contact): Bei Rückkontaktzellen sind – anders als bei Standardzellen – sämtliche elektrischen Kontakte auf der Zellrückseite angebracht. Dadurch wird die komplette Vorderseite zur Lichtabsorption genutzt, Schattenverluste entfallen. Klassische Vertreter sind IBC-Zellen (Interdigitated Back Contact), wie sie SunPower/Maxeon seit Jahren einsetzt. Neuere Varianten sind etwa HPBC (High Performance Back Contact) von JinkoSolar oder HBC (Heterojunction Back Contact, Kombination aus HJT und Rückkontakt). Diese Technologien haben im Labor bereits hervorragende Wirkungsgrade erzielt: Heterojunction-Back-Contact-Zellen überschritten zuletzt 26 % Zellwirkungsgrad, und Module auf IBC/HPBC-Basis erreichen in Tests um 24–25 %. LONGi stellte z.B. 2023 einen HBC-Prototyp vor, der in der Größe eines Standardmoduls 25,2 % Effizienz schaffte. Im Mai 2025 ging LONGi sogar einen Schritt weiter und präsentierte mit dem Hi-MO S10 das erste kommerziell verfügbare HJT-Rückkontakt-Modul für den Wohndachbereich. Dieses 54-Zell-Modul erreicht bis zu 510 W Leistung bei etwa 25 % Modulwirkungsgrad und ist damit eines der effizientesten PV-Module am Markt. Es nutzt 27,6 %-Effizienz-Zellen und kombiniert sie mit bifazialem, busbarfreiem Design.

Die Rückkontakt-Technologien stehen kurz vor dem Durchbruch in die Massenfertigung. Zwar sind IBC-Module (z.B. SunPower Maxeon) bereits seit Langem erhältlich, jedoch waren sie teuer und hauptsächlich im Premiumsegment. Durch die Kombination mit n-Typ-Heterojunction (für noch höhere Effizienz) und verbesserte Produktionsprozesse (z.B. SmartWire statt klassischer Lötverbinder) sinken die Kosten allmählich. Branchenanalysten erwarten, dass IBC/HBC-Module in den nächsten 1–2 Jahren vermehrt auf den Markt kommen – insbesondere für dachkritische Anwendungen, wo maximale Leistung auf begrenzter Fläche gefragt ist. Mit Laboreffizienzen von 26 % und ersten Produkten um 25 % Wirkungsgrad sehen wir hier das nächste große Effizienz-Upgrade am Horizont. Kurzum: Die Effizienzkurve ist noch lange nicht am Ende – weder auf Zell- noch auf Modulebene.

Nicht nur bei den Solarzellen und Modulen, auch auf Systemebene schreitet die technische Entwicklung voran. Insbesondere bei Großanlagen, aber zunehmend auch in normalen Installationen, setzen sich neue Standards durch, die höhere Leistung und effizienteren Betrieb ermöglichen.

1500 V DC-Systemspannung: Lange Zeit waren Photovoltaik-Stränge auf maximal 1000 V Gleichspannung ausgelegt. In den letzten Jahren haben jedoch Wechselrichter, Module und Verkabelung für 1500 V DC Einzug gehalten – vor allem im Utility-Scale-Bereich. Mittlerweile sind 1500-Volt-Systeme weitgehend zum Industrie-Standard geworden. Der Vorteil liegt darin, dass man pro Strang mehr Module in Reihe schalten kann, wodurch bei gleicher Leistung der Strom reduziert wird. Niedrigere Ströme bedeuten geringere Leitungsverluste und ermöglichen die Verwendung dünnerer Kabel – das senkt die BoS-Kosten (Balance of System) deutlich. Außerdem können bei höherer Spannung mehr Module pro MPP-Tracker und pro Wechselrichter angeschlossen werden, was die Anzahl der benötigten Komponenten (Combiner Boxen, Wechselrichter) verringert. Insgesamt lassen sich so große PV-Anlagen kostengünstiger und effizienter bauen. Der nächste Schritt steht sogar schon bevor: Erste Hersteller testen bereits 2000 V Systeme, und in einigen Märkten (z.B. USA, China) wurden 2000V-Module und -Inverter 2024 zertifiziert. In Europa dürfte 1500 V aber vorerst der maßgebliche Standard bleiben, zumal auch viele größere Dachanlagen davon profitieren.

Größere Modulflächen: Ein eher regulatorischer, aber praxisrelevanter Wandel ist die in Deutschland eingeführte 3-Quadratmeter-Regel. Bisher galten Module mit über 2 m² Fläche als bauaufsichtlich genehmigungspflichtig, was den Einsatz von XXL-Modulen auf Dächern einschränkte. Ende 2024 wurde nun die zulässige Einzelmodulfläche auf bis zu 3 m² erhöht. Diese Anpassung der Muster-Verwaltungsvorschrift Technische Baubestimmungen (MVV TB) hat bereits in den meisten Bundesländern Gesetzeskraft erlangt. Praktisch bedeutet das: Hersteller können größere Module (z.B. 2,5 m²) anbieten, ohne dass Installateure dafür eine Sondergenehmigung einholen müssen. Viele neue Hochleistungsmodule – etwa solche mit 78 oder 80 Zellen im Format 2,4–2,6 m² – sind damit einfacher einsetzbar. Größere Module bedeuten weniger Module für die gleiche Leistung, was Installationszeit spart. Insbesondere bei Indach-Systemen und bei Gewerbedächern, wo Handhabung möglich ist, dürften solche großflächigen Module nun verstärkt zum Einsatz kommen. (Zu beachten: Das Gewicht steigt natürlich entsprechend mit der Fläche, weshalb in der Praxis zwei Monteure zum Heben nötig sind. Dennoch ist die Regelvereinfachung ein Schritt, der den Weg für leistungsstärkere Module frei macht.)

Hybridwechselrichter mit Speicher und Notstrom: Immer häufiger setzen sich Hybrid-Wechselrichter durch – also Geräte, die PV-Erzeugung und Batteriespeicher in einem System vereinen. Moderne dreiphasige Hybridwechselrichter ersetzen separate Solar- und Batteriewechselrichter, was Kosten spart und die Installation vereinfacht. Viele dieser Geräte bieten zusätzlich eine Notstromfunktion: Fällt das öffentliche Netz aus, können sie in wenigen Millisekunden auf Inselsystem umschalten und das Haus aus der PV-Anlage und Batterie versorgen. Leistungsstarke Modelle liefern im Backup bis zu 10 kW und können ganze Haushalte netzunabhängig betreiben. Zusätzlich sind heute Smart-Grid-Funktionen integriert – etwa Schnittstellen zur intelligenten Steuerung von Wärmepumpen und Wallboxen (Elektroauto-Ladestationen) entsprechend dem PV-Ertrag. Ein Beispiel ist SMA’s Sunny Tripower Smart Energy, ein 2-in-1-Gerät mit speziellen Anschlüssen, um Wärmepumpen anzusteuern und Überschussstrom fürs Laden des E-Autos freizugeben. Auch dynamische Netzdienste (Einspeisemanagement, Frequenzhaltung) beherrschen viele Hybridwechselrichter, sodass sie mit zukünftigen Smart-Grid-Anforderungen kompatibel sind. Für Installateure bedeutet dies neue Möglichkeiten, Kunden ganzheitliche Energielösungen zu bieten – PV-Anlage, Speicher, Backup und Sektorkopplung in einem. Zugleich erfordert es Know-how in der Speicherintegration, Programmierung von Energieflüssen und Kenntnis der Förderbedingungen für Batteriesysteme. Der Trend geht klar dahin, PV-Anlagen “fit für Notfälle” und zugleich optimal ins Hausenergiemanagement eingebunden zu installieren