In den letzten Jahren haben sich neue Solarzell-Technologien etabliert, die gegenüber älteren Zellen wie der klassischen Aluminium-Back-Surface-Field (Al-BSF) Technologie höhere Wirkungsgrade ermöglichen. Ein Meilenstein war die Einführung der PERC-Zelle (Passivated Emitter and Rear Cell), welche durch eine passivierte Rückseiten-Schicht etwa 1–2 % mehr Wirkungsgrad erzielt als herkömmliche Zellen. PERC-Solarzellen wurden schnell zum neuen Standard der Industrie, zeigen jedoch auch einige Nachteile: Unter Lichteinwirkung und hoher Temperatur treten bei PERC-Modulen verstärkte Degradationseffekte auf (LID = lichtinduzierte Degradation und LeTID = licht- und temperaturinduzierte Degradation), wodurch die Leistung über die Zeit etwas stärker abfällt. Aufgrund dieser Schwächen beginnt man in der Branche, PERC-Zellen zunehmend durch neue N-Typ-Technologien zu ersetzen. Die zwei wichtigsten Vertreter der N-Typ-Zellen sind derzeit TopCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) und HJT (Heterojunction). Im Folgenden vergleichen wir diese Zelltechnologien und beleuchten Vor- und Nachteile für Praxis und Planung.

PERC-Zellen basieren in der Regel auf p-dotiertem monokristallinem Silizium und unterscheiden sich von älteren Zelltypen vor allem durch ihre Rückseitenpassivierung. Anstelle einer vollflächig metallisierten Aluminium-Rückseite (wie bei Al-BSF) besitzt die PERC-Zelle eine dünne dielektrische Schicht auf der Rückseite sowie lokal begrenzte Kontaktpunkte.

Schematischer Aufbau einer PERC-Solarzelle: Auf der Rückseite sorgt eine Passivierungsschicht dafür, dass einfallendes Licht reflektiert und ein zweites Mal verwertet wird. Außerdem reduziert die passivierte Rückseite die Oberflächenrekombination, was insgesamt den Wirkungsgrad steigert und etwa 1–2 % höher ausfallen lässt als bei früheren Al-BSF-Zellen.

Schematischer Aufbau einer PERC-Solarzelle: Auf der Rückseite sorgt eine Passivierungsschicht dafür, dass einfallendes Licht reflektiert und ein zweites Mal verwertet wird. Außerdem reduziert die passivierte Rückseite die Oberflächenrekombination, was insgesamt den Wirkungsgrad steigert und etwa 1–2 % höher ausfallen lässt als bei früheren Al-BSF-Zellen.

Die PERC-Technologie hielt in den 2010er-Jahren Einzug in die Massenproduktion und ermöglichte Modulwirkungsgrade von bis zu ~21–22 %, während konventionelle Standardzellen zuvor meist bei 19–20 % lagen. Neben dem höheren Wirkungsgrad bieten PERC-Module auch eine bessere Leistung bei schwachem Licht (z.B. morgens, abends oder bei Bewölkung) und eine etwas bessere Temperaturbeständigkeit als frühere Zelltypen. Zudem ließ sich die PERC-Technologie relativ einfach auf bestehenden Produktionsanlagen implementieren, da sie auf dem klassischen Zellaufbau aufbaut und lediglich zusätzliche Prozessschritte (die Passivierungsschicht auf der Rückseite) erfordert.

Allerdings haben PERC-Zellen auch Nachteile. Insbesondere neigen sie zu einem höheren Leistungsabfall über die Zeit: PERC-Module degradieren schneller als herkömmliche Zellen, was zu etwas stärkerem Leistungsverlust im Betrieb führt. Die Kombination aus Bor-dotiertem Silizium und Sauerstoff in PERC-Wafern begünstigt die Bildung von Bor-Sauerstoff-Komplexen, die den anfänglichen LID-Effekt von typ. ~2 % Leistungsabfall im ersten Betriebsjahr verursachen. Auch der sogenannte LeTID-Effekt (licht- und temperaturinduzierte Degradation) tritt bei PERC unter intensiver Einstrahlung und höheren Temperaturen auf und kann über die Jahre weitere Leistungsabfälle verursachen. Typischerweise verlieren PERC-Module nach dem ersten Jahr rund 0,45 % ihrer Leistung pro Jahr. Darüber hinaus sind PERC-Module durch die zusätzlichen Fertigungsschritte (Passivierung) etwas teurer in der Herstellung als die früheren Standardzellen – im Jahr 2024 lagen die Modulpreise etwa 10–20 % höher als bei konventionellen monokristallinen Modulen.

Die TopCon-Zelle ist eine Weiterentwicklung auf Basis von n-dotiertem monokristallinem Silizium. Sie verfügt – ähnlich wie PERC – über eine passivierte Rückseite, geht jedoch noch einen Schritt weiter: Zwischen dem Siliziumwafer und der aufgedampften Polysilizium-Kontaktschicht befindet sich eine hauchdünne Tunneloxidschicht. Dieser Tunnel-Oxid-Kontakt reduziert die Rekombinationsverluste an der Zellrückseite erheblich und ermöglicht einen sehr effizienten Ladungstransport. In der Praxis erreichen TopCon-Solarzellen dadurch höhere Wirkungsgrade als PERC: Durchschnittlich liegen aktuelle TopCon-Zellen bei ca. 23–24 % Effizienz (teils bis ~25 % in Labor und Premium-Modulen). Damit hat TopCon im Jahr 2024 PERC als marktführende Zelltechnologie abgelöst.

Ein großer Vorteil der N-Typ-TopCon-Technologie ist ihre Unempfindlichkeit gegenüber LID/PID-Degradation. Da TopCon-Zellen auf einem phosphor/n-dotierten Wafer basieren, enthalten sie kein Bor – der initiale lichtinduzierte Degradationsverlust tritt also praktisch nicht auf. Hersteller berichten bei TopCon-Modulen von einem Leistungsabfall von unter 1 % im ersten Jahr. Auch spannungsinduzierte Degradation (PID) und LeTID-Effekte wurden bei TopCon deutlich reduziert. Im langfristigen Betrieb wird eine jährliche Leistungsdegradation von unter ~0,4 % angegeben, was geringfügig besser ist als bei PERC-Modulen.

TopCon-Module zeichnen sich zudem durch einen etwas niedrigeren Temperaturkoeffizienten aus. Typische TopCon-Zellen verlieren etwa −0,30 bis −0,32 %/°C an Leistung pro Grad Temperaturanstieg, während PERC-Zellen bei ca. −0,35 %/°C liegen. Bei Modultemperaturen um 45 °C fallen die thermischen Verluste bei TopCon dadurch rund 8–9 % geringer aus als bei vergleichbaren PERC-Modulen. In heißen Umgebungen oder im Sommer führt dies zu einem höheren Energieertrag.

Ein weiterer Vorteil ist der meist bifaziale Zellaufbau der TopCon-Module. N-Typ-Zellen sind nahezu immer als bifaziale Zellen ausgelegt, d.h. sie können Licht von Vorder- und Rückseite zur Stromerzeugung nutzen. TopCon-Module erreichen Rückseitenwirkungsgrade von ca. 85 % relativ zur Vorderseite. Zum Vergleich: PERC-Module liegen oft nur bei ~70 % und spezielle HJT-Bifacialzellen sogar bei ~95 %. In der Praxis bedeutet das, dass TopCon-Paneele bei Aufständerung über reflektierendem Untergrund (z.B. hellem Beton, Sand, Schneeflächen) erheblich Mehrertrag durch die Modulrückseite generieren können.

Für Hersteller und Installateure bietet TopCon noch einen pragmatischen Vorteil: Die Technologie lässt sich nahtlos in bestehende PERC-Produktionslinien integrieren. Viele Fertigungsanlagen können mit überschaubaren Modifikationen auf TopCon umgestellt werden, ohne komplett neue Produktionsstraßen aufzubauen. Diese Kompatibilität mit vorhandener Infrastruktur – bei gleichzeitig höherer Effizienz – ist ein Hauptgrund, warum ab 2024 zahlreiche große Modulhersteller (insbesondere aus China wie Jinko Solar, LONGi, Jolywood etc.) verstärkt TopCon-Module auf den Markt gebracht haben. TopCon bietet damit ein attraktives Verhältnis von Leistungssteigerung zu Investitionsaufwand für die Industrie.

Zusammengefasst liefern TopCon-Solarzellen im Feld etwas bessere Wirkungsgrade als PERC, sind robust gegen Degradation und Hitze und eröffnen durch ihren bifazialen Aufbau zusätzliche Ertragschancen. Die Kehrseite sind leicht höhere Produktionskosten und eine noch nicht ganz so lange Betriebserfahrung wie bei PERC – dennoch hat sich TopCon bereits als neuer Branchenstandard positioniert.

Eine alternative N-Typ-Technologie ist die Heterojunction-Solarzelle (HJT). Dieses Konzept kombiniert zwei Solarzell-Typen in einer Zelle: einen dünnen monokristallinen N-Typ-Siliziumwafer und daran beidseitig aufgebrachte hauchdünne Schichten aus amorphem Silizium. Vereinfacht gesprochen besteht eine HJT-Zelle also aus einer klassischen kristallinen Zelle, die oben und unten mit Dünnschicht-Solarzellen beschichtet ist. Durch diese Kombination kann die Zelle ein breiteres Spektrum des Sonnenlichts ausnutzen und interne Verluste reduzieren. HJT-Module erreichen dadurch Spitzen-Wirkungsgrade von ~23–24 % (Maximalwerte um 25–26 % im Labor wurden bereits erzielt) – also ähnlich hoch wie TopCon. Auch HJT-Zellen sind vom Wafer her n-dotiert (Phosphor), wodurch sie wie TopCon nicht unter Bor-LID leiden.

Herausragend ist bei HJT-Modulen der extrem niedrige Temperaturkoeffizient. Durch den besonderen Zellaufbau mit amorphen Schichten beträgt der Leistungsabfall nur etwa −0,24 %/°C – deutlich niedriger als bei PERC (-0,35) oder TopCon (-0,32). In heißem Klima liefern HJT-Module also die relativ besten Ergebnisse, da sie auch bei hoher Modultemperatur fast die volle Leistung erbringen. Gleichzeitig besitzen HJT-Module konstruktionsbedingt eine symmetrische Zellstruktur, wodurch praktisch jedes HJT-Modul bifazial ist. Mit bifazialen Glas-Glas-Modulen werden Rückseiten-Ertragsfaktoren bis ~95 % erreicht– d.h. fast genauso viel Leistung von der Rückseite wie von der Vorderseite, was in bifazialen Anwendungen (z.B. Freiflächenanlagen, Carports oder Fassaden) maximale Energieausbeute ermöglicht.

Auch in Sachen Degradation schneiden HJT-Solarzellen hervorragend ab. Hochwertige HJT-Module verlieren im ersten Jahr nur ca. ~1 % Leistung– weniger als TopCon (~1,5 %) und deutlich weniger als PERC (~2 %). In den Folgejahren beträgt die typische jährliche Degradation nur etwa 0,3–0,35 % pro Jahr, womit HJT ebenfalls knapp besser ist als TopCon (~0,4 %) und PERC (~0,45 %). Diese Stabilität bedeutet, dass HJT-Module ihre Nennleistung über Jahrzehnte sehr gut halten und langfristig etwas mehr Energie liefern können.

Die Nachteile der Heterojunction-Technologie liegen hauptsächlich in der Herstellungsseite. HJT-Zellen erfordern eine aufwendige Fertigung mit präziser Abscheidung mehrerer Schichten und speziellen Anlagen. Dies führt zu höheren Produktionskosten – HJT-Module sind derzeit (2024/25) noch spürbar teurer als PERC- oder TopCon-Module. Zudem steckte die HJT-Technik lange in der Entwicklungsphase und hat noch einen geringen Marktanteil (derzeit <5 %). Nur wenige Hersteller produzieren bisher HJT-Module in größeren Stückzahlen, was die Verfügbarkeit einschränkt und zu längeren Lieferzeiten führen kann. Nichtsdestotrotz setzen einige Premium-Hersteller gezielt auf HJT, um höchste Effizienz und Qualität zu erreichen. So hat z.B. der Schweizer Hersteller Meyer Burger 2021/22 seine Produktion auf Heterojunction-Zellen umgestellt, um im europäischen Markt Hochleistungsmodule „Made in Europe“ anzubieten. Auch Panasonic (HIT), REC, Risen und andere führen HJT-Modelle im Portfolio.

Unterm Strich glänzt HJT durch Bestwerte bei Temperatur und Degradation – ideal für anspruchsvolle Anwendungen oder beengte Flächen, wo maximale Leistung pro Fläche gefragt ist – muss jedoch (noch) gegen höhere Kosten und Fertigungskomplexität abgewogen werden.

Mit PERC, TopCon und HJT stehen heute drei Haupt-Technologiepfade für kristalline Siliziumzellen zur Verfügung. PERC hat die Solarindustrie in den letzten Jahren vorangebracht, wird aber Schritt für Schritt vom N-Typ abgelöst. TopCon-Zellen bieten einen effizienten und industriefreundlichen Zwischenschritt mit hoher Leistung und einfacher Herstellungsintegration, während HJT-Zellen das Effizienz-Maximum herausholen und in puncto Performance am robustesten sind – allerdings (noch) zu höheren Kosten. Für die meisten Installationen werden N-Typ-Module künftig die bessere Wahl sein, doch letztlich hängt die Entscheidung von den Projektanforderungen (Fläche, Budget, Klima) ab. Die gute Nachricht: Egal ob PERC, TopCon oder HJT – die Weiterentwicklung der Zelltechnologie sorgt dafür, dass Solarmodule immer effizienter, haltbarer und dadurch wirtschaftlich attraktiver werden.