Einfach erklärt: Wirkungsgrad von Solarmodul und Wechselrichter
„Entscheidend ist, was hinten rauskommt“, so einst ein deutscher Bundeskanzler. Auf die Photovoltaik übertragen spricht man vom Wirkungsgrad. Dessen Werte erscheinen auf den ersten Blick zwar erschreckend gering, doch „das, was vorne reinkommt“, wird schließlich auch zum Nulltarif geliefert. Solarmodule und Wechselrichter weisen jeweils eigene Wirkungsgrade auf. Wir zeigen die Unterschiede auf, erklären die Zusammenhänge – und werfen einen kleinen Blick auf die Erforschung leistungsfähiger PV-Module.
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Definition von Wirkungsgrad
Der Wirkungsgrad beschreibt das Verhältnis von eingesetzter Energie zu nutzbarer Energie. Oder anders: Er gibt an, wie viel der auf ein Solarmodul auftreffenden Sonnenenergie von der Photovoltaikanlage in Strom umgewandelt werden kann. Die Angabe erfolgt in Prozent. Wechselrichter haben ebenfalls einen Wirkungsgrad. Für den Wechselrichterwirkungsgrad gilt das Gleiche wie für den Modulwirkungsgrad: Je höher der angegebene Prozentsatz, desto effektiver arbeitet die Komponente.
Modul-Wirkungsgrad
Solarzellen und -module setzen nur einen Teil der auftreffenden Sonnenstrahlung in elektrischen Strom um. Aktuelle kristalline Silizium-Module liegen laut Fraunhofer ISE Photovoltaics Report typischerweise bei rund 19 bis knapp 25 % Modulwirkungsgrad, Dünnschichtmodule je nach Technologie etwa bei 6 bis knapp 20 %. Damit bleibt vom Großteil der einstrahlenden Sonnenenergie ein erheblicher Anteil ungenutzt.
Allerdings ist die Ressource „Sonne“ frei und unbegrenzt verfügbar. Es kommt also zu keiner Vergeudung wie beispielsweise bei der „Glühbirne“, die bis vor zwei Jahrzehnten das Maß aller Dinge in Sachen Beleuchtung war. Nur 5 % (!) der – zudem in konventionellen Kraftwerken – erzeugten Energie wurden in Licht umgewandelt, der Rest ging als Wärme flöten. Diese Energieverschwendung ist heute kaum noch vorstellbar. Dagegen sind die Generatorverluste bei der Erzeugung von Solarstrom geradezu gering.
Und: Der technische Fortschritt ist auch auf diesem Gebiet nicht aufzuhalten. Weltweit arbeiten Forscherteams permanent an der Verbesserung der Wirkungsgrade von Solarzellen und -modulen. Deshalb jetzt:
Ein kleiner Blick in die Forschung
An der TU Braunschweig wurde eine mit Farbstoffen gespickte Kunststofffolie entwickelt, die großflächig Licht einfangen und auf Hochleistungssolarzellen lenken kann. Das Potenzial der Siliziumphotovoltaik sei mit einem Wirkungsgrad von 25 Prozent praktisch ausgereizt, selbst der theoretisch maximal mögliche Wirkungsgrad liege stoffbedingt bei nur 29 Prozent, gab das Forscherteam als Hintergrund an. Aus den Hochleistungssolarzellen mit Gallium- oder Indiumverbindungen konnten bei Einsatz der Folien bereits 45 Prozent herausgekitzelt werden. Das 2018 entwickelte Verfahren ist bis heute weit entfernt von einem praktischen Einsatz.
Ähnliches gilt für die 2020 durch das National Renewable Energy Laboratory (NREL) konzipierte Solarzelle. Sie kommt unter konzentriertem Licht auf einen Wirkungsgrad von 47,1 Prozent, bei Sonnenlicht immerhin noch auf 39,2 Prozent. Möglich wird das durch die Verknüpfung von sechs verschiedenen Schichten, die jeweils einen bestimmten Teil des Spektrums des Sonnenlichts besonders gut ausnutzen können. Stand Anfang 2026 ist die Sechsfach-Schichten-Zelle weiterhin ein Laborkonzept und nicht am Markt verfügbar. Darüber hinaus ist zu bedenken, dass es sich um Höchstwerte unter Laborbedingungen handelt.
Noch in den Kinderschuhen steckt ein Forschungsprojekt der FH Bielefeld zur Weiterentwicklung von Farbstoffsolarzellen. Hauptkritikpunkt der bereits 1991 entwickelten „Grätzelzelle“ und ihrer bisherigen Varianten ist der Einsatz giftiger Farbstoffe wie Kobalt. Im April 2022 berichtete das Bielefelder Team von ersten Erfolgen mit der Verwendung von Hibiskusblüten als Farbstoff. Das Ziel sei, weg vom „Müll-Konzept“ und hin zur Circular Economy, zur Kreislaufwirtschaft, zu kommen. Dies gleiche den weitaus geringeren Wirkungsgrad als bei siliziumbasierten Solarzellen aus.
Perowskit-Silizium-Tandem – der nächste Schritt zur Serie
Reine Siliziumzellen nähern sich ihrer physikalischen Grenze: Das theoretische Maximum für Silizium liegt nach dem Shockley-Queisser-Modell bei etwa 29,4 Prozent – mehr lässt sich mit einer einzigen Siliziumschicht nicht herausholen. Der Ausweg sind Tandem-Solarzellen, bei denen zwei Zelltypen übereinander liegen und jeweils einen anderen Teil des Sonnenlichts nutzen. Besonders erfolgreich ist die Kombination aus einer klassischen Siliziumzelle unten und einer hauchdünnen Perowskit-Schicht oben.
Im April 2025 meldete der chinesische Hersteller LONGi einen vom US-Forschungszentrum NREL zertifizierten Rekord von 34,85 Prozent Wirkungsgrad für eine Silizium-Perowskit-Tandemzelle; das aktuelle NREL/NLR-Chart listet inzwischen 35,0 Prozent für diese Bauweise. Das theoretische Maximum dieser Bauweise liegt bei rund 43 Prozent – es gibt also noch Luft nach oben. Auch in Deutschland wird an der Technik gearbeitet: Das Fraunhofer ISE erreichte im September 2024 mit einer Zelle aus industriell texturiertem Silizium 31,6 Prozent, und der britisch-deutsche Hersteller Oxford PV liefert seit 2024 aus Brandenburg an der Havel die weltweit ersten kommerziellen Perowskit-Tandemmodule aus.
Zwei Hürden bleiben: Perowskit-Schichten sind empfindlicher gegen Feuchtigkeit und Temperatur als reines Silizium, und die Langzeitstabilität über 25 bis 30 Jahre muss sich in der Praxis erst beweisen. Hersteller wie Oxford PV geben für ihre ersten Tandemmodule bereits Garantien ab – ob diese Module im Privatkundenmarkt in breiter Menge verfügbar werden, zeichnet sich in den kommenden Jahren ab.
Für jede Installationsfläche die richtigen Solarpanele
Je höher der Wirkungsgrad der Solarmodule ist, desto weniger Dachfläche benötigen sie, um die gewünschte Leistung zu erzielen. Polykristalline Solarmodule spielen am Markt heute praktisch keine Rolle mehr: Laut dem Fraunhofer ISE Photovoltaics Report (Ausgabe 2025) entfallen rund 98 % der weltweiten PV-Modulproduktion auf monokristalline Siliziummodule; multikristalline Technik ist nahezu vom Markt verschwunden. Polykristalline Module kommen typischerweise auf einen Wirkungsgrad von 15 bis 18 Prozent und sind bei Neuanlagen kaum noch ein Thema.
Monokristalline Solarzellen sorgen für den höchsten Modulwirkungsgrad: mittlerweile bis zu 24 Prozent bei Serienmodulen mit TOPCon-Zellen (Tunnel Oxide Passivated Contact) oder HJT-Zellen (Heterojunction Technology). Die Monokristallinen sind die erste Wahl bei einer Installation auf normalgroßen Dächern von Einfamilienhäusern. Obwohl sie teurer sind als die einfachen polykristallinen, rechnen sie sich in den meisten Fällen recht schnell.
Neue Zelltechnologien: TOPCon und HJT
Hinter dem gestiegenen Modulwirkungsgrad stehen zwei Zelltechnologien, die ältere Bauarten ablösen. TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) hat sich 2024/25 als verbreitete Serientechnologie im Privatkundenmarkt durchgesetzt: Die Module erreichen 22 bis 24 Prozent Wirkungsgrad und altern langsamer als die ältere PERC-Variante. HJT (Heterojunction Technology) kombiniert kristallines mit amorphem Silizium, erzielt ähnlich hohe bis leicht bessere Wirkungsgrade und verliert an heißen Sommertagen weniger Leistung – ist dafür aber in der Anschaffung etwas teurer und wird häufig im Premium-Segment angeboten. HJT kann sich vor allem bei knapper Dachfläche oder hoher Wärmebelastung lohnen. Entscheidend für die Modulauswahl bleiben Angebotspreis, Garantie, Temperaturkoeffizient und Degradationsangaben in den Datenblättern der Hersteller – persönliche Beratung gibt es bei einem Fachbetrieb vor Ort.
Dünnschichtzellen haben niedrigere Wirkungsgrade als kristalline Module. Aber auch da gibt es Unterschiede: Amorphes Silizium (a-Si) erreicht etwa 6 bis 10 Prozent, CdTe-Module hingegen kommen auf bis zu 19 Prozent. Halbleiterbasierte CIGS-Module liegen bei bis zu 17 Prozent. Um rentabel zu sein, brauchen Dünnschichtmodule besonders große Flächen. Daher sind sie vor allem Industriehallen, Ställen und Scheunen zu finden. Immer beliebter werden die Leichtgewichte für die Fassaden-Installation. In Gegenden mit überwiegend diffuser Strahlung sammeln Dünnschichtzellen generell Punkte.
Eine Tabelle in unserem Beitrag Photovoltaik-Module im Vergleich stellt alle Vor- und Nachteile der verschiedenen Modultypen gegenüber.
Kurzes Fazit zur Montagefläche: Bei leichten Dünnschichtmodulen aus amorphem Silizium ist mit einer (Dach-)Fläche von rund 10 bis 17 m², bei den meistverkauften monokristallinen Modulen mit etwa 4 bis 5 m² pro kWp Anlagenleistung auszugehen. Die folgende Übersicht stellt die wichtigsten Modultypen gegenüber:
Aktuelle Modultypen im Vergleich
Wechselrichter-Wirkungsgrad
Die primäre Aufgabe eines Wechselrichters besteht darin, Gleichstrom in Wechselstrom umzuwandeln. Dabei geht ebenfalls Energie verloren. Da der Strom bis zur Ankunft im Wechselrichter bereits einen Weg hinter sich gebracht hat, ist die Berechnung bei dieser Komponente komplizierter. Denn der Wirkungsgrad des Wechselrichters hängt wesentlich davon ab, welchen Input er von den Solarmodulen bekommt. Weitere Verluste entstehen durch die Verkabelung. Werden die Vorgaben der Anlagenhersteller befolgt, halten sich die Leitungsverluste jedoch meistens in Grenzen.
Der Umwandlungswirkungsgrad hilft beim Vergleich verschiedener Wechselrichter. Er gibt an, welcher Anteil der vom Solargenerator gelieferten Gleichstromleistung in das Wechselstromnetz eingespeist wird. Je nach Wechselrichtertyp variieren die Werte zwischen ca. 92 und 99 Prozent. Am unteren Rand siedeln sich die Trafogeräte an, am oberen die trafolosen Wechselrichter. Der Maximalwirkungsgrad wird allerdings nur am günstigsten Betriebspunkt im Datenblatt erreicht – nicht zwingend bei 100 % Auslastung und im Alltag selten. Für PV-Anlagen-Betreiber ist deshalb der Europäische Wirkungsgrad aussagekräftiger, weil er die Teillastbereiche realistisch gewichtet.
Entscheidend für den Anlagenertrag ist der Wirkungsgrad, der sich im Mittel über das ganze Jahr ergibt. Aus diesem Grund wird in der DIN EN 50530 (VDE 0126-12) der Europäische Wirkungsgrad als Vergleichskenngröße definiert. Er gewichtet die einzelnen Teilwirkungsgrade entsprechend der Häufigkeit ihres Auftretens in Mitteleuropa. Auf den ersten Blick unterscheiden sich die Werte nicht extrem: Die modernen Geräte erreichen alle über 95, Spitzengeräte mit SiC-Halbleitern sogar 98 Prozent und mehr. Auch hier liegen trafolose Wechselrichter vorne.
An folgender Vergleichstabelle lässt sich ablesen, dass Wechselrichter nur in 20 % ihrer Betriebszeit mit Nennleistung gefahren werden. Die meiste Zeit werden rund 50 % Auslastung erreicht.
| Auslastung des Wechselrichters | 5 % | 10 % | 20 % | 30 % | 50 % | 100 % |
| Relative Häufigkeit | 3 % | 6 % | 13 % | 10 % | 48 % | 20 % |
Grundsätzlich lässt sich sagen: Bei den meisten Modellen gelten Werte über 95 Prozent als gut. Werte darunter bergen die Gefahr, dass zu viel Potenzial verschenkt wird. Werte darüber sind ein Glücksfall, zeigen aber auch einen Trend auf: Nach den kontinuierlichen Steigerungen der letzten Jahre sind weitere Verbesserungen bei den Wechselrichter-Wirkungsgraden zu erwarten.
Abstimmung der Komponenten als A und O
Was unterm Strich herauskommt, wird als Anlagenwirkungsgrad bezeichnet. Hierbei sind alle Verluste, also Generatorverluste (Module), Kabelverluste und Systemverluste (Wechselrichter), bereits berücksichtigt. Da aber auch das Wechselspiel der Komponenten Einfluss auf die Wirksamkeit einer Anlage ausübt, hat sich die Performance Ratio (PR) als weitere Kenngröße durchgesetzt. Sie setzt den tatsächlich erzielten Ertrag ins Verhältnis zum theoretisch möglichen Ertrag aus Einstrahlung und installierter Generatorleistung. Damit beschreibt sie die Systemqualität inklusive aller Verluste durch Temperatur, Wechselrichter, Kabel, Verschattung, Verschmutzung und Auslegung. Moderne Anlagen erreichen heute meist einen Wert zwischen 80 und 90 %; eine PR von mindestens 80 % gilt als leistungsfähig und empfehlenswert.
Bei heutigen Photovoltaikanlagen lässt sich die Performance Ratio in der Regel über vollautomatische Überwachungssysteme ablesen. Der vor allem bei Großanlagen genutzte Vorteil der Datenaufzeichnung: Mögliche Störungen stechen ins Auge und können zeitnah beseitigt werden.
Fast noch wichtiger als solche theoretischen Größen ist die Synchronisierung der einzelnen Komponenten. Ein Rennauto mit Kleinwagen-Auspuff wird keine Rekorde aufstellen können. Will sagen: Wer beispielsweise bei den Modulen in die Vollen geht und hocheffiziente Produkte kauft, tut sich keinen Gefallen, beim Wechselrichter zu sehr zu sparen. Wenn das System aber insgesamt effizient arbeitet, fällt auch ein mittelmäßiger Wirkungsgrad einzelner Komponenten nicht übermäßig ins Gewicht. Leistungszahlen einzelner Komponenten allein sind zwar ein gutes Marketinginstrument, aber ohne weitere Informationen für den Vergleich wenig aussagekräftig.
Fazit
Bei der Gesamtbetrachtung der Leistungsfähigkeit eines Photovoltaik-Systems kommt es auf die Details und das möglichst optimale Zusammenspiel der einzelnen Bauteile an. Vermeintlich enttäuschende Zahlen sollten nicht enttäuschen. Der Verlust kann gar nicht schmerzen, weil die Energiequelle Sonne viel zu verschenken hat. Immerwährend, ohne Lärm und Gift. Zudem sind die Anlagen, wenn sie einmal laufen und gut eingestellt sind, effizient und wartungsarm. Wenn die letzten Reserven hier und da auch nicht genutzt werden können: In den meisten Fällen lohnt sich das Vorhaben aus ökonomischer Sicht. Aus ökologischer sowieso.
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