Photovoltaik-Glossar

Bei ABC-Zellen befinden sich beide Elektroden ausschließlich auf der Rückseite – dadurch entfällt jede Abschattung durch Frontkontakte. Das ermöglicht die höchsten Wirkungsgrade im Massenmarkt (bis 24,3 %). AIKO Solar ist 2026 der führende Hersteller dieser Technologie. Nachteil: aufwendigere Fertigung und damit höherer Preis pro Wattpeak.

Eine Aufdachanlage wird auf einem bestehenden Dach montiert – die häufigste Form bei Privathäusern. Module werden auf Montageschienen befestigt, die an der Dachkonstruktion verankert sind. Die Belüftung unter den Modulen senkt die Temperatur und verbessert den Ertrag leicht.

Der Autarkiegrad gibt an, wie viel Prozent des Strombedarfs durch die eigene PV-Anlage gedeckt werden. Ohne Speicher: ca. 25–35 %. Mit Heimspeicher: ca. 60–80 %. 100 % Autarkie ist in Deutschland ohne sehr großen Speicher nicht dauerhaft erreichbar.

Kleine PV-Anlage mit max. 800 W Einspeiseleistung (DE seit 2024), die per Schuko-Stecker ins Hausnetz einspeist. Ideal für Mieter, Balkone und Terrassen. Anmeldung im Marktstammdatenregister (MaStR) erforderlich, Genehmigung des Netzbetreibers entfällt bei ≤ 800 W.

Speichert tagsüber erzeugten Solarstrom für abends oder nachts. Typische Kapazitäten: 5–15 kWh. Gebräuchlichste Technologie: Lithium-Ionen (LFP oder NMC). Wichtige Kennwerte: Kapazität (kWh), nutzbare Kapazität, Entladetiefe (DoD), Zyklenanzahl und Garantiedauer.

Bifaziale Module erzeugen Strom auf Vorder- und Rückseite. Die Rückseite nutzt reflektiertes Licht vom Untergrund (Albedo). Mehrertrag bei Aufdachanlagen: 1–3 %. Bei Freiflächenanlagen mit hellem Untergrund: 5–15 %. Bifazialitätsfaktor (z. B. 80 %) gibt die Effizienz der Rückseite relativ zur Vorderseite an.

Degradation beschreibt den jährlichen Leistungsverlust durch Alterung, UV-Strahlung und thermische Belastung. N-Type-Module: ≤ 0,35–0,40 %/Jahr. Ältere P-Type-PERC: 0,45–0,60 %/Jahr. Hersteller garantieren eine lineare Leistungsgarantie, z. B. ≥ 87 % nach 25 Jahren. N-Type leidet deutlich weniger unter lichtinduzierter Degradation (LID) im ersten Betriebsjahr.

Die Entladetiefe gibt an, wie weit ein Speicher entladen werden darf. LFP-Akkus: bis zu 90–100 %. NMC-Akkus: ca. 80 %. Nutzbare Kapazität = Gesamtkapazität × DoD. Geringere Entladetiefe schont die Batterie und erhöht die Zyklenanzahl erheblich.

Anteil des erzeugten Solarstroms, der direkt im Haushalt verbraucht wird. Ohne Speicher: 25–40 %. Mit Heimspeicher: 60–80 %. Hoher Eigenverbrauch lohnt sich, da der Strombezugspreis (ca. 30–35 ct/kWh) deutlich höher ist als die Einspeisevergütung (ca. 7–13 ct/kWh).

Betrag den Netzbetreiber für jede eingespeiste kWh Solarstrom zahlen müssen, geregelt durch das EEG. 2025/2026 für kleine Aufdachanlagen (bis 10 kWp): ca. 7–13 Ct/kWh je nach Anlagenleistung und Einspeiseart. Die Vergütung ist für 20 Jahre ab Inbetriebnahme garantiert.

PV-Anlagen können über die KfW (Programm 270) mit zinsgünstigen Krediten gefördert werden. Viele Bundesländer bieten zusätzliche Zuschüsse. Privatpersonen sind seit 2023 vom Kauf und Betrieb von PV-Anlagen bis 30 kWp von der Einkommensteuer befreit.

PV-Anlage auf offenem Gelände – auf landwirtschaftlichen Flächen, Industriebrachen oder entlang von Autobahnen. Module können optimal ausgerichtet werden, bifaziale Module profitieren stark vom hellen Untergrund. Agri-PV kombiniert Solarstromerzeugung mit landwirtschaftlicher Flächennutzung.

Full-Black-Module haben schwarze Zellen, schwarzen Rahmen und schwarze Rückseitenfolie. Ergebnis: einheitlich dunkles, ästhetisch hochwertiges Erscheinungsbild – beliebt bei denkmalgeschützten Gebäuden. AIKO bietet seine ABC-Module ausschließlich als Full Black an. Im Vergleich zu silberrahmigen Modulen minimal geringerer Ertrag durch höhere Wärmeabsorption.

Produktgarantie (10–30 Jahre) deckt Materialfehler und Defekte ab. Leistungsgarantie garantiert eine Mindestleistung über die Jahre (z. B. ≥ 87 % nach 25 Jahren). Wichtig: Bonität des Herstellers prüfen – eine Garantie ist nur so gut wie die Zahlungsfähigkeit des Unternehmens in 25 Jahren.

Vorder- und Rückseite aus Glas – im Gegensatz zu Glas-Folie (Backsheet aus Kunststoff). Glas-Glas bietet bessere Langzeitstabilität: kein Feuchtigkeitseintritt von hinten, geringere Degradation, längere Lebensdauer. Nachteil: ca. 2–4 kg schwerer. Alle Top-3-Module der Solar Akademie Bestenliste 2026 verwenden Glas-Glas.

HJT kombiniert kristallines Silizium mit amorphen Siliziumschichten auf Vorder- und Rückseite. Sehr hohe Wirkungsgrade (bis 24 %+), ausgezeichneter Temperaturkoeffizient (ca. −0,25 %/°C) und sehr geringe Degradation. Direkte Konkurrenz zu ABC. Hersteller: REC, Panasonic, Heckert Solar. Nachteil: höhere Produktionskosten als TOPCon.

Verbindet PV-Anlage, Batteriespeicher und Hausnetz in einem Gerät. Kann Solarstrom direkt verbrauchen, in den Speicher laden, ins Netz einspeisen oder aus dem Speicher entnehmen – alles optimal gesteuert. Bei Neuinstallationen mit Speicher meist die wirtschaftlichste Lösung.

Industriell optimierte Weiterentwicklung der TOPCon-Technologie für höhere Fertigungsausbeuten. Das „i" steht für „industrial". Elektrische Kenndaten ähnlich wie Standard-TOPCon (22–23 % Wirkungsgrad). Trina Solar verwendet i-TOPCon in seinen Full-Black-Modulen.

Installationskosten 2025/2026: ca. 1.200–1.800 €/kWp (inkl. Montage und Wechselrichter, ohne Speicher). Heimspeicher zusätzlich ca. 800–1.200 €/kWh nutzbarer Kapazität. Amortisationszeit bei günstigen Bedingungen: 8–12 Jahre. Danach ca. 15–25 Jahre nahezu kostenloser Strom.

Einheit für die Nennleistung einer Solaranlage unter STC-Bedingungen. Typisches Einfamilienhaus: 8–12 kWp. Faustregel: 1 kWp erzeugt in Deutschland ca. 900–1.000 kWh/Jahr. Eine 10-kWp-Anlage deckt damit in etwa den Jahresverbrauch eines 3-Personen-Haushalts.

Sichert zu, dass die Modulleistung jedes Jahr höchstens um einen definierten Prozentsatz sinkt – gleichmäßig über die gesamte Laufzeit. AIKO Neostar 3S+: ≤ 0,35 %/Jahr ab Jahr 2, ergibt nach 30 Jahren noch ≥ 87,4 % Nennleistung. Standard im Markt: 25 Jahre, ≥ 87 % nach 25 Jahren.

Leistungsverlust in den ersten Betriebsstunden durch Lichteinwirkung auf die Solarzellen. P-Type-PERC: bis zu 2–3 %. N-Type-Module (TOPCon, ABC): unter 0,5 %. Deshalb gelten N-Type-Module als langzeitstabiler und liefern von Anfang an mehr ihres versprochenen Ertrags.

Moderne Wechselrichter bieten digitales Monitoring: Ertrag, Eigenverbrauch, Einspeisung und Speicherstatus in Echtzeit per App oder Webportal. Monitoring erkennt Fehler und Ausfälle frühzeitig. Führende Plattformen: SMA Sunny Portal, Fronius Solar.web, SolarEdge mySolarEdge, Huawei FusionSolar.

Der MPP ist der Arbeitspunkt, bei dem ein Modul maximale Leistung abgibt. MPPT ist die Funktion im Wechselrichter, die diesen Punkt bei wechselnder Einstrahlung und Temperatur kontinuierlich nachführt. Wechselrichter mit mehreren MPPT-Eingängen können Ost- und West-Felder unabhängig voneinander optimieren.

Vor Inbetriebnahme: Anschluss beim Netzbetreiber beantragen. Nach Installation: Anmeldung im Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur. Der Netzbetreiber installiert den Zweirichtungszähler und gibt die Anlage zur Einspeisung frei. Für Anlagen bis 10,8 kWp gilt vereinfachtes Verfahren.

Nicht jede PV-Anlage mit Speicher liefert bei Netzausfall Strom – dafür braucht es eine Inselbetrieb-Funktion im Wechselrichter. Unterschied: Backup-Strom (volle Leistung, nahtlose Umschaltung) vs. Notstromsteckdose (begrenzte Leistung). Hybridwechselrichter mit Backup (z. B. Victron, SMA Sunny Island) bieten die beste Absicherung.

N-Type-Zellen sind mit Phosphor dotiert (negative Ladungsträger überwiegen). Im Gegensatz zu P-Type (Bor-dotiert) sind sie weniger anfällig für LID und PID, was bessere Langzeitstabilität bedeutet. Alle hochwertigen Zellarchitekturen 2026 – ABC, TOPCon, i-TOPCon, HJT – basieren auf N-Type-Silizium.

Statt maximalen Jahresertrags (Süd) erzeugt eine Ost-West-Aufteilung morgens und abends mehr Strom – passend zum typischen Haushaltsbedarf. Jahresertrag: ca. 10–15 % unter Südanlage, Eigenverbrauchsquote aber oft höher. Wechselrichter mit zwei MPP-Trackern sind für Ost-West-Anlagen erforderlich.

War bis 2022 die dominierende Zelltechnologie, verbesserte P-Type-Zellen durch eine passivierende Rückseitenschicht auf 20–22 % Wirkungsgrad. Seit 2023 durch N-Type-Technologien (TOPCon, ABC) verdrängt. In Neuanlagen 2026 kaum noch relevant.

Entsteht durch elektrische Spannungen zwischen Modulrahmen und Zellen, verstärkt durch Feuchtigkeit. Kann bis zu 30 % Leistungsverlust verursachen. N-Type-Module sind deutlich weniger anfällig als P-Type-PERC. Glas-Glas-Konstruktionen bieten zusätzlichen Schutz.

Werden direkt an jedem Modul montiert und optimieren den MPP-Punkt jedes Moduls einzeln. Vorteil: Verschattung oder unterschiedliche Ausrichtungen schränken die anderen Module nicht ein. Bekanntester Hersteller: SolarEdge. Nachteil: Mehrkosten, mehr Elektronik auf dem Dach.

Gesamtpreis ÷ Nennleistung in Watt = fairer Vergleichsmaßstab zwischen Modulen unterschiedlicher Leistung. In unserem Vergleich 2026: 0,148 €/W (Jolywood) bis 0,247 €/W (AIKO 485W). Berücksichtigt nicht den Wirkungsgrad – ein teureres Modul mit mehr Wp/m² kann bei Platzmangel trotzdem die bessere Wahl sein.

PVEL (PV Evolution Labs) ist ein unabhängiges US-Prüflabor. Der jährliche PV Module Scorecard Report gilt als wichtigster unabhängiger Qualitätsbenchmark der Branche. Module müssen in mehreren Testkategorien (Thermal Cycling, Damp Heat, Humidity Freeze) überdurchschnittlich abschneiden. Das JA Solar JAM54D40 LB in unserer Bestenliste trägt diese Auszeichnung.

Genormte Laborbedingungen für den weltweiten Modulvergleich: 1.000 W/m² Einstrahlung, 25 °C Zelltemperatur, AM 1.5 Spektrum. Alle Datenblattangaben zu Leistung und Wirkungsgrad gelten für STC. In der Praxis werden diese Bedingungen selten erreicht – Module werden wärmer als 25 °C, was die Leistung über den Temperaturkoeffizienten reduziert.

Gibt an, um wie viel % die Leistung pro °C über 25 °C sinkt. AIKO ABC: −0,26 %/°C. TOPCon: −0,28–0,29 %/°C. PERC: −0,34 %/°C. Beispiel: Bei 60 °C Modultemperatur (35 °C über STC) verliert ein ABC-Modul 35 × 0,26 = 9,1 % – deutlich weniger als PERC mit 11,9 %.

N-Type-Zelltechnologie mit einer ultradünnen Tunneloxidschicht auf der Rückseite, die Rekombinationsverluste reduziert. Wirkungsgrade: 22–23,5 %. Hat 2023–2025 PERC als führende Massentechnologie abgelöst und ist 2026 der Standard im Hochleistungssegment. Hersteller: JA Solar, Jolywood, Longi, Canadian Solar u. v. m.

Schatten durch Bäume, Schornsteine oder Nachbargebäude kann den Ertrag stark reduzieren. In einem String zieht ein verschattetes Modul alle anderen mit herunter. Lösungen: Power-Optimizer (SolarEdge) oder Mikrowechselrichter optimieren jedes Modul einzeln. Verschattungsanalyse vor Installation empfohlen.

Bei Volleinspeisung wird der gesamte Solarstrom vergütet ins Netz gegeben. Bei Teileinspeisung wird zunächst der Eigenbedarf gedeckt, der Überschuss eingespeist. Seit 2023 ist Teileinspeisung in den meisten Fällen wirtschaftlich vorteilhafter, da der Strombezugspreis die Einspeisevergütung deutlich übersteigt.

Gibt an, wie viele Stunden eine Anlage mit Nennleistung laufen müsste, um den tatsächlichen Jahresertrag zu erreichen. In Deutschland: 900–1.100 h/Jahr je nach Standort und Ausrichtung. Formel: Jahresertrag (kWh) ÷ Anlagenleistung (kWp) = Volllaststunden.

Wandelt den Gleichstrom (DC) der Solarmodule in netzkonformen Wechselstrom (AC, 230 V, 50 Hz) um. Übernimmt gleichzeitig MPP-Tracking, Monitoring und Netzschutz. Wirkungsgrade moderner Geräte: 97–99 %. Typen: String-Wechselrichter, Hybridwechselrichter, Mikrowechselrichter. Führende Hersteller: SMA, Fronius, SolarEdge, Huawei, Enphase.

Gibt an, wie viel Prozent der auftreffenden Sonnenstrahlung in elektrische Energie umgewandelt wird – gemessen unter STC. Formel: Leistung (W) ÷ (Fläche m² × 1.000 W/m²). Höherer Wirkungsgrad = mehr Strom auf gleicher Dachfläche. Spitzenwert Privatkundensegment 2026: 24,3 % (AIKO Neostar 3S+).

Misst den Stromfluss in beide Richtungen: Einspeisung ins Netz und Bezug aus dem Netz. Wird beim PV-Anschluss vom Netzbetreiber installiert und ist Voraussetzung für die Einspeisevergütung. Ab 25 kWp oder bei Speichern ist ein intelligentes Messsystem (Smart Meter) Pflicht und ermöglicht variable Stromtarife.