Die Solarzelle

Eine Solarzelle oder photovoltaische Zelle ist ein elektrisches Bauelement, das kurzwellige Strahlungsenergie, in der Regel Sonnenlicht, direkt in elektrische Energie umwandelt. Die Anwendung der Solarzelle ist die Photovoltaik. Die physikalische Grundlage der Umwandlung ist der photovoltaische Effekt, der ein Sonderfall des inneren photoelektrischen Effekts ist.
Solarzellen unterscheiden sich dadurch grundsätzlich von anderen Arten der regenerativen Elektrizitätserzeugung, bei denen lediglich die Antriebsenergie für den Generator nichtkonventionell erzeugt wird.
Manchmal werden auch Elemente eines Sonnenkollektors als Solarzelle bezeichnet. Sie erzeugen aber keinen elektrischen Strom, sondern Prozesswärme und ersetzen beispielsweise Warmwasser-Boiler.

Solarzellen kann man nach verschiedenen Kriterien einordnen. Das gängigste Kriterium ist die Materialdicke. Hier wird nach Dickschicht- und Dünnschichtzellen unterschieden.
Ein weiteres Kriterium ist das Material: Es werden zum Beispiel die Halbleitermaterialien CdTe, GaAs oder Kupfer-Indium-Selen-Verbindungen eingesetzt, weltweit am häufigsten jedoch Silizium.
Die Kristallstruktur kann kristallin (mono-/polykristallin) oder amorph sein.
Neben Halbleitermaterialien gibt es auch neue Ansätze zum Material, wie organische Solarzellen und Farbstoffsolarzellen.

Siliziumzellen
Dickschicht
Monokristalline Siliziumzellen (c-Si) weisen im großtechnischen Einsatz einen Wirkungsgrad über 20 % und eine Leistungsdichte 20 50 W/kg auf. Die Technik gilt als gut beherrscht, die Herstellung erfordert allerdings einen sehr hohen Energieeinsatz, der sich negativ auf die Energierücklaufzeit auswirkt.
Polykristalline Zellen, auch Multikristalline Zellen genannt (poly-Si oder mc-Si), besitzen relativ kurze Energierücklaufzeiten, derzeit die Zelle mit dem günstigsten Preis-Leistungs-Verhältnis (Stand: September 2008). Sie erreichen inzwischen im großtechnischen Einsatz Wirkungsgrade bis zu 16 %. Experimentelle Zellen erreichen Wirkungsgrade bis zu 18,6 %[2].
Dünnschicht
Amorphes Silizium (a-Si) besitzen zur Zeit den größten Marktanteil bei den Dünnschichtzellen. Die Modulwirkungsgrade liegen zwischen 5 und 7 % und haben eine Leistungsdichte bis ca. 2000 W/kg. Derzeit gibt es keine Materialengpässe selbst bei Produktion im Terawatt-Maßstab.
Kristallines Silizium, z. B. mikrokristallines Silizium ( c-Si), wird oft in Kombination mit amorphem Silizium als Tandemzellen eingesetzt und erreicht so höhere Wirkungsgrade bis 10 %[3]. Hergestellt werden sie ähnlich wie Solarzellen aus amorphem Silizium.
Si Wire Array (Laborstadium): Durch Bestücken einer Oberfläche mit dünnsten Drähten ist diese neue Solarzelle biegsam und benötigt nur 1 % der Siliziummenge verglichen mit herkömmlichen Solarzellen.
III-V-Halbleiter-Solarzellen
GaAs-Zellen zeichnen sich durch hohe Wirkungsgrade (im Jahr 2009 experimentell bis 41,1 %[7]), sehr gute Temperaturbeständigkeit, geringerem Leistungsabfall bei Erwärmung als kristalline Siliziumzellen und Robustheit gegenüber UV-Strahlung aus. Sie sind allerdings sehr teuer in der Herstellung. Eingesetzt werden sie häufig in der Raumfahrt (Galliumindiumphosphid, (Ga,In)P/Galliumarsenid, GaAs/Germanium, Ge). Tripelzellen (Mehrfachsolarzellen mit drei monolithisch gestapelten p-n-Übergängen) haben den höchsten kommerziell lieferbaren Wirkungsgrad von fast 30 % mit einer Leistungsdichte von 50 W/kg (bei 17 % um 1000 W/kg).
II-VI-Halbleiter-Solarzellen
CdTe-Zellen sind großtechnisch durch chemische Badabscheidung (CBD) oder chemische Gasphasenabscheidung (CVD) sehr günstig herstellbar und finden Verwendung in Dünnschichtsolarzellen; für eine Laborsolarzelle sind schon etwa 16 % erreicht worden, Modul-Wirkungsgrade inzwischen (2007) bei 10 %, Langzeitverhalten noch nicht bekannt.
I-III-VI-Halbleiter-Solarzellen
CIS-, CIGS-Solarzellen (Chalkopyrite) bestehen aus Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid bzw. Kupfer-Indium-Disulfid. Dieses Material findet Anwendung in Dünnschichtsolarzellen hier ist CIGS das leistungsstärkste Material mit Laborwirkungsgraden von mittlerweile 20,3 % (Juli 2010[9]). Der Modul-Wirkungsgrad beträgt derzeit 17,4 % (Stand Februar 2012[10]).
Organische Solarzellen (OPV): Die organische Chemie liefert Werkstoffe, die möglicherweise eine kostengünstige Fertigung von Solarzellen erlauben. Bisheriger Nachteil ist ihr derzeit noch schlechter Wirkungsgrad von maximal 9,8 % (Stand Februar 2012)[11] und die recht kurze Lebensdauer (max. 5000 h) der Zellen.
Farbstoffzellen oder auch Grätzel-Zellen nutzen organische Farbstoffe zur Umwandlung von Licht in elektrische Energie; ein Vorgang, der an die Photosynthese anlehnt. Sie sind meistens lila. Diese Zellen liefern den besten Wirkungsgrad aller organischen Solarzellen von über 10 %, haben jedoch aufgrund aggressiver Elektrolyte eine begrenzte Lebensdauer.
Halbleiter-Elektrolytzellen: z. B. Kupferoxid/NaCl-Lösung. Sehr einfach herstellbare Zelle, jedoch in Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit limitiert.

Silizium, der Grundstoff für die Solarzellen, steht in nahezu unbegrenzter Menge zur Verfügung. Die vor einiger Zeit aufgetretenen Materialengpässe an reinem Silizium, die durch unzureichende Produktionskapazitäten hervorgerufen wurden, konnten durch Erhöhung der Kapazitäten inzwischen beseitigt werden. Deshalb sinken die Preise für Solarzellen stark.
Bei exotischeren Solarzellenmaterialien wie etwa beim Indium, Gallium, Tellur und Selen sieht die Situation grundlegend anders aus. Bei den seltenen Metallen Indium und Gallium überschreitet bereits derzeit der weltweite Verbrauch (Indium etwa 850 Tonnen, bei Gallium etwa 165 Tonnen) die jährliche Produktionsmenge um ein Mehrfaches.[13] Besonders nachteilig ist der stark steigende Verbrauch von Indium in Form von Indium-Zinn-Oxid in der Flüssigkristall- und OLED-Bildschirmherstellung, sowie die Verwendung von Gallium und Indium in der Produktion von Leuchtdioden, die sich als energiesparender Glühlampenersatz und als Hintergrundbeleuchtung für Flachbildschirme derzeit in der Markteinführung befinden.
Beim Indium wird zwischen den Jahren 2025 und 2035 mit einem Versiegen der Ressourcen gerechnet,[14] da sich die theoretischen Indiumvorräte im Jahr 2006 auf nur 6000 Tonnen, die ökonomisch abbaubaren Reserven auf sogar nur 2800 Tonnen beliefen.[15]
Die Situation bei Selen und beim noch selteneren Tellur (beide Halbmetalle liegen in geringer Konzentration im Anodenschlamm der Kupferelektrolyse vor) erscheint auf den ersten Blick weniger kritisch, da die Kupferproduzenten derzeit nur einen Teil des in Metallelektrolyse anfallenden Anodenschlamms zur Selen- oder Tellurgewinnung einsetzen. Die ökonomisch erschließbaren Selenreserven werden jedoch nur auf 82.000 Tonnen, die Tellurreserven gar auf nur 43.000 Tonnen geschätzt. Dies ist extrem wenig, selbst im Vergleich zu den Reserven des ebenfalls nicht besonders häufigen Buntmetalls Kupfer von 550 Millionen Tonnen.
Problematisch ist, dass viele Produktionsprozesse, in denen Gallium, Indium, Selen und Tellur eingesetzt werden, eine ungünstige Materialökonomie aufweisen.
Recyclingansätze, die etwa beim Kupfer zum normalen Materialkreislauf gehören, greifen bei Gallium, Indium, Selen und Tellur nicht. Die Materialien werden meist in komplexe Vielstoff-Schichtstrukturen eingebunden und dadurch so fein verteilt, dass eine Rückgewinnung auch in Zukunft vermutlich nicht möglich sein wird.

Neben dem Material ist die Bauweise von Bedeutung. Man unterscheidet verschiedene Oberflächenstrukturierungen und Anordnungen der Kontaktierung der transparenten, jedoch hochohmigen Deckelektrode (schmale oder sogar durchsichtige Kontakte).
Weitere Bauformen sind Stapeltechniken durch Materialkombinationen unterschiedlicher Absorptionswellenlängen, wodurch der Wirkungsgrad der Gesamtanordnung erhöht werden kann. Es wird versucht, die Materialien so zu wählen, dass das einfallende Sonnenspektrum maximal ausgenutzt wird.
Derzeitig sind kommerziell erhältliche Solarzellen aus Halbleitermaterialien, überwiegend aus Silizium. Auch III/V-Halbleitermaterialien werden verwendet (unter anderem an Raumsonden). Wegen ihrer hohen Kosten werden sie für terrestrische Anwendungen in Konzentrator-Systemen verwendet. Polymere Solarzellen befinden sich noch in der Forschung.
Halbleitersolarzellen werden zur Energiegewinnung meist zu großen Solarmodulen verschaltet. Die Zellen werden dafür mit Leiterbahnen an Vorder- und Rückseite in Reihe geschaltet. Dadurch addiert sich die Spannung der Einzelzellen, und es können dünnere Drähte für die Verschaltung verwendet werden als bei einer Parallelschaltung. Als Schutz vor einem Lawinendurchbruch in den einzelnen Zellen (etwa bei Teilabschattung durch herabgefallenes Laub) müssen jedoch zusätzlich Schutz-Dioden (Bypass-Dioden) parallel zu den Zellen eingebaut werden, die die abgeschatteten Zellen überbrücken können.

Solarzellen aus Halbleitermaterialien sind im Prinzip wie großflächige Photodioden aufgebaut. Sie werden jedoch nicht als Strahlungsdetektor, sondern als Stromquelle betrieben.
Die Besonderheit von Halbleitern ist, dass sie durch zugeführte Energie (elektromagnetische Strahlung) freie Ladungsträger erzeugen (Elektronen und Löcher, siehe Generation). Um aus diesen Ladungen einen elektrischen Strom zu erzeugen, ist ein internes elektrisches Feld nötig, um die erzeugten Ladungsträger in unterschiedliche Richtungen zu lenken.
Dieses interne elektrische Feld wird durch einen p-n-Übergang erzeugt. Da Licht in Materialien gewöhnlich exponentiell schwächer wird, muss dieser Übergang möglichst nahe an der Oberfläche liegen, und die Übergangszone mit dem elektrischen Feld sollte möglichst weit in das Material hineinreichen.
Diese Übergangszone (Raumladungszone) wird durch gezielte Dotierung des Materials eingestellt (siehe Halbleitertechnologie). Um das gewünschte Profil zu erzeugen, wird gewöhnlich eine dünne Oberflächenschicht stark n-dotiert, die dicke Schicht darunter schwach p-dotiert.

Das hat eine weitreichende Raumladungszone zur Folge. Wenn in dieser Übergangszone nun Photonen einfallen und Elektronen-Loch-Paare erzeugen (Photoeffekt), so werden durch das elektrische Feld die Löcher zum untenliegenden p-Material beschleunigt und umgekehrt die Elektronen zum n-Kontakt auf der (sonnenzugewandten) Oberseite.
Ein Teil der Ladungsträger rekombiniert auf dieser Strecke und geht in Wärme verloren, der übrige Photostrom kann direkt von einem Verbraucher benutzt, in einem Akkumulator zwischengespeichert oder mit einem netzgeführten Solarwechselrichter in das Stromnetz eingespeist werden. Die elektrische Spannung bei maximaler Leistung (Maximum Power Point, Leistungsanpassung) liegt bei den gebräuchlichsten Zellen (kristalline Siliziumzellen) bei etwa 0,5 V.
Die Struktur von Solarzellen wird des Weiteren so angepasst, dass möglichst viel Licht eingefangen wird und in der aktiven Zone Ladungsträger erzeugen kann. Dazu muss die Deckelektrode transparent sein, die Kontakte zu dieser Schicht müssen möglichst schmal sein, auf der Oberseite wird eine Antireflexionsschicht (zur Verringerung des Reflexionsgrades) aufgetragen. Die Antireflexionsschicht sorgt für die typisch bläuliche bis schwarze Farbe von Solarzellen. Unbeschichtete Solarzellen haben dagegen ein silbrig-graues Erscheinungsbild.
Manchmal wird die Vorderseite strukturiert oder aufgeraut. Wegen dieses Vorteils wurden ursprünglich Wafer mit Fehlern beim Schleifprozess o. a. als Ausgangsmaterial für Solarzellen verkauft. Schwarzes Silizium hat eine aufgeraute, nadelförmige Oberfläche, die sehr geringe Reflexionen aufweist.
Die Antireflexschicht wird bei modernen Solarzellen aus Siliziumnitrid mittels PE-CVD-Verfahren hergestellt.

Die Schichtdicke beträgt dabei ca. 70 nm (Lambda-Viertel bei einer Brechzahl von 2,0). Darüber hinaus kommen noch Antireflexschichten aus Siliziumdioxid und Titandioxid, die beispielsweise per AP-CVD-Verfahren aufgebracht werden, zur Anwendung.
Über die Schichtdicke wird auch die Farbe bestimmt (Interferenzfarbe). Eine möglichst hohe Gleichmäßigkeit der Beschichtungsstärke ist dabei wichtig, da bereits Schwankungen um einige Nanometer in der Schichtstärke den Reflexionsgrad erhöhen.
Blaue Reflexion ergibt sich aus der Einstellung der Antireflexschicht auf den roten Teil des Spektrums der bevorzugten Absorptionswellenlänge des Siliziums. Prinzipiell sind jedoch auch beispielsweise rote, gelbe oder grüne Solarzellen auf diese Weise für spezielle architektonische Anwendungen herstellbar, sie haben jedoch einen schlechteren Wirkungsgrad.
Im Falle von Siliziumnitrid und Siliziumdioxid erfüllt die Antireflexschicht dabei noch die Funktion einer Passivierungsschicht, die die Oberflächenrekombinationsgeschwindigkeit herabsetzt. Die an der Oberfläche erzeugten Ladungsträger können dadurch vereinfacht ausgedrückt nicht so schnell rekombinieren, und die erzeugte Ladung kann als Strom abgeleitet werden.

Das traditionelle Grundmaterial für Halbleitersolarzellen ist Silizium. Bis in das Jahr 2005 wurde vor allem Restsilizium aus der Chipproduktion verwendet, heute wird zunehmend Silizium speziell für die Solaranwendungen produziert.
Silizium ist allgemein für die Halbleitertechnik nahezu ideal.
Es ist preiswert, lässt sich hochrein und einkristallin herstellen und als n- und p-Halbleiter dotieren.

Einfache Oxidation ermöglicht die Herstellung dünner Isolationsschichten. Jedoch ist die Ausprägung seiner Bandlücke als indirekter Halbleiter für optische Wechselwirkung wenig geeignet. Siliziumbasierte kristalline Solarzellen müssen eine Schichtdicke von mindestens 100 m und mehr aufweisen, um Licht ausreichend stark zu absorbieren. Bei Dünnschichtzellen direkter Halbleiter, wie z. B. Galliumarsenid oder auch Silizium mit stark gestörter Kristallstruktur (siehe unten) genügen 10 m.
Je nach Kristallaufbau unterscheidet man bei Silizium folgende Typen:

• Monokristalline Zellen werden aus sogenannten Wafern (einkristalline Siliziumscheiben) hergestellt, wie sie auch für die Halbleiterherstellung verwendet werden. Sie sind verhältnismäßig teuer.

• Polykristalline Zellen bestehen aus Scheiben, die nicht überall die gleiche Kristallorientierung aufweisen. Sie können z. B. durch Gießverfahren (s. u.) hergestellt werden und sind preiswerter und in Photovoltaikanlagen am meisten verbreitet.

• Amorphe Solarzellen bestehen aus einer dünnen, nichtkristallinen (amorphen) Siliziumschicht und werden daher auch als Dünnschichtzellen bezeichnet. Sie können etwa durch Aufdampfen hergestellt werden und sind preiswert, haben im Sonnenlicht einen nur geringen Wirkungsgrad, bieten jedoch Vorteile bei wenig Licht, Streulicht und bei hoher Betriebstemperatur. Zu finden sind die amorphen Zellen beispielsweise auf Taschenrechnern oder Uhren.

• Mikrokristalline Zellen sind Dünnschichtzellen mit mikrokristalliner Struktur. Sie weisen einen höheren Wirkungsgrad als amorphe Zellen auf und sind nicht so dick wie die gängigen polykristallinen Zellen. Sie werden teilweise für Photovoltaikanlagen verwendet, sind jedoch noch nicht sehr weit verbreitet.

• Tandem-Solarzellen sind übereinander geschichtete Solarzellen, meist eine Kombination von polykristallinen und amorphen Zellen. Die einzelnen Schichten bestehen aus unterschiedlichem Material und sind so auf einen anderen Wellenlängenbereich des Lichtes abgestimmt. Die zuoberst angeordneten Zellen absorbieren nur einen Teil des Lichtspektrums, der Rest kann durchtreten und von der darunter angeordneten Schicht verwertet werden. Durch ein breiteres Ausnützen des Lichtspektrums der Sonne haben diese Zellen einen besseren Wirkungsgrad als einfache Solarzellen. Sie werden teilweise bei Photovoltaikanlagen verwendet, sind jedoch noch relativ teuer.

Solarzellen können nach verschiedenen Verfahren hergestellt werden.



Silizium-Einkristall zur Waferherstellung, hergestellt nach dem Czochralski-Verfahren
Das Grundmaterial Silizium ist das zweithäufigste chemische Element, das in der Erdkruste vorkommt. Es liegt in Form von Silikaten oder als Quarz vor. Aus Quarzsand kann in einem Hochofenprozess Rohsilizium, sogenanntes metallurgisches Silizium, mit Verunreinigungen von circa 1 bis 2 % hergestellt werden. 2005 wurden auf diese Weise 4,7 Mio. Tonnen Silizium hergestellt.

Ein Großteil davon geht in die Stahlindustrie und in die Chemische Industrie. Nur ein kleiner Anteil des metallurgischen Siliziums wird für die Mikroelektronik und die Photovoltaik verwendet.
Aus dem Rohsilizium wird dann über einen mehrstufigen auf Trichlorsilan basierenden Prozess polykristallines Reinstsilizium hergestellt.
Das bis heute (2006) hier angewendete Siemens-Verfahren, ein CVD-Verfahren, wurde allerdings für die Mikroelektronik entwickelt und optimiert. Dort werden zum Teil völlig andere Anforderungen an die Qualität des Siliziums gestellt als in der Photovoltaik. Für Solarzellen ist beispielsweise die Reinheit des Wafers in seiner gesamten Stärke wichtig, um eine möglichst lange Ladungsträger-Lebensdauer zu gewährleisten. In der Mikroelektronik müssten dagegen prinzipiell nur die oberen etwa 20 bis 30 m hochrein sein.

Da mittlerweile der Verbrauch an hochreinem Silizium für die Photovoltaik den Verbrauch in der Mikroelektronik übertroffen hat, wird zur Zeit intensiv an speziellen, kostengünstigeren und für die Photovoltaik optimierten Herstellverfahren für Solarsilizium gearbeitet.
Der gesamte Herstellprozess für hochreines Silizium ist zwar sehr energieaufwendig, aber dennoch können die heute verwendeten Solarzellen die für ihre Produktion erforderliche Energiemenge je nach Bauart innerhalb von 1,5 bis 5 Jahren wieder kompensieren. Sie haben also eine positive Energiebilanz.
Das Reinstsilizium kann auf unterschiedliche Weise weiterverarbeitet werden. Für polykristalline Zellen kommen größtenteils das Gießverfahren, das Bridgman-Verfahren und das kantenbegrenzte Bandziehverfahren (EFG-Verfahren, von engl. edge-defined film-fed growth) zum Einsatz. Monokristalline Zellen werden fast immer nach dem Czochralski-Verfahren hergestellt. Bei allen Verfahren gilt, dass die Dotierung mit Bor (siehe unten) schon beim Herstellen der Blöcke (Ingots) beziehungsweise Stäbe vorgenommen wird.

Dieses Verfahren dient zur Herstellung von polykristallinem Silizium. Das Reinstsilizium wird in einem Tiegel mit Hilfe einer Induktionsheizung aufgeschmolzen und dann in eine quadratische Wanne gegossen, in der es möglichst langsam abgekühlt wird. Dabei sollen möglichst große Kristallite in den Blöcken entstehen. Die Kantenlänge der Wanne beträgt etwa 50 cm, die Höhe der erstarrten Schmelze etwa 30 cm. Der große Block wird in mehrere kleine Blöcke von etwa 30 cm Länge zerteilt.
Ein weiteres Gießverfahren ist der Strangguss, wobei die Masse schon in der am Ende benötigten Stärke auf das Trägermaterial aufgebracht wird. Der Vorteil ist, dass ein Sägevorgang mit seinen Verlusten entfällt.

Das Bridgman-Verfahren dient zur Herstellung von polykristallinem Silizium[17] und ist nach Percy Williams Bridgman benannt. Es ist nicht zu verwechseln mit der Bridgman-Stockbarger-Methode, die zur Herstellung von Monokristallen dient. Das Reinstsilizium wird hier ebenfalls in einem Tiegel mit Hilfe einer Induktionsheizung bei über 1400 C aufgeschmolzen. Die langsame Abkühlung der Schmelze, bei der sich große Zonen einheitlicher Kristalle ausbilden, findet hier im gleichen Tiegel statt. Die geheizte Zone wird langsam von unten nach oben im Tiegel angehoben, so dass sich oben bis zum Schluss flüssiges Silizium befindet, während vom Tiegelboden her das Erstarren erfolgt. Hier sind die Kantenlängen etwas größer als beim Gießverfahren (zumeist Standardgröße 690 mm)[18], die Höhe des Blocks beträgt etwa 20 bis 25 cm. Der große Block wird ebenfalls in mehrere kleine Blöcke von zumeist 156 mm Kantenlänge zerteilt. Dieser Arbeitsschritt wird Brikettieren genannt

Das Czochralski-Verfahren wird für die Herstellung von langen monokristallinen Stäben genutzt. Der sogenannte Impfkristall gibt die Orientierung im Kristall vor. Vor der Herstellung der Zellen wird der entstandene Zylinder noch zurechtgeschnitten.

Das Zonenschmelzverfahren, auch Float-Zone-Verfahren genannt, dient auch der Herstellung monokristalliner Siliziumstäbe. Die bei diesem Verfahren erzielte Reinheit ist im Normalfall höher als für die Solartechnik benötigt und auch mit sehr hohen Kosten verbunden. Deshalb wird diese Technik für die Solartechnik eher selten benutzt. Das einzige Unternehmen, das Float-Zone-Wafer in nennenswerten Mengen für Solarzellen verwendet, ist das US-Unternehmen SunPower.

Die Kristallstäbe müssen nun mit einem Drahtsägeverfahren in Scheiben, die sogenannten Wafer, gesägt werden. Dabei entsteht aus einem großen Teil des Siliziums Sägestaub, der derzeit nicht mehr verwendbar ist. Die Dicke der entstehenden Scheiben liegt bei etwa 0,18 bis 0,28 mm.
Eine weitere Quelle für Wafer war früher der Ausschuss an Rohlingen für die Herstellung von integrierten Schaltkreisen der Halbleiterfertigung. Sind die Rohlinge dort zur Weiterverarbeitung ungeeignet, können sie teilweise noch als Solarzelle verwendet werden. Mit den heutigen (2005) Herstellungsverfahren und dem enorm gestiegenen Bedarf der Solarindustrie hat die Verwendung von Ausschuss heute keine Bedeutung mehr.
Die monokristallinen Zellen zeichnen sich durch eine homogene Oberfläche aus, während bei den polykristallinen Zellen gut die einzelnen Zonen mit verschiedener Kristallorientierung unterschieden werden können sie bilden ein eisblumenartiges Muster auf der Oberfläche.
Im Waferstadium sind Vorder- und Rückseite der Zelle noch nicht festgelegt.

Die gesägten Wafer durchlaufen nun noch mehrere chemische Bäder, um Sägeschäden zu beheben und eine Oberfläche auszubilden, die geeignet ist, Licht einzufangen. Hier gibt es verschiedene, herstellerspezifische Konzepte.
Im Normalfall sind die Wafer schon mit einer Grunddotierung mit Bor versehen. Diese bewirkt, dass es überschüssige Defektelektronen (positive Ladungen) gibt, das heißt, es können Elektronen eingefangen werden. Das wird auch p-Dotierung genannt. Auf dem Weg zur fertigen Solarzelle mit p-n-Übergang muss nun die Oberfläche noch eine n-Dotierung bekommen, was durch Prozessierung der Zelle in einem Ofen in einer Phosphor-Atmosphäre geschieht. Die Phosphoratome schaffen eine Zone mit Elektronenüberschuss auf der Zelloberfläche, die etwa 1 m tief ist. Nach der Diffusion mit Phosphor entsteht auf der Oberfläche des Wafers Phosphorglas. Um dieses zu entfernen, ist ein weiterer sehr kurzer Ätzschritt mit Flusssäure nötig. Danach wird in einem weiteren Ofen mittels PECVD die Antireflexschicht aufgetragen, die der Zelle erst die typische Farbe gibt.
Danach erfolgt die Bedruckung der Zelle, z. B. durch Siebdruck, mit den notwendigen Lötzonen und der Struktur, welche für den besseren Abgriff des generierten elektrischen Stroms sorgt. Die Vorderseite erhält meist zwei breitere Streifen, auf denen später die Bändchen zum Verbinden mehrerer Zellen befestigt werden. Außerdem wird ein sehr dünnes, elektrisch gut leitendes Raster aufgebracht, was einerseits den Lichteinfall so wenig wie möglich behindern und andererseits den ohmschen Widerstand der Deckelektrode verringern soll. Die Rückseite wird meist vollflächig mit einem gut leitenden Material beschichtet.
Nach der Prozessierung werden die Zellen nach optischen und elektrischen Merkmalen klassifiziert, sortiert und für die Fertigung von Solarmodulen zusammengestellt.

Um den Umweg des Sägens von Wafern aus Kristallblöcken zu vermeiden, gibt es umfangreiche Aktivitäten, Solarzellen direkt zu erzeugen.

Beim EFG-Verfahren (von engl. edge-defined film-fed growth, ungefähre Übersetzung: "kantendefiniertes Filmwachstum") werden aus einer elektrisch beheizten Graphitwanne aus flüssigem Reinstsilizium achteckige Röhren von etwa 6 bis 7 m Länge nach oben gezogen.
Die Ziehgeschwindigkeit liegt im Bereich von ca. 1 mm/s. Die Kantenlänge der einzelnen Seiten beträgt 10 bzw. 12,5 cm, die Wandstärke ca. 280 m.

Nach Fertigstellung der Röhre wird diese entlang der Kanten mit NdYAG-Lasern geschnitten und in einem bestimmten Raster dann über die Breite der jeweiligen Seite.
Daraus ergibt sich die Möglichkeit der Herstellung von Zellen mit unterschiedlichen Kantenlängen (zum Beispiel 12,5 cm 15 cm oder 12,5 cm 12,5 cm).
Es wird eine Ausbeute von etwa 80 % des Ausgangsmaterials erzielt.
Bei den so erzeugten Zellen handelt es sich ebenfalls um polykristallines Material, welche sich vom Aussehen her deutlich von den gesägten Zellen unterscheidet.
Unter anderem ist die Oberfläche der Zellen welliger. Ein Vorteil im Vergleich zum Sägen aus Blöcken ist die weitgehende Vermeidung von Verschnitt, der zudem nicht mit Schneideflüssigkeit (engl. slurry, vgl. Kolloide) verunreinigt ist. Dieses Verfahren wird auch Bandzieh- oder Octagon-Verfahren genannt.
Das EFG-Verfahren wurde bis 2009 von der Firma Schott Solar (Deutschland) angewendet. Von einer weiteren Verwendung musste abgesehen werden, da Schott Solar als einziger Anwender dieses Prozesses die Weiterentwicklung, im Vergleich zu anderen Prozessen mit mehr Entwicklern im Hintergrund, nicht schnell genug vorantreiben konnte.[20] Entwickelt wurde das Verfahren von der Firma ASE Solar (USA).

Weiterhin gibt es noch ein Verfahren der US-amerikanischen Firma Evergreen Solar, bei dem die Wafer zwischen zwei Fäden direkt aus der Siliziumschmelze gezogen werden.[20] Dabei entsteht weniger Abfall (wie Späne usw., die normalerweise direkt entsorgt werden) als bei den herkömmlichen Verfahren. Als deutsches Unternehmen verwendet die Sovello AG das String-Ribbon-Verfahren zur Produktion von Wafern.

Beim Schichttransfer-Verfahren wird eine nur ca. 20 m dünne Schicht aus einkristallinem Silizium direkt flach auf einem Substrat gezüchtet. Als Trägermaterial eignen sich keramische Substrate oder auch speziell oberflächenbehandeltes Silizium, wodurch das Ablösen des entstandenen Wafers und die Wiederverwendung des Trägers gegeben ist. Die Vorteile dieser Verfahren sind der deutlich geringere Siliziumbedarf durch die geringe Dicke und der Wegfall der Sägeverluste.
Der Sägevorgang als zusätzlicher Prozessschritt entfällt. Der erreichbare Wirkungsgrad ist hoch und liegt im Bereich von monokristallinen Zellen.

Der Prozess des Zonenschmelzens und Dotierens lässt sich auch in eine bereits gefertigte, flache Platte bzw. Schicht verlagern. Das Prinzip ist, dass die Verunreinigungen durch Wärmebehandlung (mehrfach lateral fortschreitende Umschmelzung, z. B. mit Laserstrahlung) des Siliziums an wenigen Stellen konzentriert werden.

Seit den 2000er Jahren arbeiten verschiedene Forschungsgruppen an Solarzellen auf Basis von langen "Siliziumstäbchen" (manchmal auch "Siliziummikrodrähte" genannt) im Mikrometermaßstab.
Die einzelnen Siliziumstäbchen sind in der Regel einige Mikrometer dick und ca. 200 Mikrometer lang. Strukturen aus senkrecht zu einer Trägerfläche angeordneten Stäbchen zeigen gegenüber konventionellen Solarzellen aus Silizium eine erhöhte Absorption von Sonnenlicht in einem breiten Spektralbereich, vgl. Schwarzes Silizium.
Ein Beispiel für eine solche Solarzelle wurde 2010 von einer Arbeitsgruppe um Harry Atwater vom California Institute of Technology vorgestellt. Sie stellten über 100 Mikrometer lange Stäbchen mithilfe der sogenannten VLS-Technik (von engl. vapor-liquid-solid) her, übergossen diese anschließend zur Stabilisierung mit durchsichtigem, biegsamem Kunststoff (Polydimethylsiloxan, PDMS) und lösten danach die fertige Zelle von der Platte.. Diese Zellen zeigen, wie zuvor erwähnt, eine erhöhte Absorption von insgesamt bis zu 85 % des einfallenden Lichts über einen großen Spektralbereich. Die so erzeugten Solarzellen, im Laborstatus, haben einen hohen Wirkungsgrad.
Ihre Herstellung verbraucht nur 1 Prozent der sonst zur Solarzellenproduktion üblichen Siliziummenge, außerdem sind diese Solarzellen biegbar.

Dünnschichtzellen

Dünnschichtzellen gibt es in verschiedenen Ausführungen, je nach Substrat und aufgedampften Materialien. Die Spannbreite der physikalischen Eigenschaften und der Wirkungsgrade ist entsprechend groß. Dünnschichtzellen unterscheiden sich von den traditionellen Solarzellen (kristallinen Solarzellen basierend auf Siliziumwafern) vor allem in ihren Produktionsverfahren und durch die Schichtdicken der eingesetzten Materialien. Die physikalischen Eigenschaften amorphen Siliziums, die von kristallinem Silizium verschieden sind, beeinflussen die Solarzelleneigenschaften. Manche Eigenschaften sind auch noch nicht vollständig verstanden.
Auch bei kristallinen Solarzellen wird das Licht bereits in einer dünnen Oberflächenschicht (ca. 10 m) absorbiert. Es liegt daher nahe, Solarzellen sehr dünn zu fertigen. Verglichen mit kristallinen Solarzellen aus Siliziumwafern sind Dünnschichtzellen etwa 100-mal dünner. Diese Dünnschichtzellen werden meist durch Abscheiden aus der Gasphase direkt auf einem Trägermaterial aufgebracht. Das kann Glas, Metallblech, Kunststoff oder auch ein anderes Material sein. Der aufwändige, im vorigen Kapitel beschriebene Prozess des Zerschneidens von Siliziumblöcken kann also umgangen werden.
Das bisher gängigste Material für Dünnschichtzellen ist amorphes Silizium (a-Si:H). Solche Dünnschichtmodule sind langlebige Produkte. Outdoor-Tests zeigen stabile Wirkungsgrade über mehr als zehn Jahre. Mögliche weitere Materialien sind mikrokristallines Silizium ( c-Si:H), Gallium-Arsenid (GaAs), Cadmiumtellurid (CdTe) oder Kupfer-Indium-(Gallium)-Schwefel-Selen-Verbindungen, die so genannten CIGS-Solarzelle bzw. CIS-Zellen, wobei hier je nach Zelltyp S für Schwefel oder Selen stehen kann. Ein neues Material, das neu in der Dünnschichttechnologie Anwendung findet, ist CZTS.
Für die Produktion von Strom ist ein hoher Wirkungsgrad erwünscht, der auch im Dünnschichtbereich inzwischen teilweise erreicht wird. Wirkungsgrade im Bereich von 20 % (20,3 % mit CIGS-Solarzellen, siehe[9]) für kleine CIGS-Laborzellen ( 0,5 cm ) sind durchaus möglich. CIGS-Dünnschichtmodule erreichen inzwischen ähnliche Wirkungsgrade wie Module aus polykristallinem Silizium (11 12 %,[26]).
Jedoch ist der Wirkungsgrad nicht das alleinige Kriterium bei der Auswahl. Wichtiger sind oft die Kosten, zu denen Strom aus den Solarzellen produziert werden kann. Dafür sind die verwendeten Herstellungsverfahren sowie die Kosten der eingesetzten Materialien verantwortlich. Darüber hinaus sind die Ausbeute, also das Verhältnis von der zur Herstellung aufgewendeten Energie zum Ertrag, sowie die Emission von Schadstoffen bei Produktion und über die Betriebszeit wichtige Kriterien. Aktuelle Studien belegen, dass Cadmiumtellurid-Dünnschicht-Solarzellen hier eine bessere Bilanz als konventionelle Siliziumzellen aufweisen.
Eine der Stärken der Dünnschichtmodule besteht darin, dass sie nicht auf ein rigides Substrat wie Glas oder Aluminium angewiesen sind. Bei aufrollbaren Solarzellen für den Wanderrucksack oder eingenäht in Kleider wird ein geringerer Wirkungsgrad in Kauf genommen; der Gewichtsfaktor ist wichtiger als die optimale Lichtumwandlung.
Eine weitere Stärke von Dünnschichtmodulen ist, dass sie einfacher und großflächiger produziert werden können, insbesondere die Dünnschichtzellen aus amorphem Silizium. Diese machen daher heute den größten Marktanteil aus.
Zur Herstellung werden zum Teil Maschinen eingesetzt, die auch zur Herstellung von Flachbildschirmen eingesetzt werden. Dabei werden Beschichtungsflächen von über 5 m erreicht. Mit den Verfahren zur Herstellung von amorphem Silizium lässt sich auch kristallines Silizium in dünnen Schichten herstellen, sogenanntes mikrokristallines Silizium. Es vereint Eigenschaften von kristallinem Silizium als Zellenmaterial mit den Methoden der Dünnschichttechnik. In der Kombination aus amorphem und mikrokristallinem Silizium wurden in den letzten Jahren beachtliche Wirkungsgradsteigerungen erzielt.
Ein Verfahren für die Fertigung kristalliner Dünnschichtzellen aus Silizium ist CSG, (Crystalline Silicon on Glass); dabei wird eine weniger als zwei Mikrometer dünne Siliziumschicht direkt auf einen Glasträger aufgebracht; die kristalline Struktur wird nach einer Wärmebehandlung erreicht. Das Aufbringen der Stromführung erfolgt mittels Laser- und Tintenstrahldrucktechnik. Dafür wurde 2005 von der Firma CSG Solar eine Fabrikationsanlage in Deutschland gebaut. Weil das Verfahren nicht wirtschaftlich zu betreiben war, musste das Unternehmen nach kurzer Zeit seine Produktion einstellen. Der chinesische Solarkonzern Suntech erwarb das Unternehmen und seine Technologie, hat aber 2011 die Aktivitäten in diesem Bereich aufgegeben und das Unternehmen geschlossen.
Es werden derzeit Dünnschichtsolarzellen aus schwarzem Silizium entwickelt, die einen etwa doppelten Wirkungsgrad erreichen sollen.

Bei Konzentratorzellen (auch Konzentrator-Photovoltaik, engl: Concentrated PV, CPV) wird Halbleiterfläche eingespart, indem das einfallende Sonnenlicht zunächst auf einen kleineren Bereich konzentriert wird. Das erreicht man durch Konzentratoren, wie z. B. Linsen, zumeist Fresnel-Linsen, oder auch Lichtleitkörper, die die Totalreflexion nutzen.
Diese sind im Vergleich zu Halbleitern bezogen auf die Fläche preiswerter. Es kann somit zu geringeren Kosten die Sonneneinstrahlung einer größeren Fläche ausgenutzt werden. Häufig verwendete Materialien für Konzentratorsolarzellen sind III-V-Halbleiter.
Zumeist werden Mehrfachsolarzellen (siehe nächster Abschnitt) verwendet, die für vollflächige Solarzellen unwirtschaftlich wären. Sie arbeiten noch zuverlässig bei mehr als dem 500-fachen der Sonnenintensität. Konzentratorsolarzellen müssen dem Sonnenstand nachgeführt werden, damit ihre Optik die Sonnenstrahlung auf die Zellen bündeln kann. Zusätzlicher Effekt der Lichtkonzentration ist außerdem eine Erhöhung des Wirkungsgrades, da die Leerlaufspannung ansteigt.

Die US-Energiebehörde hat mit dieser Technik Wirkungsgrade von über 40 % erreicht.

Mehrfachsolarzellen bestehen aus zwei oder mehr Solarzellen mit verschiedenem Material, die monolithisch übereinander geschichtet sind.
Zweck dieser Anordnung ist es, den Wirkungsgrad der gesamten Anordnung zu erhöhen.
Die Wirkungsgrade bei Labormustern von Tandem-Konzentratorsolarzellen erreichten 2008 und 2009 über 40 %. So wurde am Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme ISE mit einer Mehrfachsolarzelle und 454-facher Konzentration ein Wirkungsgrad von 41,1 % erzielt.

Bei Farbstoffsolarzellen, auch bekannt als Grätzel-Zellen, wird der Strom anders als bei den bisher aufgeführten Zellen über die Lichtabsorption eines Farbstoffes gewonnen; als Halbleiter kommt Titandioxid zum Einsatz. Als Farbstoffe werden hauptsächlich Komplexe des seltenen Metalls Ruthenium verwendet, zu Demonstrationszwecken können aber selbst organische Farbstoffe, zum Beispiel der Blattfarbstoff Chlorophyll oder Anthocyane (aus Brombeeren), als Lichtakzeptor verwendet werden (diese besitzen jedoch nur eine geringe Lebensdauer).
Die Funktionsweise der Zelle ist noch nicht im Detail geklärt; die kommerzielle Anwendung gilt als recht sicher, ist aber produktionstechnisch noch nicht in Sicht.

Eine organische Solarzelle ist eine Solarzelle, die aus Werkstoffen der organischen Chemie besteht, d. h. aus Kohlenwasserstoff-Verbindungen (Kunststoffen). Diese Verbindungen haben elektrisch halbleitende Eigenschaften. Der Wirkungsgrad, mit dem Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt wird, liegt mit ca. 10,6 % (Stand April 2011)[35] noch weit unter dem von Solarzellen aus anorganischem Halbleitermaterial. Organische Solarzellen bzw. Plastiksolarzellen, wie sie auch genannt werden, sind aufgrund der Möglichkeiten hinsichtlich günstiger und vielseitiger Herstellungsverfahren ein aktuelles Forschungsthema. Die von den Herstellern dieser Zellen auf Kunststoffbasis genannten Vorteile gegenüber herkömmlichen Siliciumsolarzellen sind:

• Geringe Herstellungskosten aufgrund billiger Produktionstechnologien

• Hohe Stromausbeuten durch Dünnschicht-Großflächentechnologien für Kunststoffe

• Flexibilität, Transparenz und einfache Handhabung (mechanische Eigenschaften von Kunststoffen)

• Hohe Umweltverträglichkeit (Kunststoffe auf Kohlenstoffbasis)

• Anpassung an das Sonnenspektrum durch gezielte Polymersynthese

• "Bunte" Solarzellen für architektonische Stilelemente

Im Vergleich zu den ersten organischen Solarzellen wurden inzwischen viele Fortschritte erzielt.
Das Material für diesen Solarzellentyp basiert auf organischen Kohlenwasserstoffverbindungen mit spezifischer elektronischer Struktur, dem konjugierten -Elektronensystem, welches den betreffenden Materialien die wesentlichen Eigenschaften amorpher Halbleiter verleihen.
Typische Vertreter organischer Halbleiter sind konjugierte Polymere und Moleküle, wobei auch speziell synthetisierte Hybridstrukturen verwendet werden. Die ersten Kunststoffsolarzellen, die aus konjugierten Polymeren (Elektronendonatoren) und Fullerenen (Elektronenakzeptoren) hergestellt wurden, waren Zwei-Schicht-Solarzellen.
Diese Zellen bestehen aus einer dünnen Schicht des konjugierten Polymers, auf die eine weitere dünne Schicht von Fullerenen aufgebracht wird. Aus technologischer Sicht stellen konjugierte Polymere und funktionalisierte Moleküle auf Grund ihrer Prozessierbarkeit aus der Flüssigphase attraktive Basismaterialien für die kostengünstige Massenproduktion flexibler PV-Elemente mit vergleichsweise einfacher Struktur dar.

Molekulare Halbleiter hingegen werden üblicherweise in vakuumgestützten Aufdampfprozessen zu wohldefinierten Mehrschichtsystemen verarbeitet und lassen die Herstellung sequentiell abgeschiedener Halbleiterschichten und somit komplexere Zelltypen (z. B. Tandemzellen) zu.
Die organische Photovoltaik (OPV) hat das technologische Potenzial, um als sogenannte "Low-cost Energy Source" Einzug in die mobile Stromversorgung zu halten. Dies auch aufgrund der kostengünstigen Massenfertigung auf Basis etablierter Druckverfahren.

Damit könnte mit der organischen Photovoltaik ein neuer Anwendungsbereich erschlossen werden bei gleichzeitig niedrigen Investitionskosten. Die Firma Konarka Technologies GmbH in Nürnberg hatte 2009 erste organische Kollektoren für Mobilgeräte auf den Markt gebracht.

Eine Hybridsolarzelle ist eine Solarzelle, die organische und anorganische Bestandteile enthält

Fluoreszenz-Zellen sind Solarzellen, die zunächst in einer Platte durch Fluoreszenz Licht größerer Wellenlänge erzeugen, um dieses an den Plattenkanten zu wandeln.

Unter dem Namen Thermische Photovoltaik-Zellen (TPV) werden Zellen auf Basis von InP (früher GaSb) verstanden, die nicht Sonnenlicht verwerten, sondern Wärmestrahlung, also Licht wesentlich höherer Wellenlänge. Der Wirkungsgrad wurde dabei durch neuere Arbeiten[38] bis auf 12 % gesteigert (vorher maximal 9 %). Eine potentielle Anwendung solcher Zellen wäre die Verwertung von Wärme, wie sie bei großtechnischen Anwendungen in großen Mengen entsteht und die bisher mit zusätzlichem Aufwand entsorgt werden muss.

Die Nutzung der Sonne zur Gewinnung von elektrischer Energie kann man grob in das Jahr 1839 datieren.

Der Franzose Alexandre Edmond Becquerel stellte fest, dass eine Batterie, wenn man sie dem Sonnenlicht aussetzt, eine höhere Leistung hat als ohne Sonnenlicht.
Er nutzte den Potentialunterschied zwischen einer verdunkelten und einer belichteten Seite einer chemischen Lösung, in die er zwei Platinelektroden eintauchte. Als er nun diese Konstruktion in die Sonne stellte, beobachtete er, dass ein Strom zwischen den zwei Elektroden entstand.
So entdeckte er den photovoltaischen Effekt, konnte ihn allerdings noch nicht erklären. Später wies man nach, dass auch andere Materialien wie Kupfer photoleitfähig sind.
Die Photoleitfähigkeit wurde bei Selen 1873 nachgewiesen. Zehn Jahre später wurde die erste "klassische" Photozelle aus Selen gefertigt. Wiederum zehn Jahre später, 1893, wurde die erste Solarzelle zur Erzeugung von Elektrizität gebaut.
1904 entdeckte der deutsche Physiker Philipp Lenard, dass Lichtstrahlen beim Auftreffen auf bestimmte Metalle Elektronen aus deren Oberfläche herauslösen und lieferte damit die ersten Erklärungen für den Effekt der Photovoltaik.
Ein Jahr später erhielt er den Nobelpreis für Physik für die Erforschung des Durchganges von Kathodenstrahlen durch Materie und für seine Elektronentheorie.

Den endgültigen Durchbruch schaffte 1905 Albert Einstein, als er mit Hilfe der Quantentheorie die gleichzeitige Existenz des Lichtes sowohl als Welle als auch als Teilchen erklären konnte.
Bis dahin glaubte man, dass Licht nur als eine Energie mit unterschiedlicher Wellenlänge auftritt. Doch Einstein stellte in seinen Versuchen, die Photovoltaik zu erklären, fest, dass sich Licht in manchen Situationen genauso wie ein Teilchen verhält, und dass die Energie jedes Lichtteilchens oder Photons nur von der Wellenlänge des Lichts abhängt.

Er beschrieb das Licht als eine Ansammlung von Geschossen, die auf das Metall treffen. Wenn diese Geschosse genügend Energie besitzen, wird ein freies Elektron, das sich im Metall befindet und von einem Photon getroffen wird, vom Metall gelöst. Außerdem entdeckte er, dass die maximale kinetische Energie der losgelösten Elektronen von der Intensität des Lichtes unabhängig ist und nur durch die Energie des auftreffenden Photons bestimmt wird. Diese Energie hängt wiederum nur von der Wellenlänge (oder der Frequenz) des Lichtes ab. Für seine Arbeit zum photoelektrischen Effekt erhielt er 1921 den Nobelpreis für Physik.
Die Entdeckung des p-n-Übergangs (Kristallgleichrichters) im Jahre 1947 durch William B. Shockley, Walther H. Brattain und John Bardeen war ein weiterer großer Schritt zur Solarzelle in ihrer heutigen Form. Nach diesen Entdeckungen stand dem Bau einer Solarzelle in ihrer heutigen Form nichts mehr entgegen. Es ist jedoch einem glücklichen Zufall zu verdanken, dass diese erste Solarzelle 1954 in den Laboratorien der amerikanischen Firma Bell gebaut wurde.
Die Mitarbeiter der Firma (unter Teamleiter Morton Price) beobachteten, als sie einen Gleichrichter, der mit Hilfe von Silizium arbeitete, untersuchten, dass dieser mehr Strom lieferte, wenn er in der Sonne stand, als wenn er zugedeckt war. Bei Bell erkannte man schnell den Nutzen dieser Entdeckung zur Versorgung des Telefonnetzes von ländlichen Regionen mit Strom, was bis dahin noch mit Batterien geschah. Die Firma Bell, genauer die Herren Chapin, Fuller und Pearson, entwickelte 1953 so die ersten Solarzellen aus Silizium, welche mit Arsen dotiert waren und einen Wirkungsgrad von etwa 4 % besaßen. Durch Wahl einer anderen Dotierung konnte der Wirkungsgrad auf etwa 6 % erhöht werden.

Die Raumfahrt erkannte sehr schnell den Nutzen der Solartechnik und rüstete 1958 zum ersten Mal einen Satelliten mit Solarzellen aus. Vanguard 1 startete am 17. März 1958 und war erst der vierte Satellit überhaupt. Er besaß ein Solarpanel, welches mit 108 Silizium-Solarzellen ausgestattet war. Diese dienten nur als Ladestation der Akkus und nicht zur direkten Stromversorgung. Dabei wurde errechnet, dass die Zellen einen Wirkungsgrad von 10,5 % besaßen.
Die Konstrukteure hatten eine geringere Energieausbeute und eine kürzere Lebensdauer angenommen, so dass man diesen Satelliten nicht mit einem "Ausschalter" versehen hatte. Erst nach acht Jahren stellte der Satellit aufgrund von Strahlenschäden seinen Betrieb ein.
Kurz darauf entstand die CdS-Cu2S-Solarzelle, die bis Anfang der 1990er noch in Satelliten eingesetzt wurden. Heutige Satelliten sind zum Vergleich mit Vanguard I mit rund 40.000 Solarzellen ausgestattet.
Im Weltraum steht der natürlichen Sonnenstrahlung im Vergleich zur Erdoberfläche nichts entgegen, keine Wolkendecken und keine Strahlung absorbierende und mehr oder weniger verschmutzte Atmosphäre, die das Sonnenlicht behindert. Andererseits führen die extremen Strahlungsverhältnisse im Weltraum zu einer stärkeren Degradation der Solarzellen als es auf der Erde der Fall ist. Seither versuchen Industrie und Forschung, immer größere Wirkungsgrade zu erreichen und zugleich die Degradation und Strahlungsresistenz zu verbessern.



Üblicherweise werden Raumsonden im inneren Sonnensystem durch Solarzellen mit Strom versorgt. Dadurch, dass heutige für Raumfahrtzwecke verwendete Solarzellen nicht nur 50 % effizienter, sondern auch strahlungsresistenter als die noch vor 20 Jahren verwendeten Siliziumzellen sind,[39] kann im Jahr 2011 die Raumsonde Juno als erste mit Solarzellen ausgerüstete Raumsonde zum in Strahlung getauchten Planeten Jupiter starten.
Durch die Verwendung reineren Siliziums und besserer Dotierungsmöglichkeiten wurde der Wirkungsgrad gesteigert und die Lebensdauer erhöht. Mandelkorn und Lamneck verbesserten die Lebensdauer der Zellen 1972 durch eine Reflexion der Minoritätsladungsträger, in dem sie ein sogenanntes back surfaces field (BSF) in die p-leitende Schicht einbrachten. 1973 stellten Lindmayer und Ellison die sog. violette Zelle vor, die bereits einen Wirkungsgrad von 14 % besaß.
Durch das Reduzieren des Reflexionsvermögens wurde 1975 der Wirkungsgrad auf 16 % gesteigert. Diese Zellen heißen CNR-Solarzellen (englisch: Comsat Non Reflection; Comsat = Telefonsatellit ) und wurden für Satelliten entwickelt. Inzwischen sind von Green sowie an der Stanford Universität und bei Telefunken Solarzellen mit Wirkungsgraden um 20 % entwickelt worden. Der theoretische Wirkungsgrad für Silizium-Solarzellen liegt bei 29 % für die Strahlungsverhältnisse in mittleren Breiten. Zu den Wirkungsgraden siehe auch technische Merkmale.
Maßgeblicher Anstoß für diese Entwicklung war Anfang der Siebziger die Vervierfachung des Ölpreises. Nach dieser Preissteigerung rief Richard Nixon 1974 ein Forschungsprogramm ins Leben, welches sich mit regenerativen Energien auseinandersetzte. Bis dahin kostete jedes Watt 200 Dollar und war somit nicht konkurrenzfähig. Um die Akzeptanz und das Vertrauen bei der Bevölkerung zu gewinnen, wurden Anfang der 1980er Rennen mit Solarmobilen ausgetragen, und im Juli 1981 überquerte ein mit Solarkraft angetriebenes Flugzeug den Ärmelkanal.
Bis gegen Ende der 1990er Jahre waren Zellen mit etwa 100 mm Kantenlänge (im Fachjargon auch Vier-Zoll-Zellen genannt) die üblichste Baugröße. Danach wurden auch 125-mm-Zellen verstärkt eingeführt, und seit etwa 2002 sind auch 156-mm-Zellen (Kantenlänge 156 mm bzw. 6 Zoll) für Standardmodule eine gängige Größe.

Zu Beginn der Kommerzialisierung der Solartechnik wurden häufig runde Zellen eingesetzt, deren Ursprung von den meist runden Siliziumstäben der Computerindustrie herrührt. Inzwischen ist diese Zellenform relativ selten, und es werden quadratische Zellen oder fast quadratische mit mehr oder weniger abgeschrägten Ecken eingesetzt. Als Standardformate werden derzeit Wafer mit einer Kantenlänge von 125 und 156 mm prozessiert; künftig sollen aber auch Zellen mit einer Kantenlänge von 210 mm Bedeutung erlangen.
Durch Sägen der fertig prozessierten Zellen entstehen für spezielle Anwendungen im Kleingerätebereich auch Zellen mit kleineren Kantenlängen. Sie liefern annähernd die gleiche Spannung wie die großen Zellen, jedoch entsprechend der kleineren Fläche einen kleineren Strom.
Im EFG-Verfahren werden auch Zellen hergestellt, bei denen die Seiten des entstehenden Rechtecks nicht die gleichen Längen haben.

Der Wirkungsgrad einer Solarzelle ist das Verhältnis der von ihr erzeugten elektrischen Leistung und der Leistung der einfallenden Strahlung .

Ein hoher Wirkungsgrad ist erstrebenswert, weil er bei gleichen Lichtverhältnissen und gleicher Fläche zu einer größeren Ausbeute an elektrischem Strom führt. Der Wirkungsgrad wird dabei im Wesentlichen durch die Shockley-Queisser-Grenze limitiert. Oft wird der Wirkungsgrad von Solarzellen nach dem Carnotschen Wirkungsgrad berechnet. Dies ist insofern nicht korrekt, als dieser für Kraft-Wärme-Maschinen gilt (vgl. Carnotscher Kreisprozess) und nicht für quantenmechanische Prozesse.

Die Kenngrößen einer Solarzelle werden für normierte Bedingungen, die Standard-Testbedingungen, häufig abgekürzt STC (engl. Standard Test Conditions) angegeben:

• Einstrahlungsstärke von 1000 W/m in Modulebene,

• Temperatur der Solarzelle 25 C konstant,

• Strahlungsspektrum AM 1,5 global; DIN EN 61215, IEC 1215, DIN EN 60904, IEC 904).

Dabei steht AM 1,5 global für den Begriff Air Mass, die 1,5 dafür, dass die Sonnenstrahlen das 1,5-fache der Atmosphärenhöhe durchlaufen, weil sie schräg auftreffen. Das entspricht sehr gut den sommerlichen Gegebenheiten in Mitteleuropa von Norditalien bis Mittelschweden. Im Winter steht die Sonne in unseren Breiten erheblich tiefer, und ein Wert von AM 4 bis AM 6 ist hier realistischer.
Durch die Absorption in der Atmosphäre verschiebt sich auch das Spektrum des auf das Modul treffenden Lichtes. "Global" steht für Globalstrahlung, die sich aus dem Diffus- und dem Direktstrahlungsanteil der Sonne zusammensetzt.
Dabei ist zu beachten, dass in der Realität insbesondere die Zellentemperatur bei einer solchen Einstrahlung, die in Deutschland im Sommer zur Mittagszeit erreicht wird, bei normalem Betrieb wesentlich höher liegt (je nach Anbringung, Windanströmung etc. kann sie zwischen etwa 30 und 60 C liegen). Eine erhöhte Zellentemperatur bedeutet aber gleichzeitig einen herabgesetzten Wirkungsgrad der Solarzelle. Aus diesem Grund wurde auch eine weitere Bezugsgröße geschaffen, PNOCT, die Leistung bei normaler Betriebstemperatur (normal operating cell temperature).

• SC: Short Circuit Kurzschluss

• OC: Open Circuit Leerlauf

• MPP: Maximum Power Point Betriebspunkt maximaler Leistung

• PR: Performance Ratio; Qualitätsfaktor der angibt, welcher Teil des vom Solargenerator erzeugten Stromertrages (unter Nennbedingungen) real zur Verfügung steht.

Solarzellen können also eine Leistung von sehr grob 160 W/m abgeben. Eingebaut in ein Modul ist die Leistung pro Fläche geringer, da zwischen den Zellen und zum Modulrand Abstände vorhanden sind. Im Weltraum wird eine Leistung von 220 Watt pro Quadratmeter erzielt.[41]

Der Wirkungsgrad einer Solarzelle ist das Verhältnis von erzeugter elektrischer Leistung zur Leistung der Globalstrahlung. Halbleiter mit fester Bandlücke nutzen nur einen Teil des Sonnenlichtes. Ihr maximaler theoretischer Wirkungsgrad liegt bei ca. 30 %. Der maximale theoretische Wirkungsgrad bei Multibandsystemen, die für alle Wellenlängen Farben des Sonnenlichts sensibilisiert sind, liegt bei ca. 85 %.

Der maximale Wirkungsgrad kommerzieller, monokristalliner Zellen liegt bei ca. 20 Prozent (siehe Tabelle). Mit diesen Zellen hergestellte Solarmodule erreichen einen Modulwirkungsgrad von etwa 17 Prozent.

Der Rekord für im Labor hergestellte Silizium-Solarzellen liegt bei 24,7 Prozent (University of New South Wales, Australien), mit denen Module mit über 22 Prozent Wirkungsgrad hergestellt wurden. Der Preis für diese im Zonenschmelzverfahren hergestellten Zellen liegt bei etwa 200 Euro pro Zelle bei einer Zellfläche von 21,6 cm . Für GaAs-Systeme beträgt er das fünf- bis zehnfache.

Die Degradation des Wirkungsgrades (Alterungsverhalten) liegt bei ca. 10 Prozent in 25 Jahren. Hersteller geben beispielsweise Garantien auf mindestens 80 Prozent der Peak-Leistung nach 20 Jahren.
Im Weltraum ist einerseits die Solarkonstante größer als die Globalstrahlung auf der Erde, andererseits altern die Solarzellen schneller. Solarpanele für Satelliten erreichen zur Zeit (2005) einen Wirkungsgrad von fast 25 % bei einer Betriebszeit von 15 Jahren.

Die energetische Amortisationszeit ist der Zeitpunkt, zu dem die für die Herstellung einer Photovoltaikanlage aufgewandte Primärenergie durch selbige wieder erzeugt wurde. Da die bei der Produktion genutzte elektrische Energie zu den Sekundärenergien zählt, wird diese mit dem Wirkungsgrad eines fossilen Kraftwerkes in Primärenergie umgerechnet. Dementsprechend erfolgt diese Umrechnung auch bei der erzeugten elektrischen Energie der Solarzelle. Analog kann man sich vorstellen, dass die Photovoltaikanlage den Strom aus einem konventionellen Kraftwerk ersetzt.
Am besten schneiden Dünnschichtmodule ab, die sich nach maximal 1,5 Jahren (Richtwert) amortisieren. Anlagen mit mono- oder multikristallinen Zellen benötigen zur energetischen Amortisation etwa 1,7 Jahre

Diese Werte hängen natürlich von der tatsächlichen Energieausbeute (d. h. von der Sonneneinstrahlung) und den verwendeten Vergleichskraftwerken ab. Auch ist zu beachten, ob Solarzellen, Module oder ganze Systeme (inklusive Wechselrichter und Anschlussinfrastruktur) betrachtet werden.
Ältere Untersuchungen zeigen bei Si-Solarzellen teilweise höhere Werte, was mit der Nutzung von Restsilizium aus der Chipindustrie zusammenhängt. Mit dem Beginn der großtechnischen Solarzellenherstellung konnten hier energieintensive Prozessschritte entfallen. Da der Energieverbrauch einen großen Kostenfaktor bei der Herstellung einer Solarzelle darstellt, wird mit einer weiteren deutlichen Reduzierung der Amortisierungszeiten auch bei Si-Solarzellen gerechnet.
Heutige Solarzellen haben (angewandt z. B. in Deutschland) einen Erntefaktor, der größer als 1 ist, d. h. sie erzeugen ein Vielfaches der Energie, die für die Herstellung notwendig war.

Die Herstellung photovoltaischer Solarzellen ist ein chemischer Prozess, bei dem gasförmige, flüssige und feste Chemikalien zum Einsatz kommen, die gesundheits- und umweltschädlich sind. Aus diesem Grund ist ein hoher Standard der Prozesssicherheit zentral. Unter Arbeitsschutzaspekten ist eine sichere Ablufterfassung und Reinigung zu gewährleisten.
Bei dem Einsatz von Nasswäschern wird die Abluft durch ein flüssiges Absorptionsmedium geleitet. Wenn dieses aufgebraucht ist, entsteht eine weitere Abwasserquelle, neben den Ätzlösungen aus der Produktion.

Diese müssen innerbetrieblich wiederaufbereitet oder spezialisierten Entsorgern übergeben werden. Bei der Herstellung von Dünnschichthalbleitern kommt es an den Wänden und Aufbauten der Prozesskammer zu siliziumhaltigen Ablagerungen.
Die Rückstände müssen regelmäßig entfernt werden, da sie den Prozess stören und zu Qualitätseinbußen führen. Zum Entfernen der Rückstände verwendet man Schwefelhexafluorid und Stickstofftrifluorid als Reinigungsgase.

Beide Gase sind zwar ungiftig, gleichwohl aber sehr starke Treibhausgase[50]. In der Zellproduktion müssen die Reinigungsgase mit hoher Volumenflussrate eingesetzt werden, da sie chemisch sehr stabil sind und im Plasma zu weniger als 10 % in reinigungsaktive Radikale zerfallen. Ein Großteil des Gases bleibt somit ungenutzt und muss kostenintensiv entsorgt werden. Zum Teil entweicht es gewollt oder ungewollt direkt in die Umwelt.
Hieraus erklärt sich u. a. auch der kürzlich gemessene starke Anstieg der Stickstofftrifluoridkonzentration in der Hochatmosphäre, besonders über Ost- und Südostasien. An Stelle von Schwefelhexafluorid und Stickstofftrifluorid kann auch das sehr reaktive Halogen Fluor als Reinigungsgas verwendet werden. Fluor ist sehr giftig, es ist jedoch kein Treibhausgas. Außerdem lässt es sich sehr leicht und rückstandfrei aus Abgasströmen entfernen.
Einige Solarzelltypen verwenden anstelle von Silizium Stoffe wie z. B. toxisches oder karzinogenes Cadmium, Arsen bzw. deren Verbindungen sowie Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid. Ein typisches Cadmiumtellurid-Solarmodul enthält zum Beispiel ca. 22 g des gefährlichen Schwermetalls Cadmium und 25 g Tellur pro m Zellfläche.[51] Bei der Produktion werden beide Substanzen durch Co-Verdampfung auf das Trägermaterial aufgebracht. Die Co-Verdampfung ist ein ungerichteter Prozess, bei dem die gesamte Innenoberfläche der Beschichtungskammer mit Dünnschichten aus Tellur, Cadmiumtellurid, Cadmiumsulfid und Antimontellurid überzogen werden. Der Materialverbrauch erhöht sich dadurch um mindestens weitere 40 %.
Bei der regelmäßigen Reinigung der Produktionskammer mit wässriger Säure die Reinigung erfolgt manuell werden die Rückstände in eine wässrige Lösung überführt. Neben der eigentlichen Zellproduktion stellt also auch die Reinigung der Produktionsanlagen eine Herausforderung an Umweltschutz und Arbeitsschutz dar.
Eine neuere Untersuchung versucht, die geringere Gefährdung, die von Cadmiumtellurid-Zellen im Vergleich zur Kohleverbrennung ausgeht, nachzuweisen.[27] Produktionsrückstände und Emissionen können zu Langzeitschäden und Altlasten führen. Gleiches gilt bei unsachgemäßer Entsorgung für die Altzellen. Die Photovoltaik unterscheidet sich in diesem Aspekt von anderen Technologien zur Nutzung regenerativer Energien.