Rohstoffe in der PV-Anlage: 51 Kilogramm Material und 100 Gramm Silber je 10 Kilowatt peak

Zwei Fragen tauchen in Beratungsgesprächen immer wieder auf, und sie klingen wie eine einzige: „Sind da seltene Erden drin?" und „Was ist das Ding am Ende wert?" Die erste Frage geht von einer falschen Annahme aus — in einem kristallinen Siliziummodul sind keine seltenen Erden. Die zweite ist berechtigt, und ihre Antwort steckt in einem Material, das weniger als ein Promille der Modulmasse ausmacht.

Dieser Ratgeber legt offen, welche Rohstoffe in einer Photovoltaikanlage stecken — in Kilogramm je Kilowatt peak, nicht in Prozent irgendeiner Gesamtmenge. Er zeigt, warum Glas und Aluminium vier Fünftel des Gewichts stellen, aber kaum den Wert, und warum ausgerechnet Silber der einzige Rohstoff ist, bei dem die Branche selbst Handlungsbedarf sieht.

Was in einem Solarmodul steckt: die Massenanteile

Das Fraunhofer ISE veröffentlicht im Photovoltaics Report eine Stoffaufstellung für ein kristallines Modul. Bezugsgröße ist eine Modulmasse von 11,6 Kilogramm je Quadratmeter, Datenstand 2021.

Alle Anteile in der folgenden Tabelle beziehen sich auf diese Gesamtmasse.

Die beiden letzten Zeilen sind der ganze Silberanteil: 0,04 Prozent der Modulmasse, und selbst das ist noch Paste, nicht reines Metall. Alles, was in der öffentlichen Debatte als Rohstoffproblem der Photovoltaik gilt, steckt in diesen vier Hundertstel Prozent. In der Praxis wird dieser Posten gleich zweimal falsch eingeschätzt: einmal als vermeintliches Versorgungsrisiko, einmal als vermeintlicher Schatz im Altmodul.

Was in dieser Aufstellung nicht vorkommt: seltene Erden, Kobalt, Lithium, Indium. Ein kristallines Siliziummodul enthält keinen dieser Stoffe. Sie gehören in die Batterie und in den Elektromotor, nicht aufs Dach.

Von Quadratmeter auf Kilowatt peak: die Umrechnung

Prozentangaben helfen beim Kauf wenig. Interessant ist, was in deiner Anlage steckt. Die Brücke ist der Wirkungsgrad. Das Fraunhofer ISE gibt den nach Liefermenge gewichteten Mittelwert für kristalline Module mit 22,7 Prozent im vierten Quartal 2024 an, gegenüber 21,6 Prozent ein Jahr zuvor; die Spanne der Einzelprodukte reicht von 18,9 bis 24,8 Prozent.

Damit lässt sich jeder Massenanteil aus der Tabelle in Kilogramm übersetzen. Für eine typische Anlage mit 10 Kilowatt peak — rund 44 Quadratmeter Modulfläche, etwa 510 Kilogramm Module auf dem Dach:

Glas und Aluminium: vier Fünftel der Masse

Glas und Aluminiumrahmen stellen zusammen 80,18 Prozent der Modulmasse. Beide Stoffe sind in jeder Hinsicht unkritisch: Silizium und Aluminium zählen nach Gewicht zu den häufigsten Bestandteilen der Erdkruste, und das Fraunhofer ISE stellt in seiner deutschsprachigen Zusammenstellung „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland" (Stand: 20.08.2026) ausdrücklich fest, dass Silizium-Wafer-Module keine Rohstoffe benötigen, für die eine beschränkte Verfügbarkeit absehbar wäre.

Das bedeutet nicht, dass beide Stoffe billig zu haben sind. Aluminium ist energieintensiv in der Herstellung, und die EU führt die Aluminium-Wertschöpfungskette in ihrem Rohstoffgesetz ausdrücklich als eigenen Fall — dazu weiter unten mehr. Die Antwort der Hersteller ist nicht der Verzicht auf Aluminium, sondern der Verzicht auf den Rahmen: Das ISE nennt rahmenlose Module sowie Rahmen aus Stahl oder Kunststoff als Wege, den Aluminiumbedarf zu senken.

Beim Glas ist der Hebel ein anderer. Dünneres Glas spart Masse, und Wiederverwendung statt Downcycling erhält den Wert. Antimon im hochtransparenten Solarglas lässt sich vermeiden — einige europäische Anbieter tun das laut ISE bereits.

Silizium: 2,0 Gramm je Watt — und wo der Rest bleibt

Der Siliziumverbrauch ist die eindrucksvollste Zahl in der ganzen Materialbilanz. Das Fraunhofer ISE dokumentiert den Rückgang von rund 16 Gramm je Watt peak im Jahr 2004 auf etwa 2,0 Gramm je Watt peak im Jahr 2024 — ein Achtel in zwanzig Jahren. Drei Ursachen nennt der Bericht: dünnere Wafer (heute 140 Mikrometer), geringerer Sägeverlust durch Diamantdrahtsägen und größere Ingots, dazu die Rückgewinnung des Siliziums aus dem Sägeschlamm, die seit 2017 in der Reihe berücksichtigt ist.

Hier lohnt ein genauer Blick, weil zwei Zahlen dieses Ratgebers auseinanderzugehen scheinen.

2,0 Gramm je Watt peak sind der Verbrauch in der Zellfertigung, also 2,0 Kilogramm je Kilowatt peak. Im fertigen Modul stecken nach den Massenanteilen aber nur rund 1,4 Kilogramm je Kilowatt peak. Die Differenz von etwa 0,6 Kilogramm ist Säge- und Prozessverlust — Material, das die Fabrik durchläuft, ohne im Modul zu landen.

Silber: ein Promille der Masse, fast die Hälfte des Werts

Silber leitet Strom besser als jedes andere Metall, und genau dafür wird es gebraucht: als Paste, die auf die Zelle gedruckt wird und den erzeugten Strom einsammelt. Das Fraunhofer ISE formuliert die Rolle des Silbers in einem Satz, der die gesamte Recyclingdebatte erklärt: Silber liege gewichtsmäßig unter einem Promille, mache aber fast die Hälfte des Materialwerts aus.

Damit ist Silber zugleich der kleinste und der wichtigste Posten. Es ist der einzige Rohstoff, bei dem das ISE in seiner Rohstofffrage Handlungsbedarf sieht — wörtlich: „Am kritischsten ist der Silberverbrauch für die Produktion der Solarzellen zu sehen."

Wie viel Silber in deiner Anlage steckt

Die International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV) des VDMA erhebt den Silbereinsatz je Watt für jede Zelltechnologie. Nach der 17. Ausgabe, zusammengefasst bei TaiyangNews, liegt der heute dominierende Zelltyp bei rund 10 Milligramm je Watt.

Bei einem Silberpreis in der Größenordnung der vergangenen Jahre bewegt sich der reine Metallwert einer 10-kWp-Anlage damit im zweistelligen bis niedrigen dreistelligen Eurobereich. Das ist zu wenig, um ein Modul allein wegen des Silbers zu demontieren — und genau das ist das Recyclingproblem, auf das dieser Ratgeber weiter unten zurückkommt.

Der Silbereinsatz sinkt schneller, als die Branche wächst

Die Richtung ist eindeutig. Das französische Institut National de l'Énergie Solaire berichtet, dass die CEA-Forschung durch kombinierte Neuerungen in Metallisierung und Verschaltung auf 14 Milligramm je Watt peak gekommen ist, ohne Leistung oder Zuverlässigkeit einzubüßen, und dass einzelne Vorreiterfirmen durch Fortschritte im Siebdruck bereits unter 10 Milligramm je Watt liegen.

Typischer Fehler in der Diskussion: Der Silbereinsatz wird als feste Materialeigenschaft behandelt, obwohl er seit Jahren die am schnellsten fallende Kennzahl der ganzen Zellfertigung ist. Die ITRPV nennt für die kommenden Jahre drei Wege: feinere Metallisierung, LECO-gestützte Kontaktbildung und der Wechsel zu kupferbasierten Verfahren. Das Fraunhofer ISE führt in seiner Maßnahmenliste dieselbe Richtung: Multi-Busbar mit präziserem Silberpastenauftrag, busbarlose Zellen, Ersatz von Silber durch Kupfer oder Aluminium.

Kupfer: der Ersatzstoff, der schon im Modul ist

Kupfer sitzt bereits in jedem Modul — als Zellverbinder, mit 1,30 Prozent der Masse oder rund 660 Gramm je Kilowatt peak. Das ist das Fünfundsechzigfache der Silbermenge, und es ist das Metall, auf das die Branche beim Zellkontakt umsteigt. Das Fraunhofer ISE hält fest: Das Silber der Zellmetallisierung lässt sich technisch weitgehend durch Kupfer substituieren, manche Hersteller nutzen diese Technologie bereits.

Die ITRPV nennt drei Zwischenstufen auf diesem Weg: silberbeschichtetes Kupfer, kupferhaltige Mischmetallisierung und reines Kupfer. Für dich als Käufer bedeutet das vor allem eines: Wer heute ein Modul kauft, kauft ein Produkt, dessen kritischster Rohstoff bereits planmäßig ersetzt wird — nicht eines, das auf einen Engpass zuläuft.

Frisst die Photovoltaik das Silber der Welt?

Die Mengen sind real. Das Fraunhofer ISE beziffert den Verbrauch der PV-Industrie für 2023 auf rund 5.500 Tonnen Silber, etwa 16 Prozent der gesamten Nachfrage. Die ITRPV kommt für 2025 auf rund 7.244 Tonnen, etwa 21,4 Prozent des weltweiten Silberangebots. Das INES nennt für 2022 knapp 12 Prozent. Drei Erhebungen, drei Jahre, ein klarer Trend nach oben.

Dem steht das Angebot gegenüber. Das Silver Institute weist für 2024 eine Minenproduktion von 819,7 Millionen Unzen aus, ein Plus von 0,9 Prozent, dazu ein Recyclingaufkommen von 193,9 Millionen Unzen — ein Zwölfjahreshoch. Die Gesamtnachfrage lag bei 1,16 Milliarden Unzen, drei Prozent unter dem Vorjahr.

Bemerkenswert ist der Nebensatz des Berichts zur Photovoltaik: Dort habe es „a sharp reduction in silver loadings" gegeben, also einen deutlichen Rückgang des Silbereinsatzes je Modul.

Was der EU-Rohstoffakt damit zu tun hat

Seit 2024 gilt die Verordnung (EU) 2024/1252, der Critical Raw Materials Act. Artikel 5 Absatz 1 Buchstabe a setzt für strategische Rohstoffe drei Richtwerte bis 2030: Die Gewinnungskapazität der Union soll mindestens 10 Prozent, die Verarbeitungskapazität mindestens 40 Prozent und die Recyclingkapazität mindestens 25 Prozent des jährlichen Unionsverbrauchs abdecken. Erwägungsgrund 12 nennt eine vierte Marke: nicht mehr als 65 Prozent der Versorgung mit einem strategischen Rohstoff sollen bis dahin aus einem einzigen Drittland stammen.

Für die Photovoltaik ist vor allem Aluminium einschlägig. Erwägungsgrund 8 der Verordnung stellt die Aluminium-Wertschöpfungskette ausdrücklich klar und nennt neben Aluminium auch Bauxit als wichtigstes Erz und Aluminiumoxid als Zwischenform — Aluminium gehört damit zu den strategischen Rohstoffen der Union.

Recycling: was das Gesetz verlangt und was tatsächlich passiert

PV-Module fallen in Deutschland unter das Elektro- und Elektronikgerätegesetz. § 22 ElektroG schreibt für die einschlägige Gerätekategorie vor, dass der Anteil der Verwertung mindestens 85 Prozent und der Anteil der Vorbereitung zur Wiederverwendung und des Recyclings mindestens 80 Prozent beträgt. Berechnet wird das nach Masse der getrennt erfassten Altgeräte. Die europäische WEEE-Richtlinie, seit dem 13.08.2012 in Kraft, verlangt dasselbe auf Unionsebene; das ElektroG setzt sie seit Oktober 2015 um.

Die Quote ist nach Masse leicht zu erreichen — Glas und Aluminiumrahmen allein bringen über 80 Prozent. Genau darin liegt das Problem. Das Fraunhofer ISE beschreibt die Praxis nüchtern: Aus wirtschaftlichen Gründen werden heute nur Glas, Rahmen und Anschlussdose verwertet. Die Glasfraktion geht in Behälterglas oder Glaswolle, also ins Downcycling.

Kupfer wird aus den lotummantelten Verbindern in der Schmelze zurückgewonnen, die Siliziumfraktion dient als metallurgischer Rohstoff, die Kunststofffraktion wird oft thermisch verwertet.

Das Silber, fast die Hälfte des Materialwerts, fällt bei diesem Vorgehen durch. Verfahren zur sortenreinen Rückgewinnung existieren, aber ob sie eingesetzt werden, hängt laut ISE stark vom aktuellen Silberpreis ab. Der Satz, auf den alles hinausläuft, steht ebenfalls dort: Das Recycling von PV-Modulen ist technisch möglich, aber unter aktuellen Marktbedingungen nicht durch die erzielbaren Erlöse finanzierbar.

Für dich heißt das: Rechne beim Rückbau deiner Anlage nicht mit einem Erlös. Wertstoffhöfe nehmen alte Module in kleinen Stückzahlen kostenlos an, die Hersteller sind zur kostenlosen Rücknahme verpflichtet — mehr ist der Materialwert unter heutigen Bedingungen nicht wert. Deutlich mehr bringt ein funktionsfähiges Modul als Gebrauchtware: Wie sich das rechnet, steht im Ratgeber zum Kauf und Verkauf gebrauchter Module.

Cadmium in Dünnschichtmodulen: der einzige echte Schadstofffall

Alles bisher Gesagte gilt für kristalline Siliziummodule, und das sind laut ISE rund 95 Prozent des Weltmarkts. Für den Rest gilt eine Einschränkung. CdTe-Dünnschichtmodule mit etwa 5 Prozent Marktanteil enthalten Cadmium in Salzform, und dort ist es nicht substituierbar. Metallisches Cadmium und Cadmiumoxid gelten als sehr giftig, Cadmiumtellurid als gesundheitsschädlich. Alternative Dünnschichttechnologien auf Basis von amorphem Silizium oder Kupfer-Indium-Selenid enthalten kein oder sehr wenig Cadmium.

Wer eine bestehende Anlage auf neue Module umrüstet, findet die Abwägung im Ratgeber zum Repowering und Modultausch. Für ein Einfamilienhausdach spielt die Dünnschichtfrage praktisch keine Rolle — dort werden fast ausschließlich kristalline Module verbaut. Wer die Technologie eines Angebots prüfen will, findet sie im Datenblatt des Moduls: Achte auf die Zeile zur Zelltechnologie — steht dort „mono-Si", „TOPCon" oder „HJT", ist es ein kristallines Modul ohne Cadmium.

Was das für deine Kaufentscheidung heißt

Die Rohstofffrage ist bei Photovoltaik kein Ausschlusskriterium, aber sie liefert drei brauchbare Prüfpunkte.

Wer die Materialmenge seiner geplanten Anlage überschlagen will, braucht nur die Kilowatt peak: Die Werte aus der zweiten Tabelle sind linear. Wie du auf die passende Anlagengröße kommst, steht im Ratgeber zur Berechnung der Anlagengröße.

Was dieser Ratgeber offen lässt

Drei Lücken bleiben, und sie werden hier benannt statt gefüllt.

Erstens: Wie viel Silber in Deutschland tatsächlich zurückgewonnen wird, sagt keine der gelesenen Quellen. Das Fraunhofer ISE nennt nur, dass Verfahren existieren und dass ihr Einsatz vom Silberpreis abhängt — eine Mengenangabe fehlt.

Zweitens: Für Glas-Glas-Module gibt es keine mit der ISE-Aufstellung vergleichbare Stoffbilanz. Die Massenanteile in diesem Ratgeber beschreiben ein Glas-Folie-Modul mit Datenstand 2021; bei einem Glas-Glas-Modul entfällt die Rückseitenfolie und der Glasanteil steigt.

Drittens: Wechselrichter, Unterkonstruktion und Verkabelung fehlen in allen Kilogramm-Angaben. Gerade die Unterkonstruktion bringt bei Aufdachanlagen noch einmal Aluminium oder Edelstahl in nennenswerter Menge. Eine belastbare Aufstellung dafür wurde nicht gefunden.