Die starke Verteuerung von Silber der letzten Jahre hat den Druck in der Solarindustrie massiv erhöht und den Technologiewechsel von silberbasierten Leitern hin zu kupferbasierten Busbars und busbarlosen Konzepten deutlich beschleunigt. Da Silber je nach Technologie rund 10 bis 15% der Modulherstellungskosten ausmachen kann, wurde sein Preisanstieg zu einem zentralen Kostentreiber, der Hersteller zu „Thrifting“ (Silberreduktion) und Substitution zwingt. Parallel stieg der Silberpreis von etwa 23 bis 28 US‑Dollar je Unze in den Jahren 2023/2024 auf Niveaus von 40 bis zeitweise über 70 US‑Dollar, wobei die stark wachsende PV‑Nachfrage inzwischen knapp ein Fünftel des weltweiten Silberverbrauchs stellt und so maßgeblich zum Preissprung beiträgt.

Technologiewechsel von Silber zu Kupfer

• Forschungsinstitute und Hersteller entwickeln galvanische und pastenbasierte Prozesse, um Busbars und Leiterbahnen aus Kupfer statt Silber zu fertigen, unter anderem durch spezielle Beschichtungen und Silber‑beschichtete Kupferpartikel.
• Multi‑Busbar‑, 0‑Busbar‑ und Rückkontakt‑Konzepte erlauben dünnere Leiter und weniger Edelmetall, ohne die Modulleistung zu verschlechtern, und bereiten langfristig den Ausstieg aus silberreichen Frontkontakten vor.

Silberanteil an den Modulkosten

• Bereits 2021 lag der Silberanteil an den Modulkosten bei rund 10%, bei Modulpreisen um 0,18 bis 0,19 US‑Dollar pro Watt, wobei Analysten vor einem weiter steigenden Kostenanteil warnten.[3]
• Neuere Schätzungen sehen Silberpaste inzwischen bei etwa 11 bis 15% der Gesamtmodulkosten, da andere Komponenten billiger wurden und der hohe Silberpreis das Kostengewicht weiter verschiebt.[2][4]

Einfluss des Silberpreises auf den PV‑Markt

• Der PV‑Sektor verbrauchte 2024 rund 197,6 Millionen Unzen Silber und damit etwa 19% der weltweiten Silbernachfrage, verglichen mit nur rund 5% im Jahr 2014, was die Rolle der Solarindustrie als wichtigster industrieller Treiber der Silberpreise unterstreicht.[5]
• Der Silberpreis stieg von etwa 23,35 US‑Dollar je Unze im Jahr 2023 auf über 30 US‑Dollar 2024 und zeitweise deutlich darüber hinaus, mit Spitzen um 70 US‑Dollar Ende 2025, wobei Analysten explizit auf die starke PV‑Nachfrage und deren wachsenden Anteil an der Industrieproduktion verweisen.[5][2][4]

Reaktion der Hersteller und Ausblick

• Zell‑ und Modulhersteller haben den Silberverbrauch pro Watt 2024 bereits um etwa 20% reduziert und planen weitere Reduktionen von über 15% pro Jahr, um den Kostendruck zu kompensieren.
• Steigende Silberpreise beschleunigen die Einführung kupferbasierter Leitstrukturen und begünstigen Technologien wie Heterojunction‑Zellen, die weniger Silber benötigen, sodass Kupfer mittelfristig zum bevorzugten Leitmaterial in PV‑Modulen werden dürfte.

AIKO profitiert besonders stark vom Umstieg auf rein kupferbasierte Busbars, weil das Unternehmen diese Technologie früh und konsequent in der Massenproduktion skaliert und damit den silberbedingten Kostenblock im Modul nahezu eliminiert. Während Wettbewerber noch signifikante Silbermengen in ihren Zellkontakten einsetzen und damit direkt vom volatilen und zuletzt stark gestiegenen Silberpreis abhängig sind, kann AIKO den Materialkostenanteil pro Watt deutlich senken und zugleich Preissicherheit in der Beschaffung erzielen. In einem Markt, in dem Silber oft rund 10 bis 15% der Modulkosten ausmacht, verschafft der Wechsel auf Kupfer AIKO damit einen strukturellen Preisvorteil pro Watt, der sowohl in aggressiveren Modulpreisen als auch in stabileren Margen ausgespielt werden kann.

China senkt Exportvergütungen weiter – Auswirkungen auf Modulpreise auch in Europa spürbar

Was bislang nur vermutet wurde, ist nun Realität: Die chinesische Regierung hat gestern Abend offiziell beschlossen, die Rückerstattung der Mehrwertsteuer auf Exporte („VAT Export Rebates“) weiter zu senken. Diese Maßnahme betrifft auch Kernsegmente der Solarbranche wie Solarmodule und Batteriespeicher – mit spürbaren Folgen für den internationalen Markt.

Konkret wird die Rückerstattung in zwei Stufen reduziert: Zum 1. April 2026 sinkt sie zunächst auf 6 %, bevor sie zum 1. Januar 2027 bei Batterien vollständig entfällt. Bei Solarmodulen entfällt diese bereits komplett ab dem 1. April. Damit steigen die Produktions- und Exportkosten chinesischer Hersteller deutlich an, was sich unmittelbar auf die Preise entlang der gesamten Lieferkette auswirken dürfte. Parallel dazu treiben auch höhere Rohstoffkosten – etwa bei Silber – die Modulpreise weiter nach oben.

Für den europäischen Markt bedeutet das eine Trendwende. Restbestände, die bislang zu Niedrigpreisen „verramscht“ wurden, verlieren zunehmend an Bedeutung. Preisliche Abwertungen wie in den letzten Jahren sind angesichts der fortgeschrittenen Konsolidierung des chinesischen PV-Marktes künftig kaum mehr zu erwarten. Auch staatliche Eingriffe in Form künstlich niedrig gehaltener Exportpreise dürften damit der Vergangenheit angehören.

Unsere Empfehlung: Prüfen Sie laufende und geplante Projekte jetzt gründlich nach. Kalkulationen sollten aktualisiert werden – insbesondere bei Komponenten wie Unterkonstruktionen, Wechselrichtern und Zubehör, wo sich aktuell noch Einsparpotenziale von 2–3 ct/W realisieren lassen. Das Modul selbst wird künftig weniger der entscheidende Preisfaktor sein, sondern vielmehr die Gesamteffizienz der Projektplanung.

Der Markt bewegt sich – wer seine Projekte frühzeitig anpasst, kann sich Wettbewerbsvorteile sichern und langfristig stabilere Margen erzielen.

Vorab eine kurze Zusammenfassung:

Die Preise entlang der Photovoltaik-Wertschöpfungskette steigen weiter. Besonders bei Energiespeicherzellen und Solarzellen führen höhere Rohstoffkosten – vor allem für Lithiumcarbonat und Silber – zu spürbarem Margendruck bei Herstellern. Während Modulpreise bislang weitgehend stabil bleiben, signalisieren interne Preisanpassungen und schwache Nachfrage im ersten Quartal 2026 eine mögliche Marktspannung. Analysten erwarten, dass sich der Kostendruck in den kommenden Monaten fortsetzt und die Produktionsraten mancher Zellhersteller weiter sinken.

1. Energiespeicherzellen
Die Preise für Energiespeicherzellen sind in dieser Woche weiter gestiegen, hauptsächlich aufgrund eines deutlichen Preisanstiegs bei Lithiumcarbonat auf 101.500 RMB pro Tonne. Jeder Anstieg um 10.000 RMB pro Tonne Lithiumcarbonat erhöht die Zellkosten um etwa 0,005 RMB/Wh und schmälert damit die Gewinnmarge um rund 1,6 Prozentpunkte. Während sich die Auswirkungen auf die Renditen inländischer Speicherprojekte derzeit noch in Grenzen halten, nimmt der Kostendruck auf Zellhersteller weiter zu und dürfte bis 2026 erheblich bleiben.

2. PV‑Module
Die Modulpreise sind infolge höherer Zellkosten um 0,03 RMB/W gestiegen. Reale Verkaufspreise blieben jedoch stabil bei 0,65–0,66 RMB/W, insbesondere im Vertrieb über Zwischenhändler. Interne Richtpreise steigen in Richtung 0,70 RMB/W. Die Nachfrage bleibt jedoch verhalten angesichts schwacher Installationsaussichten im ersten Quartal. Mit weiter steigenden Zellpreisen verstärkt sich die Kostengrundlage, sodass weitere Preiserhöhungen möglich bleiben – abhängig von den Marktverhandlungen.

3. Solarzellen
Die Preise für Solarzellen zogen infolge der steigenden Silberpreise kräftig an. Der höchste Transaktionspreis stieg auf 0,34 RMB/W, gängige Angebote liegen nun bei 0,36–0,37 RMB/W, einige sogar bei 0,38 RMB/W. Nachgelagerte Käufer reagieren zurückhaltend, da sich Modulpreise bisher langsamer entwickeln als die Kosten. Wegen der steigenden Kosten und schwachen Nachfrage haben einige Hersteller ihre Produktion reduziert. Die durchschnittliche Auslastung der Branche dürfte im Januar weiter sinken.

Quelle: SMM Information & Technology Co., Ltd