Das sind die aktuellen Trends bei Modulen
Seit Ende Juli 2020 liegt das Solar Valley auch in Schweizer Hand. An diesem ereignisreichen Ort werden weiter Solarzellen und Module gefertigt. Die Gläubigerversammlung der insolventen Solarworld Industries hat dem Verkauf zugestimmt. Der Kaufpreis liegt bei zwölf Millionen Euro, teilt der neue Besitzer Meyer Burger mit.
Dieser beinhaltet Gebäude mit einer Gesamtfläche von 33.000 Quadratmetern sowie Patente und Markenrechte. Gleichzeitig wurde der Mietvertrag für die Gebäude des ehemaligen Solarzellenherstellers Sovello über 27.000 Quadratmeter in Bitterfeld-Wolfen (Sachsen-Anhalt) unterzeichnet.
Damit sind zwei wichtige Etappenziele der Eidgenossen von Meyer Burger erreicht, um den Produktionsstart im ersten Halbjahr 2021 mit 400 Megawatt Solarzellen und 400 Megawatt Solarmodulen sowie auch künftig geplantes Wachstum an den Standorten sicherzustellen.
Das neue Geschäftsmodell sieht so aus: Meyer Burger als Anbieter von technologisch führenden Solarzellen mit der Heterojunction-Technologie in Europa zu etablieren. In den Gebäuden in Bitterfeld-Wolfen werden ab 2021 die Zellen zu sogenannten Smart-Wire-Modulen weiterverarbeitet.
Modernste Anlage in Europa
Denn bis heute ist die Produktionsanlage des ehemaligen Solarworld-Konzerns die größte und modernste Anlage ihrer Art in Europa. Auf rund 19.000 Quadratmetern bestehen hier optimale Voraussetzungen für die Umrüstung und Anpassung der bestehenden Infrastruktur und der automatisierten Modulfertigungslinien.
Die Anlage verfügt über eine jährliche Nominalkapazität von mehr als 600 Megawatt, die mit neuen Technologien auf mehr als 800 Megawatt erhöht werden kann. Zusätzlich hat Meyer Burger am ehemaligen Solarworld-Standort Freiberg das moderne Logistik- und Distributionszentrum.
Auch die Firma Nexwafe aus Freiburg hat Pionierarbeit in der Herstellung monokristalliner Siliziumwafer geleistet und plant sogar neue Fabriken im Solar Valley. Die Firma wurde 2015 aus dem Fraunhofer ISE ausgegründet. Die Hauptinvestoren der Firma sind unter anderem Saudi Aramco Energy Ventures (SAEV) und der Green Growth Fund 2 (GGF2).
Mit ihrem Prozess entstehen beliebig dünne, vollquadratische Wafer – und dies bei nur minimalen Materialverlusten. Nexwafe hat gerade eine Fünf-Megawatt-Pilotlinie in Freiburg in Betrieb genommen. Es ist geplant, Kunden im ersten Halbjahr 2021 zur Qualifizierung zu beliefern.
Nexwafe: Kapitalkosten halbiert
Die Wafer ermöglichen es, durch hohe Wirkungsgrade die Herstellungskosten für Solarstrom um mehr als 20 Prozent zu senken, betont Gründer Stefan Reber. Nach erfolgreicher Qualifikation beabsichtigt die Firma an ihrem Standort in Bitterfeld bis 2023 eine industrielle Produktion mit einer Jahreskapazität bis 450 Millionen Wafern aufzubauen.
Mit den ultradünnen Epinex-Produkten will Nexwafe „die Photovoltaik und die Solarindustrie in ein neues Zeitalter führen“, verspricht Reber. Unter 15 Cent pro Watt hält er in zehn Jahren bei Hocheffizienzmodulen für erreichbar.
Die monokristallinen Wafer werden mit der konventionellen Solarzellen- und Modulherstellung voll kompatibel sein. Bei dem von Nexwafe entwickelten Verfahren wird eine kristalline Siliziumschicht auf einen Saatwafer abgeschieden und dann abgelöst. Mit dieser Technologie kann jede gewünschte Waferdicke hergestellt werden.
Dank des neuen, vereinfachten Herstellungsverfahrens werden die Kapitalinvestitionen demnach im Vergleich zum herkömmlichen Kristallwachstum um die Hälfte und die in der Herstellung erzeugten Kohlendioxidemissionen um 70 Prozent reduziert.
Multikristallinen Wafern den Kampf angesagt
„Viele der Zellkonzepte befinden sich seit Langem in der Entwicklung und hätten bereits sehr viel früher in den Markt eingeführt werden können“, erklärt Radovan Kopecek. Der CTO vom International Solar Energy Research Center Konstanz, kurz ISC Konstanz genannt, erforscht und entwickelt kristalline Siliziumzellen.
Allerdings verhinderte dies lange Zeit die Dominanz der kostengünstigen multikristallinen Siliziummodule mit Aluminium-Rückseite. 2016 hat der Hersteller Longi kostengünstige monokristalline Wafer und Module auf den Markt gebracht und damit den multikristallinen Wafern buchstäblich den Kampf angesagt.
„Seit dieser Zeit kommen immer mehr komplexere und effiziente Module auf den Markt, die die solaren Stromgestehungskosten in den nächsten Jahren noch deutlich reduzieren können, allen voran bifaziale Module“, sagt Technikchef Kopecek vom Forschungsinstitut ISC.
Bis 2019 waren rund fünf Gigawatt bifaziale Systeme weltweit installiert. Zum Vergleich: Das entspricht weniger als einem Prozent der installierten 600 Gigawatt. Der Anteil wird aber 2020 deutlich gestiegen sein.
Mehrertrag durch bifaziale Module
„Wir gehen von zusätzlichen Installationen von mehr als 15 Gigawatt aus, wobei das Gros davon in den USA gebaut wird, weil es derzeit noch eine Zollbefreiung für diese Module gibt“, berichtet Kopecek. Das werde in etwa zehn Prozent des jährlichen Zubaus ausmachen.
Bis 2025 erwartet er einen jährlichen Marktanteil von 40 bis 50 Prozent, da gerade große Solarstromsysteme mit 500 Gigawatt und mehr in Wüsten mit bifazialen Modulen gebaut werden.
Der bifaziale Mehrertrag sei aber komplex zu ermitteln, sagt Kopecek. Er hänge von mindestens vier Faktoren ab: erstens vom geografischen Ort mit der entsprechenden diffusen Strahlung, dem sogenannten Bifazialitätsfaktor.
Zweitens beeinflusst der Albedo, also die Reflexion vom Boden, den Ertrag sowie drittens die Lichteinstrahlung auf die Rückseite des Moduls. Der vierte Punkt sind die Installationsbedingungen selbst.
Man könne bifaziale Gewinne von 20 Prozent erreichen, aber letztendlich stelle sich die Frage, wie hoch die Stromgestehungskosten seien. Denn die Effizienz des Moduls, also die Kosten pro Kilowattstunde, werden immer wichtiger als die Modulkosten, also die Kosten pro Watt, sagt Kopecek.
Viele Firmen arbeiten an Perowskiten
Die Perc-Technologie kommt demnach auf der Zellebene an ihre Effizienzlimits. Aus diesem Grund werden die Wafer immer größer und die Effizienzsteigerungen hauptsächlich durch Modulverbesserungen erreicht, schildert Kopecek
. „Das ist nun die Chance für n-Typ-Konzepte, da hier eine Effizienz von 23 Prozent und mehr recht einfach ist, was die chinesische Regierung nun auch verlangt.“
Die kristalline Tandemzelle werde in den nächsten Jahren das praktische Effizienzlimit von 27 bis 28 Prozent erreichen. Was passiert also danach? Nach seiner Einschätzung steht es noch 50 : 50, ob es die Perowskite-Technologie mit kristallinem Silizium schafft.
Obwohl viele Firmen wie Oxford PV, Total, EDF und andere darauf bauen. „Sie wollen, dass das die nächste EU-PV-Technologie wird, das wird aber frühesten ab 2025 passieren“, prognostiziert er. Auch US-Wissenschaftler am National Renewable Energy Laboratoy, kurz NREL, arbeiten mit Perowskiten.
Sie haben thermochrome Fenster mit zusätzlicher Stromerzeugung entwickelt. Sie haben dazu eine Schicht aus Perowskiten zwischen zwei Glasscheiben eingelegt und Dampf injiziert. Der Dampf löst eine Reaktion aus, die dazu führt, dass sich die Perowskite in verschiedenen Formen anordnen. Das Spektrum reicht von einer Kette über Platten bis hin zu Würfeln.
NREL: Form bestimmt Farbe
Ein Vorteil der Halbleiterschicht: Die Perowskite können farblich an Kundenwünsche angepasst werden. Die Farbe hängt von der Anordnung der Perowskite innerhalb der Fenster ab. Eine würfelförmige Anordnung ergibt eine andere Farbe als beispielsweise eine kettenförmige.
Die Anordnung ändert sich mit der Luftfeuchtigkeit, der die Perowskite ausgesetzt sind. Diese ändert sich wiederum mit der Temperatur des injizierten Dampfes. Sinkt die Temperatur, sinkt auch die Luftfeuchtigkeit innerhalb der Glasscheiben und die Perowskite kehren in ihren transparenten Ausgangszustand zurück.
Zudem werden die Fenster jetzt schon bei niedrigeren Temperaturen aktiv. So konnten die bisherigen thermochromen solaren Fenster nur zwischen transparent und einem rot-bräunlichen Farbton wechseln.
Sie brauchten dafür Glastemperaturen zwischen 65 und fast 80 Grad Celsius. Jetzt sind mehr Farben möglich und der Farbwechsel setzt schon bei Temperaturen zwischen 35 und 46 Grad Celsius ein.
„Dies erhöht die Designflexibilität zur Verbesserung der Energieeffizienz sowie die Kontrolle über die Gebäudeästhetik, was sowohl für Architekten als auch für Endbenutzer äußerst wünschenswert ist“, betonen die Forscher des NREL.
Dazu kommt noch, dass die Forscher die Zeitdauer für den Farbwechsel von vorher drei Minuten auf etwa sieben Sekunden reduziert haben. Als nächsten Schritt planen sie die Kommerzialisierung der Technologie. „Wir können innerhalb eines Jahres einen Prototyp mit der Technologie entwickeln“, frohlockt Bryan Rosales, der maßgeblich an der Entwicklung beteiligt war.
Zudem sollen die Fenster noch weiter verbessert und erforscht werden. So wollen die Wissenschaftler noch herausfinden, wie oft die Perowskite in die stromerzeugende und wieder zurück in die transparente Form umgewandelt werden können. Außerdem steht die Steigerung des Wirkungsgrads noch auf der Liste der Forschungsthemen.
Markus Fischer ist Vice President R&D Operation bei Hanwha Q Cells. Er behält den Überblick über die Trends und Innovationen am Markt. Aus seiner Sicht bleibt es zunächst die Aufgabe der Branche, die Moduleffizienz und damit die spezifische Leistung weiter zu steigern.
Q Cells beispielsweise hat jüngst die neue Serie Q-Peak Duo-G9 auf den Markt gebracht. Mit der sogenannten Zero-Gap-Technologie schließt der Hersteller die Zellabstände innerhalb eines Strings und erhöht die Leistungsdichte.
Q Cells: Keine Zellabstände mehr bei Modulen
„So können wir einige Zellen mehr verbauen und erreichen bei nur minimal steigender Größe eine Effizienz von über 20 Prozent und eine Modulleistung von bis zu 390 Watt“, veranschaulicht Fischer. Gleichzeitig geht der Trend im Markt hin zu immer größeren Modulen.
Die steigende Leistung dieser Produkte resultiert also nicht aus technologischen Entwicklungen auf Zellebene, sondern schlicht aus der Verwendung größerer Zellen. „Die Modulfläche wird einfach vergrößert“, beschreibt Fischer die Entwicklung. Die größeren Zellen benötigten allerdings teilweise neue Verschaltungskonzepte.
„Hier schauen wir immer besonders darauf, welche Größe und Gewicht für welchen Anwendungstyp Sinn machen. Während die großen Module für Kraftwerke durchaus sinvoll sein können, gibt es im Markt für Aufdachanlagen aus unserer Sicht Grenzen“, sagt Fischer.
Deswegen setzt Q Cells weiter auf technologische Verbesserungen, anstatt das Rennen um das größte Modul mitzumachen – und das natürlich im Solar Valley. Am Hauptquartier für Innovation in Sachsen-Anhalt forschen rund 200 Kollegen an neuen Technologien und Standards. „Dabei fahren wir immer mehrgleisig und schauen uns verschiedene technologische Optionen sehr genau an, bevor wir entscheiden, welche Technologieentwicklung wir dann als Nächstes auf den Markt bringen“, erklärt er.
Aus seiner Sicht wird der Preisverfall weitergehen, auch wenn die Preisreduktionen langsamer seien, da die Verdopplung der installierten Leistung etwas mehr Zeit brauche. „Ich halte es aber für ausgemacht, dass wir in den kommenden Jahren Preise deutlich unterhalb der 20-Dollarcent-Marke sehen werden“, schätzt auch Fischer.
Dieser Artikel von Niels H. Petersen ist zuerst erschienen in photovoltaik 9/2020.
