Wohin entwickeln sich die Modultechnologien, was wird es nach den bisher dominierenden PERC-Modulen am Markt geben? Das ist eine der Fragen, die auf dem diesjährigen PV-Symposium im Kloster Banz in Bad Staffelstein diskutiert wurden. Die Veranstaltung, die Conexio jährlich kurz vorm Frühjahr und damit vor der nächsten Installationssaison der Solarbranche organisiert, war auch in diesem Jahr wieder sehr gut besucht.
Im Mittelpunkt standen neue Anwendungen wie die Doppelnutzung von Flächen. Dazu gehören nicht nur die Agriphotovoltaik, die die Photovoltaik mit der Landwirtschaft kombiniert. Auch die schwimmenden Solaranlagen sind eine Art der Doppelnutzung, da sie bereits vorhandene Flächen belegt, die anders nicht genutzt werden können.
PERC wird abgelöst
Doch alle Anwendungen sind geprägt von den Modulen, die zwar inzwischen nur noch etwa ein Viertel bis ein Drittel der Kosten einer Solaranlage ausmachen. Doch bleiben sie das Herz des Photovoltaikgenerators. „Ohne Module ist das alles nichts und nichts ist alles“, bringt Jörg Ebel, Präsident des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW Solar), die Bedeutung des Solarpaneels auf den Punkt. Entsprechend ist die kommende Technologieentwicklung von entscheidender Bedeutung.
Bisher waren es vor allem die PERC-Module, die den bestimmen. Doch die Zukunft hat längst begonnen. „In naher Zukunft werden die Topcon- und die Heterojunction-Module immer mehr auf den Markt kommen“, erklärt Holger Neuhaus, Abteilungsleiter Modultechnologie am Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE). Während die Topcon-Technologie auf ein Tunneloxid setzt, das als dünne Schicht auf der Rückseite des kristallinen Siliziumwafers aufgebracht wird, nutzt die Heterojunction-Technologie (HTJ) gleich einen zweiten Halbleiter auf der Vorderseite des Siliziumwafers.
Über die Grenzen von Silizium hinausgehen
Es wird sich noch herausstellen, ob diese zweite Halbleiterschicht Perowskit, einer halogenisierten Verbindung aus organischen und anorganischen Elementen, sein werden oder eine andere Dünnschichttechnologie. Doch klar ist, dass die gemeinsame Nutzung von zwei Halbleitern jede Menge Effizienzsteigerungen über das theoretische Limit der Siliziumzelle hinaus erlaubt. Denn durch der zweite Halbleiter nutzt ein anderes Spektrum des Sonnenlichts aus, als die kristalline Siliziumbasis. Dadurch wird ein größerer Teil des Sonnenlichts für die Stromproduktion verwendet.
Aber auch die IBC-Zellen werden in den kommenden Jahren ihren Platz am Modulmarkt finden. Hier ist sowohl der PN-Übergang als auch die Kontaktierung auf die Rückseite verlegt. Dadurch entfällt die Metallisierung auf der Vorderseite, was entsprechende Abschattungen verhindert.
Mehr aber dünnere Busbars
Doch auch bei den anderen Technologien legen die Entwickler Wert auf wenig Abschattung durch Busbars. So haben sich in den letzten Jahren immer dünnere Busbars durchgesetzt, die in größerer Zahl auf die Zelle aufgebracht werden. „15 bis 18 Busbars schient zum Standard zu werden, doch auch Null-Busbar-Module werden einen signifikanten Marktanteil erreichen“, sagt Holger Neuhaus. Bei letzteren Modulen werden Zellgrids statt der dickeren Busbars genutzt. Neuhaus sieht den Grund dafür vor allem in den größer werdenden Zellen. Die immer feinere Metallisierung wird den immer höheren Widerständen in den größeren Zellen entgegen. Bei der Zellgröße haben sich inzwischen größere Wafer durchgesetzt. In der Regel werden diese in der Produktion geteilt.
In die richtigen Technologien investieren
Die Beobachtung der Technologieentwicklung ist aber nicht nur für Planer wichtig, die vor allem auf die Effizienz ihrer eingesetzten Module achten. Sie ist auch für eine künftige europäische Solarindustrie von größter Bedeutung. „Denn wir können es uns nicht leisten, in die falsche Technologien zu investieren. Wir müssen in Technologien investieren, die über die nächsten fünf Jahre hinweg Bestand haben, bevor es in die nächste Innovationsrunde geht“, betont Rainer Stowasser, Vorstand von Solarnord.
Vertikal integrierte Produktion in Norddeutschland geplant
Das Unternehmen aus Osnabrück will eine vertikal integrierte Modulfertigung in Norddeutschland aufbauen. Im ersten Schritt soll dabei zunächst eine Modulendfertigung mit zugekauften Komponenten entstehen. Danach will Solarnord eine zusätzliche Zellproduktion aufbauen, die aber immer noch Wafer von anderen Herstellern nutzt. Diese Zellen sollen dann in den eigenen Modulen verbaut werden. Im dritten Schritt folgt eine Waferproduktion, bevor das Unternehmen eine eigene Linie für die Herstellung von Ingots aufbaut. Aus den selbst gezüchteten riesigen Einkristallen werden dann die Wafer geschnitten. Der finale Schritt ist der Aufbau einer eigenen Polysiliziumproduktion.
Einfache Produktionsschritte zuerst aufbauen
Die Reihenfolge ist dabei mit bedacht gewählt. „Denn sie folgt dem Schwierigkeitsgrad und der Dauer des Aufbaus der einzelnen Fabriken“, erklärt Stowasser. Während es noch relativ und mit wenig Risiko behaftet ist, eine Modulproduktion aufzubauen, ist der Aufwand für die Schaffung einer Zell-, Wafer- und Siliziumproduktion viel höher. Außerdem kann der Hersteller nicht so einfach den Gegebenheiten des Marktes folgen.
Doch ohne eine gewisse Größe ist auch eine vertikal integrierte Modulfabrik gegen die Wettbewerber aus Fernost kaum konkurrenzfähig. Ab drei Gigawatt Produktionskapazität wäre der Standort in Norddeutschland wirtschaftlich. „Wenn man mit der Modulfabrik startet muss man aber sehr schnell weiter skalieren, um baldmöglichst fünf Gigawatt erreicht“, sagt Stowasser.
Standortfaktoren sind wichtig
Dabei spielen natürlich die Investitionen und weitere Standortfaktoren eine Rolle. So ist der Standort Norddeutschland mit Bedacht gewählt. Denn die Fabrik hat einen riesigen Strombedarf. Rainer Stowasser. rechnet mit 500 Megawatt Anschlussleistung, die mit entsprechenden Strommengen versorgt werden müssen. „Wir haben in Niedersachsen schon ein Gelände, wo wir das aufbauen wollen. Wir haben auch überlegt, ob wir nach Bayern gehen. Doch den vor Ort produzierten Strom aus der Offshore-Windkraft können wir in Norddeutschland direkt einsetzen und müssen keine teuren Netzentgelte für den Stromtransport bezahlen“, begründet Stowasser. die Entscheidung. Statt dessen setzt er nicht nur auf eigene Solaranlagen auf dem Dach der Fabrik, sondern auch auf direkte Stromlieferungen (Power Purchase Agreements – PPA) aus Photovoltaik- und Windkraftanlagen in der Region.
25 bis 30 Gigawatt sind nötig
Dass eine solche europäische oder deutsche Produktion notwendig ist, darüber ist man sich in der Branche bis auf wenige Ausnahmen einig. Die Abhängigkeit der solaren Energiewende von China ist erdrückend und kann durchaus heikel werden. Jörg Ebel vom BSW Solar verweist dazu auf die jüngsten geopolitischen Verwerfungen durch den brutalen Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine. „Es geht dabei nicht um Autarkie“, betont Jörg Ebel. „Doch wir müssen immer das vorhalten, was wir brauchen, wenn sich die geopolitische Situation ändert, sagt er mit Blick auf die derzeitig Abhängigkeit von der chinesischen Modulproduktion.
Ebel rechnet mit 25 bis 30 Gigawatt, die notwendig wären, um im Fall der Fälle den Ausbau weiter zu stemmen. Diese Produktion müsste dann in wenigen Jahren hochgefahren werden, um sich komplett unabhängig zu machen – und vielleicht sogar auf den Weltmarkt zu exportieren. (su)
Wie die Solarindustrie die aktuelle Entwicklung einschätzt, lesen Sie auch in der Januar-Ausgabe der photovoltaik. Abonnenten finden den Beitrag online. Falls Sie noch kein Abo haben, können Sie hier reinschuppern. Sie können die Ausgabe auch als Einzelheft bestellen.
