Unter der Sonne Kaliforniens

Inmitten eines Großkraftwerks mit 550 Megawatt Leistung hört man: nichts. Keine rotierenden Massen, kein Brummen, kein Rauschen. Die Sonne scheint wie an rund 300 Tagen im Jahr auf die Sonora-Wüste im US-Bundesstaat Kalifornien. Im April blüht die trockene Region bei moderaten 27 Grad Celsius regelrecht auf, einige Flächen sind fast ganz in Grün getaucht. Immer wieder sprießen Joshua Trees aus dem Boden – eine Palmenart, nach der der hiesige Nationalpark benannt wurde.

Aber hier gedeihen nicht nur Yucca-Palmen, sondern auch riesige Solarparks. Die mehr als acht Millionen Module des Solarkraftwerks Desert Sunlight versorgen rechnerisch 160.000 US-Haushalte mit Strom. Seit 2013 speist der Solarpark mit 230 Kilovolt ins kalifornische Stromnetz ein, um die Verbraucher zu beliefern. Die Dünnschichtmodule aus Cadmiumtellurid, kurz CdTe, stammen aus der Fertigung von First Solar. Zudem haben Techniker des Konzerns den Megasolarpark geplant und gebaut. In ihrer Leitwarte im Hauptsitz in Tempe im US-Bundesstaat Arizona steuern und optimieren sie den Betrieb von Desert Sunlight ebenso wie von weiteren Solarparks mit insgesamt 3,4 Gigawatt Leistung. Das Geschäft mit der technischen Betriebsführung nimmt immer mehr an Bedeutung zu.

Auf zwei Produktionslinien testen

Was von Phoenix aus gesteuert wird, wurde vorher im Bundesstaat Ohio über Jahre erforscht und gefertigt. Denn First Solar macht alles selbst vom Modul bis hin zur Wiederverwertung: Zwei der insgesamt sechs Produktionslinien in Perrysburg sind Pilotlinien, die die Ergebnisse aus der Forschung in eine Massenproduktion übertragen. Eine zweite, größere Fertigung mit 24 Linien und einer Kapazität von 2,5 Gigawatt steht in Malaysia. Nach eigenen Angaben verfügt First Solar über einen weltweiten Marktanteil von fünf bis sieben Prozent.

Gerade bei der Dünnschichttechnologie klafft eine relativ große Lücke zwischen den Effizienzwerten im Labor und dem Modulwert aus der Fertigung von mehr als drei Prozentpunkten. Die Modulflotte im Feld erzielt derzeit im Schnitt 16,1 Prozent – und liegt zwei zusätzliche Prozentpunkte unter dem Modulwert. Bis Ende 2016 werde der Wert auf 16,7 Prozent ansteigen, prognostiziert Nicholas Strevel, der für Modultechnologie zuständig ist. Gerade im Februar verkündete der Konzern einen neuen Rekordwert im Labor von 22,1 Prozent.

Um zu den deutlich höheren Wattzahlen von rund 375 Watt pro Modul bei der kristallinen Konkurrenz aufzuschließen, hat sich First Solar etwas einfallen lassen. „Viele Monteure haben kritisiert, dass die Modulhalterungen an jedem Modul befestigt werden müssen“, erklärt Strevel. Bei der neuen Serie 5, die das Unternehmen auf der Intersolar Europe in München vorstellen wird, sind drei Module auf einer Metallschiene befestigt. Die Schiene erhöht zwar die Fertigungskosten, aber sie verringert die Montagezeit der Installateure. „Und das zahlt sich in der Gesamtrechnung aus“, verspricht er.

Großes Format braucht neue Fabrik

Da das einzelne Modul nur 60 mal 120 Zentimeter misst und rund zwölf Kilogramm wiegt, ist der Verbund für die Montage durch zwei Installateure ausgelegt.

Es bleiben allerdings noch zwei etwa drei Zentimeter breite Fugen, in denen die Modulklemmen befestigt werden. Auf dem rechten Rand der Rückseite befinden sich die Anschlussboxen, die jeweils ineinandergesteckt werden. Ab April 2017 soll die 5er-Serie am Markt sein. Alle Module haben, wie bei First Solar üblich, keinen Rahmen. Sondern sie bestehen aus einer zusammenlaminierten Vorder- und Rückseite.

In Perrysburg gab Strevel zudem einen Ausblick auf die 6er-Serie, die ab 2019 in den Vertrieb gehen soll und nach den Vorstellungen von First Solar pro Modul mehr als 400 Watt leisten wird. Ein Modul besteht dann aus einer einzigen, durchgängigen Glasfläche von rund 180 mal 120 Zentimetern – ohne Spalten. Die Umstellung dauert auch deshalb mehrere Jahre, weil die gesamten Fertigungsanlagen neu designt und gefertigt werden müssen.

24 Prozent Effizienz im Labor

Wo diese neue Fertigung mit einer geplanten Kapazität von zwei Gigawatt entstehen wird, ist laut Strevel noch offen. Der Standort in Perrysburg käme angesichts einer solchen Größenordnung an seine Grenzen.

Sicher ist, dass eine geplante Investition von rund 800 Millionen US-Dollar, umgerechnet 715 Millionen Euro, große Begehrlichkeiten bei der lokalen Politik hervorrufen wird.

First Solar verfolgt mit seiner Technologie-Roadmap hehre Ziele: Mittelfristig soll eine Effizienz von 24 Prozent im Labor und etwa 22 Prozent auf Modulebene erreicht werden. Der theoretisch höchste Wirkungsgrad von CdTe liegt bei 29,7 Prozent. Das ist ein Wert, der noch über dem von monokristallinem Silizium mit 28 Prozent liegt. Technologiechef Raffi Garabedian macht in der Summe viele kleine Fortschritte und Verbesserungen für die höhere Effizienz in den letzten Monaten und Jahren verantwortlich.

Kontakt zum Halbleiter verbessert

Zum einen wurde die Lichtdurchlässigkeit des Moduls verbessert. Das Halbleitermaterial nimmt nun mehr Licht aus dem kurzwelligen Spektrum auf. Zudem mindert eine Antireflexbeschichtung den Rückwurf des Lichts. Und auch die Verbindung des Kontakts zum Halbleitermaterial wurde verbessert, sodass der Widerstand verringert wurde.

Die Übernahme der Modulsparte von General Electric (GE) sei für eine noch bessere Qualität der Forschung ein wichtiges Mosaiksteinchen gewesen, betont Garabedian. So konnten die zu diesem Zeitpunkt führenden Forschungsteams zu Cadmiumtellurid fusionieren. Auch deshalb habe sich CdTe gegenüber den konkurrierenden Dünnschichttechnologien mit CIS oder CIGS in den vergangenen Jahren besser entwickelt.

Anschlussdose per Hand montiert

Die derzeitige Produktion von bis zu 100 Megawatt in Perrysburg ist auf das Modulmaß von 60 mal 120 Zentimeter zugeschnitten. Die Arbeiter stehen hier in zwölf Stunden langen Schichten in der Werkshalle, produziert wird jeden Tag und rund um die Uhr. 24/7, wie die Amerikaner sagen. Nur an Weihnachten und Neujahr steht alles still. Die Arbeiter nutzen gelbe, rote und orange Dreiräder mit einer Korbfläche, um Material in der weitläufigen Halle zu transportieren. Gelbe Linien markieren die Fahrradstraßen.

Die Produktion ist hochgradig automatisiert. Fertigungsroboter mit Saugnäpfen und Rollbänder verarbeiten die Module und leiten sie weiter. Die Anschlussdose auf der Rückseite wird allerdings noch per Hand angebracht.

Bei 1.000 Grad Celsius im Ofen

Weniger als drei Stunden dauert die Fertigung einer Glasscheibe bis zum fertigen Modul. Zum Vergleich: Ein kristallines Modul braucht mindestens drei Tage, bis es fertig ist. Der Halbleiter Cadmiumtellurid ist sehr robust, er muss 1.000 Grad Celsius im Ofen verkraften, Wasser abweisen und Laserstahlen über sich ergehen lassen.

Der Laser definiert schließlich die einzelnen Zellen. Oben und mittig auf der Sonnenseite werden die Produktionslinie, das Datum und die Serie festgehalten, damit bei späteren Schäden immer zurückverfolgt werden kann, wer das Modul wo gebaut hat.

Auch eigene Modultests wie für Hagelschlag hat das Unternehmen entwickelt. Nach Angaben von First Solar wird die gefertigte Ware vollständig in einem Wasserbad auf elektrische Verluste getestet. Kein Modul geht also ungeprüft ins Feld. Defekte Module werden gleich aussortiert und ins Recycling gebracht. Tellur ist der begehrtere Bestandteil in der CdTe-Kombination, da es auf der Erde fast so selten ist wie Gold. Schätzungen gehen von einer verfügbaren Menge von 21.000 Tonnen aus, nur 130 Tonnen werden jährlich gefördert. Zum Vergleich: Ein Quadratmeter Modulfläche benötigt rund sieben Gramm Tellur.

90 Prozent der Module recycelt

Die Verfügbarkeit von Cadmium ist dagegen unproblematisch, allerdings ist das chemische Element toxisch. In Solarzellen ist das Schwermetall jedoch relativ unproblematisch, weil die chemische Verbindung von CdTe sehr stabil ist. Dennoch beschäftigt sich First Solar schon seit knapp zehn Jahren intensiv mit dem Thema Recycling und wie das Material am besten wiederverwertet wird.

Mehr als 90 Prozent der Module werden recycelt. Nachdem das US-Unternehmen die Modulherstellung in Frankfurt an der Oder Ende 2012 einstellte, steht hier nach wie vor die Recyclinganlage für den europäischen Markt. Obwohl das Unternehmen derzeit und in den nächsten Jahren kein Geld mit dem Recycling verdienen wird. Der erste große Ansturm von Altmodulen wird in etwa zehn Jahren erwartet.

Fläche in der Wüste kostet fast nix

Der US-amerikanische Energiemarkt unterscheidet sich stark vom europäischen mit überwiegend festen Einspeisetarifen und einem garantierten Einspeisevorrang für Ökostrom. In den USA schließen die Projektierer Stromlieferverträge, kurz PPA, mit einem Versorger, der den Strom abnimmt. Der Preis liegt bei einem Niveau von 50 US-Dollar pro Megawattstunde, das entspricht umgerechnet vier Eurocent pro Kilowattstunde.

Solar muss sich im Wettbewerb nicht nur mit Windanlagen, sondern auch mit Kohle- und Gaskraftwerken messen. Hier halten nur solare Großkraftwerke wie Desert Sunlight mit. Hilfreich ist dabei, dass ein Stück Land in der Wüste anderweitig kaum sinnvoll nutzbar ist und entsprechend wenig kostet.

Zuschlag für unter sieben Cent

First Solar hat sich auf den Bau von Großkraftwerken spezialisiert. Gerade diese Erfahrungen könnten durchaus helfen, den deutschen Markt für Freiflächenanlagen wiederzubeleben. Im April schloss die vierte Ausschreibungsrunde. Insgesamt 21 Projekte mit einer Leistung von 128 Megawatt erhielten den Zuschlag – Gebote für 411 Megawatt gingen leer aus. Der mengengewichtete Durchschnitt aller Gebote lag bei 7,55 Cent pro Kilowattstunde. Das niedrigste Gebot betrug 6,94 Cent.

Zwei Jahre hat der Projektierer nach dem Zuschlag Zeit, den Solarpark zu bauen. Er wettet damit auch auf eine Aufhebung der Zölle für chinesische Module. Wer weiß, gerade bei technologieoffenen Ausschreibungen könnte das Know-how aus den USA der Solarbranche nützen.

Mehr Stromertrag bei Wüstenhitze

Am Ende entscheidet nicht die gebaute Leistung über die Qualität eines Solarparks, sondern wie viele Megawattstunden er im Jahr liefert. Gerade die hohe Lichtempfindlichkeit bei einem hohen Anteil diffuser Strahlung steigert den Ertrag in den Wintermonaten oder bei bewölktem Himmel. Bei einer Verschattung erzeugen nur die verdeckten Zellen weniger oder keinen Strom. Gleichzeitig bleiben bei der Dünnschicht die Stromerträge bei hohen Temperaturen relativ hoch, weil die Module effizienter arbeiten – auch bei mehr als 25 Grad Celsius. In der kalifornischen Sonora-Wüste werden durchaus 55 Grad erreicht.

Gute Erträge bei Schwachlicht

Ein weiterer Vorteil des guten Schwachlichtverhaltens: Die Staubschicht in der Wüste mindert den Stromertrag der Dünnschichtanlage nur um ein bis zwei Prozent. Nicht einmal eine Reinigung rentiert sich deshalb. First Solar säubert nur einen einzigen Solarpark, der steht in Abu Dhabi. Da Wasser im Gegensatz zu Bauland für Solarparks in der Wüste knapp ist, reinigen die Techniker trocken.

Markt für Nachführsysteme in den USA boomt

Tracker sind auf dem nordamerikanischen Markt immer beliebter. Im vergangenen Jahr wurden Nachführsysteme für 5,5 Gigawatt Leistung verkauft. Das ist ein Plus von 135 Prozent gegenüber 2014. Das haben die US-Marktanalysten von IHS in einer aktuellen Untersuchung errechnet.

Marktführer bei Nachführsystemen ist demnach Nextracker aus Fremont in Kalifornien. Auf Platz Nummer zwei liegt Array Technologies vor dem Dünnschicht-Modulhersteller und Projektierer First Solar. Die Plätze vier und fünf belegen Sunpower und Sun Action Trackers, der einzige Hersteller von zweiachsigen Systemen.

Die fünf führenden Unternehmen decken 90 Prozent des nordamerikanischen Marktes ab. Für das Ranking in diesem Jahr könnten unter anderem die Firmen Sunlink, Game Change Solar, Solar Flexrack und Shoals interessant werden, erklärt IHS. Übernahmen und Fusionen halten die Analysten aufgrund des starken Marktwachstums für wahrscheinlich.

www.ihs.com

Serie 5 mit 365 Watt vorgestellt

Das US-Unternehmen First Solar mit Hauptsitz in Tempe stellt auf der Intersolar Europe 2016 die nächste Generation seiner Dünnschichtmodule vor. Das neue Modul leistet rund 365 Watt und hat eine integrierte Doppelschiene für die Montage. Deshalb sind keine Klemmen erforderlich, und das spart Zeit bei der Montage. So werden auch die elektrischen Anschlüsse pro Watt reduziert. Zudem ist die neue Baureihe mit einer Systemarchitektur von 1.500 Volt DC kombinierbar. Das Modul wird laut Hersteller ab dem zweiten Quartal 2017 im Handel sein.

Der Wirkungsgrad liegt bei etwas mehr als 16 Prozent. Die Dünnschichttechnologie aus Cadmiumtellurid, kurz CdTe, zeigt bei hohen Temperatur, hoher Luftfeuchtigkeit oder extremen klimatischen Bedingungen in Wüstengebieten und in Küstennähe eine relativ gute Energieausbeute. Verglichen mit kristallinen Modulen führt das zu bis zu zehn Prozent mehr Kilowattstunden.

Das Unternehmen hält auch die aktuelle Bestmarke für CdTe-Module mit 18,2 Prozent sowie 22,1 Prozent bei Forschungszellen.

Ab Juli gibt es zudem einen neuen Chef bei First Solar. Der bisherige Finanzvorstand Mark Widmar soll James Hughes an der Konzernspitze beerben. Der scheidende Chef soll First Solar aber in beratender Funktion erhalten bleiben.

www.firstsolar.com

Großes Potenzial für Aufdachanlagen in den USA

In den USA liegt das technische Potenzial für Photovoltaikanlagen auf Hausdächern bei 1.118 Gigawatt. Würden alle theoretisch passenden Dachflächen mit Modulen belegt, ließen sich jährlich 1.432 Terawattstunden Strom generieren. Dies geht aus einer aktuellen Studie der amerikanischen Forschungseinrichtung NREL hervor, die dem US-Energieministerium untersteht. Der 82-seitige Report „Rooftop Solar Photovoltaic Technical Potential in the United States: A Detailed Assessment“ untersucht das solare Potenzial für Hausdächer.

Damit haben die Wissenschaftler ihre bisherigen Berechnungen nach oben korrigiert. Zuletzt sah das Institut das Potenzial für Solaranlagen auf Amerikas Dächern nur bei 664 Gigawatt Leistung und 800 Terawattstunden pro Jahr. Die neue Prognose basiert laut NREL insbesondere auf höheren Modulwirkungsgraden, aber auch auf verbesserten Simulationsmodellen. Außerdem wurden die Prognosen für die Zahl der möglichen Dachflächen und Gebäude angehoben.

Der Studie liegen dreijährige Forschungsarbeiten in 47 Städten zugrunde. Hier sind rund 23 Prozent der landesweit errichteten Photovoltaikanlagen installiert. 83 Prozent aller kleinen und mittleren Gebäude könnten mit Solaranlagen ausgerüstet werden. Allein die kleineren Häuser zusammengenommen bieten das Potenzial für 731 Gigawatt mit einem Ertrag von 926 Terawattstunden. Auf mittleren und größeren Gebäuden kommen demnach nochmals 386 Gigawatt Leistung und 506 Terawattstunden Ertrag zusammen.

www.nrel.gov