Kaufleute stöhnen, Kunden jubeln: Nie war Solartechnik so preiswert wie heute. Der Preisdruck auf Zellen und Module hält weiter an. Erst für die zweite Jahreshälfte 2013 oder gar 2014 sagen einige Analysten voraus, dass die Preise wieder anziehen könnten. Das hängt im Wesentlichen davon ab, ob die chinesischen Modulhersteller ihre Überproduktion vor der eigenen Haustür absetzen können, sprich: zwischen Tibet und dem Himalaya. Bis dahin dreht sich die Spirale ungebremst nach unten. Innerhalb von drei Jahren sind die Modulpreise um mehr als 60 Prozent in den Keller gegangen.
Viele Hersteller kämpfen ums Überleben, da bleiben kaum Geld, Kraft und Zeit für neue Ideen. Allerdings schauen zumindest die deutschen Solarkunden zunehmend auf Qualität und Ausstattung der Solarmodule. Deshalb preschen einige Anbieter mit neuen Zellkonzepten vor. Soll heißen: Die vorübergehende Friedhofsruhe ist vorbei, das Rennen um die Superzelle neu eröffnet.
21,5 Prozent aus dem Modul
Mitte April meldete Sunpower seine neuen monokristallinen Module, die einen Wirkungsgrad von 21,5 Prozent schaffen. Damit überflügeln die Amerikaner, die unter das Dach des Mineralölriesen Total geschlüpft sind, sogar die Hit-Module von Panasonic. Die neuen Sunpower-Module der X-Serie bestehen aus Maxeon-Zellen, die hinten mit Kupfer statt Silber kontaktiert werden. Vorn sind die blauschwarzen Zellen unstrukturiert und somit unverschattet durch Kontakte und Busbars. Sunpower verspricht, dass diese Module keine lichtinduzierten Leistungsverluste aufweisen.
Der Wirkungsgrad wurde von unabhängiger Seite bestätigt, diese zweite Aussage bislang nicht. Sunpower verspricht einen niedrigen Temperaturkoeffizienten und besseres Schwachlichtverhalten. Die neuen X-Module leisten im kleinen Format rund 250 Watt Spitzenleistung und im Standardformat 345 Watt.
Auch Q-Cells hat neue Module vorgestellt. Im Herbst brachten die Thalheimer das erste Solarmodul, das mehr als 300 Watt aus 60 Zellen leistet. Basis war die Quantum-Technologie, die mit einem Nanospiegel aus Siliziumoxid auf der Rückseite arbeitet. Zwischenzeitlich schlüpfte das Unternehmen beim südkoreanischen Hanwha-Konzern unter.
Hanwha legt nach
Die Solarsparte firmiert nun unter Hanwha SolarOne. Im Frühjahr stellten die Koreaner die neue Modulserie HSL vor. Sie wurde für Photovoltaikanlagen auf großen Dächern und freien Flächen entwickelt. Ungefähr zwei Prozent kleiner als die vorangegangene Generation, weisen die Module einen um zwei Prozent höheren Wirkungsgrad auf. Die Module wurden auch stabiler: Sie tragen fast ein Drittel mehr Schnee (7.000 Pascal) und halten rund zwei Drittel höhere Windlasten (4.000 Pascal) aus. Außerdem sind die Module um 1,5 Kilogramm leichter als ihre Vorgänger.
Schon Anfang 2013 brachte Aleo Solar die neuen Solarmodule der S-Klasse auf den Markt. Es handelt sich um klassische, kristalline Zellen, bei denen spezielle Zellverbinder zum Einsatz kommen. Der „Light Harvesting String“ lenkt mit seiner strukturierten Oberfläche mehr Licht auf die Solarzellen. Eine transparente Einbettungsfolie aus Ethylenvinylazetat (EVA) reizt ultraviolette Anteile im Licht besser aus. Auf Zellen und Laminat liegt ein Antireflexglas, das die Reflexionsverluste des Moduls minimiert. Diese Tricks erhöhen die Leistung der kristallinen Module immerhin um rund 20 Watt, etwa zehn Prozent der Gesamtleistung.
Sonnenlicht von hinten
Preiskampf hin oder her: Wer nichts Neues bringt, könnte bald in der Versenkung verschwinden. Die Modulhersteller brauchen einen langen Atem, um sich im hart umkämpften Markt neu zu positionieren. Der koreanische Elektronikkonzern LG beispielsweise hat gerade seine neuen Neon-Module nach Deutschland gebracht. LG Electronics hat eine kleine Zellenfabrik mit 300 Megawatt Modulkapazität im Jahr. Silizium und Wafer kaufen die Koreaner ein, nur die Zellen und die Module fertigen sie selbst. „Unsere älteste Produktlinie ist gerade einmal anderthalb Jahre alt“, sagt Michael Harre, Vizepräsident für das europäische Solargeschäft bei LGin Ratingen. „Die erste Auslieferung der Neon-Module ist für März geplant.“ Derzeit führt LG seine monokristallinen Solarmodule unter der Marke Mono-X. Sie leisten 255 bis 260 Watt. Die neuen Neon-Module werden 280 bis 300 Watt leisten, aus 60 Zellen. LG setzt so genannte bifaciale Zellen ein, die das Sonnenlicht auch von der Rückseite verwerten. Spezielle Folien sorgen dafür, dass das Licht nach dem Durchgang durch den Wafer reflektiert wird. „Wir haben den Abstand der Zellen minimal erhöht, damit ausreichend Licht auf die weiße Rückseitenfolie fallen kann“, erläutert Michael Harre. „Die Module werden dadurch 14 Millimeter breiter und acht Millimeter höher. Auch unsere Mono-X-Module erhalten das neue Format.“
Den Rahmen abgespeckt
Dagegen speckt LG den Rahmen ab. Hatten die Module bisher einen Rahmen von 42 Millimetern Höhe, ist er künftig nur noch 35 Millimeter stark – bei unverändert hoher Tragfähigkeit. Michael Harre rechnet vor: „Das Gewicht sinkt um elf Prozent auf 16,8 Kilogramm für ein 60-Zellen-Modul.“ Außerdem erhalten die Module vorgefertigte Clips im Rahmen, um die Kabelführung zu optimieren.
Jagd auf die Garantie
Im System der Solaranlage fallen die Modulkosten nur noch zu rund einem Drittel ins Gewicht. Um zusätzliche Innovationen anzubieten, wird der schwarze Modulrahmen bei LG besonders dick eloxiert, damit es im Verlauf der gut 25-jährigen Betriebszeit keine Kratzer gibt.
Denn härter als der Wettbewerb um die Wirkungsgrade ist die Jagd auf das beste Garantieversprechen: „Im ersten Jahr erlauben wir einen Leistungsverlust von drei Prozent, danach in jedem weiteren Jahr nur maximal 0,7 Prozent“, erläutert Harre. „Andere Hersteller räumen ihren Produkten in den ersten fünf Jahren Leistungsverluste von bis zu zehn Prozent ein. Wir beziehen unser Garantieversprechen nur auf die natürlich bedingte Alterung der Module, maximal 5,8 Prozent.“ Auch die taiwanesische Firma Winaico, eine Tochter des Modulherstellers Win Win Precision Technology, hat die Produktion seiner neuen Hochleistungsmodule mit bis zu 285 Watt angefahren. Das WSP-285M6 Quantum hat die Abmaße 1.665 mal 999 mal 40 Millimeter. Das monokristalline Modul erreicht einen Wirkungsgrad von 17,1 Prozent und einen Füllfaktor von mehr als 77 Prozent.
Unter 20 Kilogramm
Die Kombination aus hohem Flächenwirkungsgrad und optimiertem Schwachlichtverhalten steigert die Ausbeute. Zudem wurde das Modulgewicht reduziert, das Paneel wiegt nur noch 19,7 Kilogramm. Rechnet man den Leistungszugewinn auf die Kosten der Anlage um, sinken die Kosten für Montage und Zubehör um 18 Prozent. Winaico passiviert die Rückseite und nutzt die Technologie der selektiven Emitter, um die Ausbeute zu erhöhen. Die Module werden vollautomatisch gefertigt, um eine hohe Qualität zu erzielen. Handarbeit war früher.
Perc-Zellen kommen 2014
Andere Hersteller wie Solarworld setzen auf die so genannte Perc-Zelle. Im Herbst erregten die Freiberger Ingenieure gemeinsam mit Wissenschaftlern des holländischen Forschungsinstituts Imec einiges Aufsehen. Denn sie stellten erstmals eine Solarzelle mit sechs Zoll Kantenmaß vor, die nur noch 100 Mikrometer dick ist. Derzeitiger Standard in der Industrie sind 180 Mikrometer. Die Zellen waren in ein Modul mit 255 Watt Leistung eingebaut. Sie wurden nicht etwa in mühevoller Kleinarbeit im Labor prozessiert, sondern sie stammten aus der vollautomatischen Fertigung im sächsischen Freiberg.
Die Effizienz dieser Zellen überstieg knapp die Marke von 19 Prozent. Sie könnten 2014 auf den Massenmarkt kommen. Sie verfügen über selektive Emitter, um die Elektronen mit möglichst geringem innerem Widerstand zu den metallisierten Leiterbahnen zu leiten. Die Emitter sind hauchfeine Stellen mit sehr hohen Konzentrationen von Dotierungselementen, aus denen die Elektronen für den Stromfluss freigesetzt werden.
Die Emitter werden chemisch oder durch Laser aufgebracht, die Metallisierung erfolgt über Pasten im Siebdruck. Um zu vermeiden, dass Elektronen und Störstellen im Siliziumgefüge rekombinieren und damit verloren sind, muss man die chemisch aktiven Emitter passivieren. Die Frontkontakte erfolgen durch Silbermetallisierung und optimierte Kontaktfinger, so genannte Busbars, die den Strom aus den Emittern zur Modulsteckdose sammeln. Die Rückseite wird mit Aluminiumbeschichtungen kontaktiert.
Ebenfalls im Herbst meldeten Schott Solar und der Fabrikausstatter Schmid einen Durchbruch bei der Fertigungstechnik. Schmid hat einen Beschichtungsprozess für die Rückseitenpassivierung mit Aluminiumoxid entwickelt, der ohne Vakuumtechnik auskommt. Dadurch sinken die Kosten auf einen Bruchteil der herkömmlichen Technik, die einen Vakuumprozess benötigt. Die erforderliche Passivierung schlägt mit nur zwei US-Cents je Wafer zu Buche. Mit klassischer Vakuumtechnik ist dieser Prozessschritt zwischen vier- und fünfmal teurer.
Noch Luft bei den Emittern
Zwischenzeitlich hat Schott Solar die passivierte Emittertechnologie so weit verfeinert, dass der Wirkungsgrad auf 20,74 Prozent steigt. Außerdem optimierten die Ingenieure von Schott die Siebdruckmetallisierung der Frontseite einer Sechs-Zoll-Zelle mit Silberpaste, dadurch erhöhte sich der Wirkungsgrad auf 21 Prozent. „Diese Ergebnisse wurden durch einfache Prozessschritte erzielt“, sagt Axel Metz, Leiterder Solarzellenentwicklung bei Schott Solar. „Sie beweisen, dass mehr als 21 Prozent Zelleffizienz durch wirtschaftliche Technologien in der Fertigung zu erreichen sind.“ Zwar hatte Schott Solar zuvor den Ausstieg aus der Fertigung von kristallinen Zellen und Modulen verkündet. Doch die Forschung läuft weiter, die Rückseitenpassivierung wurde in Lizenz an Schmid vergeben. „Alle Prozesse sind als Varianten verfügbar, wie unsere mit Nickel und Kupfer galvanisierten Vorderseiten zeigen“, meint Metz. „Sie erreichen Effizienzen von 20,9 Prozent und ermöglichen eine hohe Flexibilität bei der Einführung in die Massenproduktion.“ Statt der Metallisierung mit Silberpasten will Schott auf der Frontseite Kupferkontakte abscheiden, um das teure Edelmetall gänzlich einzusparen.
Vielfältig anwendbar
Christian Bucher, Leiter des Geschäftsbereichs Zelle bei Schmid, sieht große Potenziale zur Kostensenkung durch die Perc-Technik. Das Verfahren lasse sich auf monokristalline, quasimono- und polykristalline Wafer anwenden. Es erlaubt die Kombination beispielsweise mit selektiven Emittern, für die Schmid einen effektiven Ätzprozess entwickelt hat. Bisher wurde die Perc-Technik auf siebgedruckte Siliziumwafer mit drei Busbars auf der Vorderseite angewendet. Mit einer optimierten Vorderseitenmetallisierung für das kürzlich von Schmid vorgestellte Multibusbar-Verschaltungskonzept sind noch höhere Wirkungsgrade möglich. Nun testen verschiedene Zellhersteller die neuen Verfahren, um die massenweise Einführung der Perc-Zellen vorzubereiten. Sie schicken ihre Testmuster ins Schmid-Labor in Freudenstadt. Zugleich arbeiten die Hersteller der Pasten fieberhaft daran, sie für das neue Verfahren zu adaptieren.
Das holografische Modul
Ob die Perc-Zellen ab 2014 tatsächlich massenhaft produziert werden, bleibt abzuwarten. Denn Schott Solar hat sich aus der Produktion von kristallinen Zellen verabschiedet, Solarworld kämpft ums Überleben. Unterdessen gerät die konventionelle Solarzelle von anderer Seite unter Druck: Vor wenigen Tagen stellte die Firma Solar Bankers ein gänzlich neues Zellkonzept vor. Sie bündelt das Sonnenlicht auf Siliziumstreifen, wobei eine holografische Optik vorgeschaltet ist. Standardzellen aus polykristallinem Silizium erreichen zurzeit rund 17 Prozent Wirkungsgrad. Die neue Zelle wurde von Ingenieuren der Firmen Apollon in Dresden und Solar Bankers in Gilbert, US-Bundesstaat Arizona, gemeinsam entwickelt. „Das Sonnenlicht wird auf unserem Modul mittels einer aufgedruckten Silikonfolie gefiltert. Dieses Verfahren lässt sich kostengünstig kopieren und erspart aufwändige Laser- und Entwicklungsarbeiten“, erklärt Alfred Jost, Chef von Solar Bankers. Jost war als Leiter der Produktentwicklung und Finanzierung viele Jahre bei J.P. Morgan tätig, bevor er in die erneuerbaren Energien einstieg.
Die holografische Folienlinse liegt wenige Millimeter über der Solarzelle und filtert nur das Licht in den gewünschten Wellenlängen. Dieser Ausschnitt wird auf die Solarzelle gebündelt. „Weil nur bestimmte Wellenlängen gefiltert werden, entsteht kaum Hitze, dadurch gibt es viel weniger Verluste im Silizium“, sagt Jost. „Die Optik des Moduls ermöglicht eine 20- bis 30-fache Konzentration der gefilterten Lichtwellen. Aus diesem Grund können wir den Materialaufwand für das Silizium um über 90 Prozent senken, verglichen mit Standardzellen.“ Die Amerikaner verwenden lediglich millimeterbreite Siliziumstreifen im Solarmodul, die insgesamt nur drei Prozent der Fläche ausmachen. Mit der neuen Methode sinken die Fertigungskosten der Module schlagartig um mehr als die Hälfte – bei deutlich höherer Effizienz.
Kosten senken durch Inline-Tests
Wesentliche Verbesserungen versprechen Forschungen zu einem neuralgischen Punkt der Solarmodule, dem Prozess der Laminierung. „Das Nadelöhr der Modulfertigung ist die Laminierung der Zellstrings“, sagt Volker Birk von der Firma Laytec aus Berlin. „Wenn dieser Schritt schiefgeht, sind schon 85 Prozent der Wertschöpfung im Modul verloren.“ Der Laminierungsprozess selbst erfordert ein Vakuum, lange Aufheizzeiten und Phasen zur Rückkühlung der Laminate. Die Folien müssen speziell abgestimmt sein. Sie aufzulegen und zu prozessieren erfordert viel Erfahrung. Die Qualität der Laminierung ist für
die Beständigkeit der Module essentiell: Delaminierung ist der Tod des Moduls, denn eindringende Feuchtigkeit zerstört die Zellen. Bisher untersucht man die Qualität des Prozesses, die Lufteinschlüsse und die ausreichende Vernetzung der Folien an Stichproben aus der Modullinie. Sie werden bei den Prüfungen zerstört.
In zehn Sekunden gecheckt
Der klassische Test ist die so genannte DSC-Prüfung, die Rückstände von Peroxid in der Folie misst. Er dauert etliche Stunden und benötigt hohe Temperaturen. Laytec hat nun einen Test vorgestellt, der in zehn Sekunden durchläuft und bei dem die Module nicht mehr zerstört werden müssen. Mit dieser Technik kann man jedes Modul in der Fertigung prüfen, die Sensoren sind in die Kühlstrecke des Laminators integrierbar. Der so genannte Laytec X Link Test braucht keine chemischen Teststoffe, er prüft die Vernetzungsstruktur der EVA-Folien nach dem Aushärten durch optische Verfahren.
Ein weiteres Detail ist der Modulrahmen. Problematisch ist, dass sich die Modulhersteller nicht auf einen Standardrahmen einigen können. Dann könnten die Hersteller der Montagesysteme viel einfachere Aufständerungen konstruieren, was erhebliche Kostensenkungen zur Folge hätte. Doch vielleicht erschlägt sich das Problem auf andere Weise, durch einen Seitenblick auf die Dünnschichtbranche. Dort werden die beschichteten Glas-Glas-Module oft gänzlich ohne Rahmen montiert. Die Kanten erhalten eine Versiegelung, zur Montage werden so genannte Back Rails aufgeklebt. Sie bilden die Montageschiene, das Gegenstück zum Aufständerungssystem.
Außerdem wirken die Back Rails versteifend, erhöhen also die mechanische Belastbarkeit. Forscher des Chemiekonzerns Dow Corning haben untersucht, ob sich diese Technik auf kristalline Zellenmodule übertragen lässt.
Nur mit Silikon versiegeln
Zur Kantenversiegelung nutzen sie ein spezielles Silikon. „Die mechanische Belastung ist genauso hoch wie bei gerahmten Modulen“, resümiert Axel Giesecke, Marketingmanager der Solarsparte von Dow Corning. „Wir brauchen keinen Rahmen mehr und auch keine Modulklemmen, um ihn auf dem Montagegestell zu befestigen. Dadurch werden in die Gläser auch keine Punktlasten mehr eingeführt. Das Bruchrisiko sinkt, ebenso der Metallbedarf.“ Denn Aluminium für Modulrahmen und Klemmen steigt im Preis, die weitere Entwicklung kann niemand vorhersehen. So werden die Preise der Montagesysteme zu rund 80 Prozent von den Metallpreisen dominiert. „Mit den Railings auf der Rückseite können wir sogar dünnere Gläser verwenden“, sagt Giesecke. Dünnere Gläser bedeuten höhere Lichtausbeute. Giesecke beziffert die Einsparungen auf zwei bis sechs US-Cents je Watt, variierend je nach Bautyp des Solarmoduls.
Vier Module auf einem Rail
Dow Corning hat geklebte Laminate getestet und verschiedene Back Railings analysiert. Man kann jedes Modul mit einer Rückseitenschiene versehen. Oder man klebt mehrere Module auf eine Stahlschiene, ein so genanntes Long Rail. So passen beispielsweise vier Module im Querformat auf ein Long Rail, was sich vor allem bei größeren Solarparks bezahlt machen dürfte. Wenn eine Klebung auf der Baustelle nicht möglich ist, kommen vorgefertigte Module mit kurzen Rails zum Einsatz, die vor Ort mechanisch montiert werden, durch Schrauben oder Niete. Nach Angaben von Dow Corning könnte man die Systemkosten (BOS) auf diese Weise um 23 Prozent senken, gegenüber gerahmten Modulen.
Heiko Schwarzburger
