Obwohl die Modulhersteller aus Fernost weiterhin in scharfem Wettbewerb stehen, dürfte sich die Innovationsspirale zur Intersolar in München weiter drehen. Solarmodule mit Perc-Zellen werden zwar noch gehandelt. Aber Topcon, Tandemzellen und Zellen mit Rückkontaktierung (Backcontact) treiben die Leistung weiter hoch.
Der mörderische Preiskrieg hat Opfer gekostet: Aleo Solar hat das Handtuch geworfen. Sharp hat sein Europageschäft beendet, nach mehr als drei Jahrzehnten im Markt. Nun drehen die Preise langsam wieder nach oben. Steile Anstiege sind jedoch nicht zu erwarten.
Verknappung treibt Preise
Immerhin hat sich die im ersten Quartal angedeutete Verknappung insbesondere bei Modulen mit hohen Leistungen bestätigt. Neue Lieferungen seitens der Hersteller verzögern sich, sodass sich die Kunden zunehmend im Spotmarkt bedienen. Hier sind bestimmte Produkte noch ab Lager zu haben – der Preis wird sich bei steigender Nachfrage schnell nach oben anpassen.
Dass in Europa weniger Ware ankommt, hat einen einfachen Grund: In China steigt die inländische Nachfrage. Dort wurden von der Nationalen Entwicklungs- und Reformkommission (NDRC) wichtige Änderungen für Photovoltaik angekündigt, die zumindest teilweise schon Ende April in Kraft treten sollen.
China saugt Ware auf
Ähnlich wie in Deutschland sollen die Solaranlagen mehr der Netzstabilität dienen, zudem wird Eigenverbrauch stärker gefördert, um die Einspeisung zu reduzieren. Auch in China wird die Vergütung an die Marktpreise für Strom angepasst. Dementsprechend ist der chinesische Markt nervös, viele Entwickler wollen ihre Projekte noch vor Ende April abschließen. Das Gros der neuen Regelungen tritt zum Juni in Kraft.
Die Verwerfungen an den Märkten beeinflussen das technologische Rennen kaum. Allerdings muss man realistisch einschätzen, welche Module vorn liegen. Große Hersteller wie Longi oder Aiko treten mit Backcontact-Modulen auf. Sie markieren derzeit die Leistungsspitze der im Markt verfügbaren Produkte. Zudem integrieren beide Hersteller die gesamte Wertschöpfungskette vom Wafer über die Zellen bis zum Modul.
Topcon erobert den Weltmarkt
Wer Zellen kaufen muss, setzt derzeit auf Topcon. Topcon steht für Tunnel Oxide Passivated Contact. Diese Zellen wurden am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg entwickelt. Die Zellen können sowohl monofazial als auch bifazial sein.
Jinko zeigte 2024 ein monokristallines, bifaziales Topcon-Modul mit 23,53 Prozent Modulwirkungsgrad. Longi Solar schaffte mit einer P-Typ-Topcon-Zelle sogar 25,19 Prozent. Topcon-Zellen sind robuster gegenüber höheren Temperaturen als Perc-Zellen. Hinzu kommen höhere Erträge bei Schwachlicht.
Nach PID und LID nun UVID?
Mittlerweile werden Solarmodule mit Topcon-Zellen massiv verbaut, weltweit. Es zeigt sich, dass sie unter gewissen Umständen durch den Einfluss der ultravioletten Strahlung im Sonnenspektrum an Leistung verlieren.
Das erinnert an die lichtinduzierte Degradation (LID), die 2017 und 2018 bei Perc-Modulen ein wichtiges Thema war. Seit 2020 sind diese Probleme bei den Perc-Modulen ausgeräumt. Topcon-Module zeigten bislang keine Auffälligkeit bezüglich LID.
Doch wurden Leistungsminderungen bei Modulen gemessen, die offenbar im Zusammenhang mit der UV-Dosis auf der Frontseite standen; sie bekamen den Namen UVID. Der UV-Anteil im Sonnenlicht variiert vor allem mit der Höhe oder kann durch lokale Besonderheiten erhöht sein. Offensichtlich werden Verbindungen des Siliziums mit Wasserstoff zerstört, was die Leistung der Module mindert.
Schachbrettmuster im EL-Bild
Bekannt ist auch, dass UVID nicht alle Topcon-Module gleichermaßen betrifft. Je nach Folien oder Frontglas tritt dieser Effekt kaum oder stärker auf. Wichtig ist die Qualität der Passivierungsschicht aus Siliziumnitrid und Aluminiumoxid. Je homogener sie ausgebildet ist, desto geringer ist der Einfluss des UV-Lichts. In Dunkelheit (nachts) oder bei schlechtem Wetter kann die Leistungsminderung zumindest partiell ausheilen.
Schaut man sich ein durch UVID geschädigtes Modul in der Elektrolumineszenz an, erkennt man das typische Schachbrettmuster der betroffenen Zellen. Einige Hersteller sind dazu übergegangen, dem Problem mit speziellen UV-Blockern in den Verkapselungsfolien zu begegnen. UVID ist ein Phänomen, das vor allem auf der Frontseite der Module wirksam werden kann. Die Rückseite von bifazialen Modulen ist weit weniger gefährdet.
Silizium nahezu ausgereizt
Mit Topcon- und Backcontact-Zellen scheint der Siliziumwafer weitgehend ausgereizt. Die Hoffnungen ruhen nun auf Stapelzellen aus kristallinem Silizium und mehreren Lagen von amorphem oder Nanosilizium. Oder man stapelt Perowskit-Zellen obenauf, doch dazu später.
Handverlesene HJT-Zellen erreichen im Labor bereits mehr als 30 Prozent Wirkungsgrad. Bisher sind Solarmodule mit einer Bottom-Zelle aus kristallinem Silizium und einer Top-Zelle auch hauchfeinen amorphen Schichten erhältlich, mit vergleichbaren Wirkungsgraden zu Topcon.
Die Kosten weiter drücken
Silizium als Material für Wafer und Zellen hat sich bewährt, zudem ist es in der Massenfertigung sehr gut beherrschbar – auch bei sehr hohem Durchsatz. Doch die hohen Temperaturen für die Siliziumschmelze, aus der die Ingots gezogen werden, erfordern hohe Investitionen in die Zellfabriken. Dieser hohe Capex steht dem Aufbau neuer Fabriken im Maßstab von mehreren Gigawatt pro Jahr im Wege.
Deshalb arbeiten Wissenschaftler und Ingenieure fieberhaft daran, die Wafer nicht mehr aus der Schmelze und Ingots zu gewinnen, sondern über die direkte Abscheidung von gasförmigem Silan auf einem Substrat.
Ultradünne Zellen kommen
Solche Wafer wären nicht mehr 140 oder 160 Mikrometer dick, sondern unter 50 Mikrometern. Die Zellen aus den Ingots zu sägen, würde komplett entfallen und damit die enormen Verluste an Siliziumspänen, die mit der Sägeemulsion (Slurry) abgehen. Sehr dünne Zellen erfordern jedoch völlig neue Technologien, um sie während der Produktion zu bewegen und zu prozessieren. Allein das Eigengewicht reicht aus, diese filigranen Zellen durchzubiegen. Man müsste sie senkrecht durch die Fertigung schleusen.
Glas-Glas wird zum Standard
Ultradünne Zellen lassen sich nur in Glas-Glas-Modulen verwenden, wo sie in der neutralen Zone liegen, also frei von Biegekräften. Andernfalls würden sie in kürzester Zeit zerbröseln. Weil der Trend zu größeren Modulen mit bis zu drei Quadratmetern Fläche geht, specken die Modulhersteller die Gläser ab. Andernfalls wären die Module zu schwer. Man könnte sie nur mit einem Kran transportieren und installieren.
Deshalb sind bereits die ersten großen Solarmodule mit Gläsern von 1,6 Millimetern vorn und hinten im Markt aufgetaucht. Weil die Festigkeit von Glas extrem von der Qualität abhängt, ist das Bruchrisiko bei diesen Dünngläsern sehr hoch.
Probleme mit sehr dünnen Gläsern
Bei Solarmodulen unter zwei Quadratmetern ist das Problem nicht ganz so auffällig, allerdings gibt es auch hier bei der Qualität enorme Unterschiede. Zudem spielt die Auflagerung auf den Untergestellen eine wichtige Rolle.
Werden sehr große Doppelglasmodule mit dünnen Gläsern beispielsweise auf Tracker montiert, wirken die Module im Wind wie Segel. Nicht selten geht von der sehr beanspruchten Klemme ein Bruch aus, der sich schnell ausbreitet.
Vor allem wenn die Kräfte des Moduls nicht durch Auflagen abgestützt werden, ist der Bruch eigentlich vorprogrammiert. Draußen im Feld sind bereits erste Solarparks aufgefallen, bei denen ein Drittel und mehr Module an Glasbruch litten – innerhalb des ersten Jahres nach der Installation!
Schwer zu diagnostizieren
Glasbruch ist nur sehr schwer zu diagnostizieren. Meist bleibt er eine gewisse Zeit unauffällig, wird sogar bei Inspektionen vor Ort übersehen. Bis Feuchtigkeit in den Riss eindringt und die Leistung sinkt, kann es eine Weile dauern.
Meistens sind es die Wechselrichter, die zuerst anzeigen, dass etwas nicht stimmt. Denn sie schalten aufgrund von zu geringen Isolationswiderständen ab oder am Morgen erst später zu. Das Fehlerbild ähnelt der bekannten Versprödung der Rückseitenfolien bei Modulen aus den Jahren 2010 bis 2012.
Perowskite lassen auf sich warten
Noch ein Wort zu den Tandemzellen aus Siliziumsubstrat und Deckzelle aus Perowskiten. Sie geistern seit geraumer Zeit durch die Labore und die Medien. Bekannt ist, dass 2023 und 2024 einige Anlagen in den USA und China mit solchen Modulen ausgestattet wurden.
Perowskite sind bestimmte Mineralien, denen eine typische Kristallstruktur gemeinsam ist. Seit zehn Jahren werden sie erforscht, nur wenige Firmen sind über kleine Laborzellen hinausgekommen.
Als Solarhalbleiter gehören die Perowskite zu den sogenannten Verbindungshalbleitern, wie beispielsweise CIGS oder Cadmiumtellurid. Genau genommen handelt es sich um metallorganische Dünnschichtzellen.
Das Material ist komplex, viel komplexer als kristallines Silizium. Im ursprünglichen Mineral steckte Methylammoniumbleijodid, also ein Hybrid aus organischem Methylammonium und Bleijodid, das anorganisch ist. Mittlerweile gibt es eine ganz große Familie von Perowskiten, die beispielsweise mit Cäsiumbleijodid sogar auch rein anorganische Materialien umfasst.
Recht große Bandlücke
Besonders wichtig für Solarzellen ist die recht große Bandlücke, die man sehr gut einstellen und anpassen kann. Die Bandlücke der Perowskite fängt vor allem sichtbares und ultraviolettes Licht ein, also den Anteil im Sonnenspektrum, der höhere Frequenzen und geringere Wellenlängen zeigt.
Silizium hat dagegen eine feste, eher kleine Bandlücke. Siliziumzellen nutzen auch rotes und infrarotes Licht, um daraus elektrischen Strom zu generieren, beuten aber sichtbares Licht nicht so gut aus.
Höhere Spannungen, geringere Ströme
Daraus folgt, dass die elektrischen Spannungen aus Perowskit-Zellen höher sind als die aus Siliziumzellen. Allerdings sind die elektrischen Ströme geringer. Obwohl es noch keine massentauglichen Module mit den neuen Zellen gibt, zeichnet sich bereits folgender Trend ab: Die Perowskite werden in Tandemzellen oder Triplezellen mit amorphem oder mikromorphem Silizium, Cadmiumtellurid oder CIGS gestapelt.
Als Substrat für das photoaktive Schichtenpaket dient in der Regel kristallines Silizium. Die eigentliche Solarzelle ist weniger als einen Mikrometer dick. Die große Herausforderung, vor der die Industrie steht, ist der Übergang von der Laborzelle zum marktfähigen Solarmodul.
Langsames Herantasten
Der Wirkungsgrad im Labor ist sehr hoch, über 34 Prozent. Ein Drittel des Lichts in elektrischen Strom umzuwandeln, das ist ein lohnenswertes Ziel. Die theoretische Effizienz von Silizium-Perowskit-Zellen liegt gar bei knapp 43 Prozent.
Doch entscheidend für die Energiewende – das heißt für sinkende Kosten für Sonnenstrom – sind nicht die Rekorde aus den Laboren. Die Frage ist, wann praxistaugliche Solarmodule aus den Fabriken kommen.
Das erste Modul von Oxford-PV aus Brandenburg an der Havel leistet 545 Watt. Es besteht aus 72 Zellen (M6) und wurde voriges Jahr in München vorgestellt. Der Wirkungsgrad wurde mit 24,4 Prozent angegeben – meilenweit von den theoretischen Möglichkeiten entfernt.
Stabilität als Knackpunkt
Die große Unbekannte: Wie stabil sind die Beschichtungen mit metallorganischen Solarzellen? Erfahrungen mit CIS oder Cadmiumtellurid haben gezeigt, dass Dünnschichtmodule nicht ohne Weiteres 20 oder 30 Jahre durchhalten.
Für die Stabilität der Perowskite ist die Passivierung der Grenzflächen entscheidend. Gelingt es, sie zuverlässig zu veröden, könnten die Mineralien trotz der hohen UV-Einstrahlung oder anderer Einflüsse über Jahrzehnte sauberen Strom liefern. Auch brauchen die Zellen winzige Beimengungen von Blei, um standfest zu sein.
Bei Tests in Laboren zeigten Minimodule mit Perowskit-Zellen (ohne Siliziumsubstrat) einen relativ starken Leistungsabfall von bis zu 45 Prozent innerhalb der ersten Tage im Feld. Nach zwei Monaten stellte sich eine gewisse Stabilisierung ein. Stärkere Sonneneinstrahlung und höhere Temperaturen beschleunigten die Verluste bei Leistung und somit Ertrag.
Fazit: Bis Tandemmodule aus Silizium und Perowskit wirklich markttauglich sind, dürfte noch einige Zeit vergehen. In diesem Jahr werden sicher interessante Prototypen gezeigt, denn die Forscher bleiben dran. Also dreht sich die Innovationsspirale in den kommenden Jahren weiter.
https://www.photovoltaik.eu/solarmodule
Foto: Heiko Schwarzburger
