Fast 90 Prozent aller weltweit verkauften Solarmodule bestehen aus kristallinen Zellen, multikristallin oder monokristallin. Dünnschichtmodule mit photoaktiven Halbleitern aus Kupfer und Indium (CIS/CIGS) oder Cadmiumtellurid scheinen kaum noch eine Rolle zu spielen.
Doch die beiden größten Modulhersteller der Welt sind Produzenten von Dünnschichtmodulen. So ist der US-amerikanische Anbieter First Solar mit Modulen aus Cadmiumtellurid unterwegs (siehe Kasten). Der japanische Modulhersteller Solar Frontier aus Miyazaki im Süden der Inselkette konzentriert sich auf Module mit dünnen Schichten aus Kupfer und Indium.
Totgesagte holen auf
Noch dominieren die kristallinen Module, aber die scheinbar totgesagten Anbieter von Dünnschichtmodulen holen mächtig auf. „Allein im letzten Jahr gab es bemerkenswerte Fortschritte in der CIGS-Technologie“, sagt Rutger Schlatmann, Chef des Forschungslabors PV Comb in Berlin. Er leitete eine Tagung zur Dünnschichttechnik, die im April im Berliner Stadtteil Adlershof stattfand.
Rund 90 Experten aus aller Welt hatten sich versammelt, um über konkrete Fortschritte in der Technologie zu berichten. So wurde der Weltrekord für CIGS-Zellen auf 22 Prozent gesteigert. Nach jüngsten Erkenntnissen könnte er in den kommenden Jahren auf 25 Prozent steigen. Derzeit erreichen Serienmodule aus der Fabrik bereits mehr als 16 Prozent. Ein Beispiel ist der taiwanesische Anbieter TSMC, der 16,5 Prozent schafft.
Doch TSMC ist ein Zwerg, verglichen mit Solar Frontier, dem Giganten, auch nach den Maßstäben der kristallinen Branche. Seit 2011 läuft in Miyazaki das große Modulwerk von Solar Frontier, das im Jahr ein Gigawatt Dünnschichtmodule ausstößt. Im Unterschied zu kristallinen Solarmodulen werden die Halbleiter großflächig auf das Substrat aufgesputtert, eine Technik, die man von Verbundglas kennt. Erst danach erfolgt die Strukturierung in hunderte Zellen.
Wenige Schritte in der Fertigung
Eine langwierige und energieaufwändige Prozesskette zur Siliziumschmelze, zur Fertigung von Ingots und zur Bearbeitung der kristallinen Wafer gibt es nicht. Dünnschichtmodule entstehen in wenigen Schritten, in einem Durchlauf durch die Linie, die vollautomatisch läuft. Deshalb sieht man in Miyazaki kaum Mitarbeiter. Nur in der Leitwarte und in der abschließenden Qualitätskontrolle sind Ingenieure und Techniker unterwegs.
Zurzeit erreicht Solar Frontier einen Serienwirkungsgrad von 14 Prozent. „Unsere neue Fabrik in Tohoku leistet 150 Megawatt, sie wird gerade hochgefahren“, berichtet Wolfgang Lange, Europachef von Solar Frontier.
Nicht der Wirkungsgrad allein entscheidet über den Erfolg eines Produkts, sondern die Fertigungskosten. Vor Jahresfrist hatte Solar Frontier in der Tohoku-Region nördlich von Tokio eine neue Fabrik geplant, nun sind die Gebäude und Maschinen fertig. „Im Labor haben wir einen Wirkungsgrad von mehr als 21 Prozent erreicht“, erläutert Lange. „Sicher sind bis Ende des Jahres aus der neuen 150-Megawatt-Linie höhere Wirkungsgrade zu erwarten. Doch zunächst wollen wir die Taktzeiten und den Durchlauf erhöhen, für unsere Standardmodule. Dadurch werden die Fertigungskosten um 30 Prozent sinken.“
Module mit 190 Watt
Die Fabrik in Tohoku kostete deutlich weniger als das Werk in Miyazaki, bezogen auf das Watt Modulleistung. Auch dadurch sinken die Kosten zur Finanzierung und Abschreibung. Es wird erwartet, dass Solar Frontier mit den neuen Modulen aus Tohoku die Marke von 15 oder gar 16 Prozent Wirkungsgrad überspringt. Statt bisher 170 Watt leisten die Module dann mindestens 190 Watt.
Die Ingenieure von Solar Frontier denken in Ertrag, weniger in Spitzenwirkungsgraden. Dünnschichtmodule sind wesentlich robuster gegen Teilverschattung, weil ein Modul aus vielen hundert kleinen Einzelzellen besteht. Der Halbleiter ist nur sehr dünn beschichtet, deshalb brauchen die Module nicht unbedingt nach der Sonne ausgerichtet zu sein, wie kristalline Module. Das spart Gestellkosten und erleichtert die Anlagenplanung. Zudem hängt die Momentanleistung der Module weniger von ihrer Temperatur ab, als bei kristallinen Zellen. Die temperaturbedingte Degradation ist nur halb so hoch. (Heiko Schwarzburger)
Den vollständigen Report lesen Sie im Juliheft der Fachzeitschrift photovoltaik, das am 9. Juli 2015 erscheint.
