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Photovoltaikmodule: Mit der Sonne durch dick oder dünn?


ÖKO-TEST Magazin - epaper ⋅ Ausgabe 8/2011 vom 28.07.2011

Um den Platz an der Sonne streiten zwei Technologien: Die klassischen Siliciumpaneele gelten als effizient und verlässlich, dafür bringen neuartige Dünnschichtplatten auch bei Schwachlicht und Hitze maximale Leistung. Wer hat die Nase vorn? Wir beleuchten die Vor- und Nachteile.


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Foto: Michel Angelo/Fotolia.com

Raus aus der Atomkraft, rein in die Sonnenenergie, das wünschen sich viele. Nur der Weg ist noch umstritten, selbst bei der technischen Ausrüstung wie den Solarpaneelen, die das Licht direkt in elektrische Energie umwandeln. Befürworter und Skeptiker liefern sich dazu in Betreiberforen des ...

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Raus aus der Atomkraft, rein in die Sonnenenergie, das wünschen sich viele. Nur der Weg ist noch umstritten, selbst bei der technischen Ausrüstung wie den Solarpaneelen, die das Licht direkt in elektrische Energie umwandeln. Befürworter und Skeptiker liefern sich dazu in Betreiberforen des Internets sogar heiße Debatten. Zum Beispiel Max Meier. Der Landwirt aus dem oberpfälzischen Cham berichtet froh, dass er sich für die Dünnschicht entschieden hat. Im September 2006 installierte er Module aus Cadmium- Tellurid (CdTe) mit 30 Kilowatt (kW) Gesamtleistung auf dem Dach seiner Scheune. Schon von Beginn an war er überrascht, wie gut seine Anlage lief: Bei gleicher Ausrichtung, Einstrahlung und Wechselrichtermarke erntete sie in den Herbstmonaten Oktober bis Dezember 2006 rund sechs Kilowattstunden (kWh) mehr Strom als das benachbarte 30-kW-Sonnenkraftwerk aus herkömmlichen multikristallinen Siliciummodulen. „Bei diffusem Licht habe ich meist wesentlich mehr Ertrag, aber auch bei richtig gutem Sonnenschein hat meine Anlage meist ein paar Prozent mehr“, teilte Meier seinen Betreiberkollegen im Februar 2007 im Photovoltaikforum mit.

Nach vier Jahren intensivem Vergleich ist der Landwirt überzeugt: Seine Dünnschichtanlage kann locker mit den kristallinen Kraftprotzen in der Region mithalten. 2009 habe er 1.093 kWh/kW, im vorigen Jahr 976 kWh/kW Jahresernte eingefahren. „Die besten kristallinen Anlagen in der Umgebung laufen mit rund 1.000 kWh/kW nicht besser“, resümiert der Landwirt. Erfahrungsberichte wie dieser finden sich im Internet immer häufiger. Nicht nur Cadmium-Tellurid schneidet darin gut ab, sondern auch die anderen beiden Dünnschichttechniken CIS auf Basis von Kupfer, Indium und Selen, und amorphes Silicium erzielen laut ihren Betreibern pro Kilowatt installierter Leistung oft höhere Erträge als ihre kristallinen Konkurrenten. Dabei hatten viele Experten das amorphe Silicium wegen seines geringen Wirkungsgrads fast schon abgeschrieben.

Schwierige Wahl: Monokristalline Module erzeugen auf gleicher Fläche mehr Strom als ihre bräunlich schimmernden Konkurrenten aus Dünnschichtsilicium. Dafür ist die Dünnschicht günstiger in der Anschaff ung.


Foto: SOLEOS Solar GmbH (2)

Dünnschichtmodule besser als ihr Ruf

Aufgekommen zu Zeiten des Siliciumengpasses im Jahr 2007, sollte Dünnschicht die teuren kristallinen Module als führende Solartechnik ablösen. Siliciumzellen, so das Argument, nutzten bei 180 bis 250 Mikrometern Dicke nur 20 Mikrometer für die Lichtumwandlung, das restliche Material diene der Stabilität der Zelle. Der große Durchbruch der Dünnschicht blieb aber bisher aus. Das Hauptproblem: Die Technik kann nach wie vor nur mit relativ geringer Effizienz aufwarten. Noch immer dümpeln einfache amorphe Siliciummodule bei einstelligen Wirkungsgraden, während die kristallinen Absorber mindestens 14 Prozent Effizienz erreichen. Das schmälert die Attraktivität der Dünnschicht erheblich. „Der geringere Wirkungsgrad ist oft das Knock-out-Kriterium für die Technik“, bestätigt Philipp Vanicek, Projektingenieur bei der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) viele Dünnschichtskeptiker.

Dabei sagt der Wirkungsgrad nichts über den Ertrag einer Solaranlage aus. Er gibt lediglich an, wie viel Prozent des Lichts auf einer bestimmten Fläche in Strom umgewandelt wird. Das heißt: Ein Dünnschichtmodul braucht mehr Platz. Der Flächenbedarf spielt jedoch eine untergeordnete Rolle, wenn etwa auf einem landwirtschaftlichen oder Industriegebäude genug bebaubares Solarareal zur Verfügung steht. Bei der Entscheidung helfen auch die übrigen technischen Daten auf dem Moduldatenblatt kaum. Experten sind sich einig, dass die realen Betriebsbedingungen erheblich von den Standards abweichen und einen viel größeren Einfluss auf den Ertrag haben. „Die Aussagekraft von Wirkungsgrad und maximaler Leistungskraft sind bei der Beurteilung der Leistungsfähigkeit einer Solaranlage irreführend“, erklärt der Elektroingenieur Stefan Krauter vom Photovoltaik- Institut in Berlin, das Module prüft und zertifiziert. „Für den Ertrag maßgeblich sind Faktoren wie Einstrahlung, Breitengrad, Jahreszeit, Tageszeit, Luftmasse, Wolkendecke und Luftverschmutzung.“

Vorteile bei bedecktem Himmel

Gerade bei Hitze sowie geringer Einstrahlung hat die Dünnschicht Vorteile, sagt Hans-Dieter Mohring vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) in Stuttgart. Demnach scheint sie für das oft wolkenverhangene Deutschland bestens geeignet zu sein. Nun wird häufig argumentiert, die kristalline Technik liefere dafür bei hohem Strahlungsangebot bessere Erträge als die Dünnschicht. Das ist aber nur die halbe Wahrheit: Unbestritten ist, dass Silicium module ihre maximale Empfindlichkeit bei rötlichem Licht bei hoher Direktstrahlung haben. Nur herrschen bei kräftigem Sonnenschein oft auch hohe Temperaturen. Und Wärme können die kristallinen nur schwer ertragen.

Begehrter Rohstoff: Siliciumbrocken werden geschmolzen, zu Blöcken verarbeitet und anschließend in Scheiben gesägt, die zu Solarzellen prozessiert werden.


Foto: Sport Moments/Fotolia.com

Nachteile bei Platzbedarf und Effizienz

Wie sich die verschiedenen Faktoren konkret auf die Erträge der beiden Techniken auswirken, testete jüngst der TÜV Rheinland. Er hat über ein Jahr hinweg Betriebsergebnisse von einem Dutzend verschiedener Module auf seinem Testgelände in Köln gesammelt. Das überraschende Resultat: Anders als es die physikalischen Eigenschaften der Dünnschichtmodule erwarten lassen, schnitten die schlanken Stromgeneratoren bei durchwachsenem westdeutschen Wetter nicht besser ab als ihre dicken Konkurrenten. „Wir können Mehrerträge nicht pauschal bestätigen“, sagt Testingenieurin Ulrike Jahn. Skeptiker sehen sich durch die Ergebnisse des TÜV bestätigt: Das gute Schwachlicht- und Hitzeverhalten der Dünnschicht sei ein „Märchen für PV-Betreiber“, sagt zum Beispiel Tina Ternus vom Rüsselsheimer Solarberater und -planer Photovoltaikbüro. „Dahinter steckt viel Marketingprosa der Hersteller.“

Fakt ist aber auch: Dünnschichtkacheln tauchen immer öfter auf den vorderen Rängen der Ertragsportale auf. Auch auf dem Testfeld der Fachzeitschrift Photon in Aachen, wo seit 2005 Module verschiedener Hersteller unter gleichen Bedingungen ihre Ertragsstärke beweisen müssen, zählen sie zu den Topperformern. Trotz guter Erträge werden sich die schlanken Absorber gegen die kristallinen Klassiker aber wohl nur schwer behaupten können. „Die Dünnschicht hat keine Lobby“, sagt DGS-Ingenieur Vanicek. Das liegt vor allem daran, dass Langzeiterfahrungen mit der Technik fehlen. Der Marktführer des Segments, die US-Firma First Solar, verkauft seine Module erst seit sieben Jahren. Bisher zeigen sie keine unvorhergesehenen Alterserscheinungen. Aber ob sie, wie First Solar verspricht, weitere zwei Jahrzehnte halten, weiß niemand. Zudem gibt es Vorbehalte gegen das giftige Cadmium in den CdTe-Modulen. In Verbindung mit Tellur gilt es zwar als ungefährlich, doch lehnen es viele Betreiber ab, mit einem bedenklichen Absorber Grünstrom zu erzeugen. Siliciumanlagen hingegen haben ein besseres Öko-Image und ihre Verlässlichkeit bereits bewiesen. Einige von ihnen laufen schon seit fast zwei Jahrzehnten störungsfrei. Ein weiteres Argument gegen die Dünnschicht ist der relativ hohe Platzbedarf. Daher ist die kristalline Technik bei Einfamilienhausbesitzern meist erste Wahl. Sie müssen aus einer begrenzten Fläche das Maximum an Solarstrom herausholen, um eine möglichst hohe staatliche Förderung zu erhalten. Effizienzsteigerungen könnten der Dünnschicht helfen, die flächenbezogenen Kosten zu senken und in der Gunst der Anwender zu steigen, doch entwickeln sich Innovationen zu langsam. Da der technische Fortschritt stockt und bisher keine Massenfertigung etabliert wurde, bleiben auch die Produktionskosten hoch. Der Preis der Siliciumpaneele hingegen hat sich dank Kostenreduktionen durch bessere Produktionen und Massenfertigung in den vergangenen fünf Jahren halbiert. Dass die „alte“ Technik noch einmal einen solchen Entwicklungssprung vollbringt, hätte zu Zeiten des Siliciumengpasses vor vier Jahren niemand für möglich gehalten. Fazit: Alle Dünnschichttechniken sind aufgrund ihrer physikalischen Eigenschaften bestens für Standorte mit wechselhaftem Wetter geeignet und können hier höhere Erträge erzielen als ihre kristallinen Kontrahenten. Werden sie aber nicht rasch billiger und effizienter, wird das Interesse an ihnen trotz ihres großen Sonnenhungers gering bleiben. Denn auf Preis und Effizienz schauen potenzielle Kunden als Erstes.

Solar-Förderung: Säule der Energiewende angeknackst?

Foto: TÜV Rheinland

Solche Statistiken präsentiert ein Funktionär gern. Produktion: plus 20 Prozent; Umsatz: plus 90 Prozent – und das alles innerhalb des vergangenen Jahres. Diese beeindruckenden Werte gehören zur deutschen Solarindustrie. „Unsere Branchenzahlen stellen manch alteingesessenen Wirtschaftszweig in den Schatten“, kommentiert Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW), die neuesten Erhebungen seiner Organisation.

Erfolgsmeldungen sind für Körnig zur Routine geworden: Seit Jahren eilt die Photovoltaik in Deutschland von Rekord zu Rekord. Von 2003 bis 2010 haben sich die Neuinstallationen in Deutschland auf 7.400 Megawatt (MW) mehr als verfünfzigfacht. Mittlerweile beschäftigt die deutsche Solarindustrie 133.000 Menschen und setzt 20 Milliarden Euro um – genauso viel wie die Bio-Technologie, die Vorzeigebranche in Deutschland. Ausgerechnet jetzt, da infolge der Nuklearkatastrohe in Japan allerorten von Energiewende und Öko-Revolution die Rede ist, droht der Photovoltaik die erste große Krise. Fast alle europäischen Länder mit Einspeisevergütung für Solarstrom haben die Fördertarife gekürzt, weil der starke Zubau außer Kontrolle geriet. Die deutsche Bundesregierung geht dabei noch relativ milde vor. Weil der Zubau in Deutschland in den Frühjahrsmonaten dieses Jahres schwächer ausfiel als angenommen, ist die zum 1. Juli geplante Kürzung ausgefallen. Somit steht die nächste Absenkung der Einspeisevergütung erst am 1. Januar 2012 an. Dafür will die Bundesregierung aber die Zusatzvergütung für den Eigenverbrauch von Solarstrom streichen. Warum sie den erst 2010 eingeführten Bonus wieder kassieren will, bleibt der Branche ein Rätsel. „Selbst verbrauchter Sonnenstrom senkt den Ausbaubedarf der Stromnetze und damit die Kosten der Energiewende“, erklärt Körnig. Wegen des schwachen ersten Halbjahrs und der geplanten Einschnitte rechnet der BSW dieses Jahr mit einem Schrumpfen der Neuinstallationen um etwa ein Drittel auf 5 MW. Dafür pusht Berlin den Wind: So sollen zinsgünstige Kredite für neue Offshorewindparks fließen und zügig neue Stromtrassen für den Transport des Windstroms gebaut werden. Das Solarsparen der Regierungen könnte laut Experten erstmals zu einem Rückgang des Photovoltaikweltmarkts führen. Der europäische Solarindustrie- Verband EPIA hält dieses Jahr ein Sinken des Weltmarktvolumens von 16.600 auf 13.300 MW für möglich. Das Fatale daran: Der letztjährige Boom hat die Hersteller zu kräftigen Investitionen in neue Fabriken veranlasst. Deshalb werden laut dem US-Marktforscher iSupply 2012 Linien mit 40.000 MW Produktionskapazität zur Verfügung stehen – bei einem globalen Bedarf von gerade einmal 20.000 MW. Unter diesen Bedingungen könnten nur die Firmen bestehen, die flexibel, innovativ, glaubwürdig und marktverbunden sind, prophezeit iSuppli-Analyst Stefan deHaan eine starke Konsolidierung.

Wer die Marktbereinigung überlebt, hat aber nicht automatisch eine Freikarte für den Erfolg. Bevor der Solarausbau in Deutschland weitergehen kann, müssen die örtlichen Stromnetze ausgebaut werden. Bereits 77 Prozent der Verteilnetzbetreiber, in deren Gebieten viel Solarkraft installiert ist, haben technische Schwierigkeiten mit der Solarstromintegration. Diese Zahl ermittelte die von der Solarbranche im vergangenen Herbst vorgestellte Studie Wegweiser Solarwirtschaft: PV-Roadmap 2020. Um die Netze zu stabilisieren, sind zudem Speicher notwendig. „Strom aus Sonne schwankt mit dem Wetter, der Verbrauch hingegen nicht. Mit zunehmender Einspeisung müssen diese Schwankungen ausgeglichen werden“, sagt Gerhard Stryi-Hipp, Leiter Energiepolitik des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg. Daraus ergibt sich für die Firmen eine neue Herausforderung. Sie müssen Lösungen entwickeln, um den Strom ihrer Module für eine gewisse Zeit zu lagern. Anbieter wie Conergy und Solarworld versuchen bereits, in das Batteriegeschäft vorzudringen und so die schrumpfende Nachfrage nach klassischen Photovoltaikprodukten wie Zellen und Modulen zu kompensieren. Conergy bietet einen großen Lithium- Ionen-Akku für Privathaushalte an, der den tagsüber generierten Solarstrom bis in die verbrauchsintensiven Abendstunden aufbewahrt, Solarworld will im Erzgebirge sogar selbst Lithium für Akkus abbauen. Dank der Innovationskraft der Branche glauben Experten, dass die Photovoltaik die hohen politischen und technischen Hürden erfolgreich nehmen und eine wesentliche Rolle bei der Energiewende in Deutschland spielen wird. Nach Berechnungen des BSW wird der Solarstromanteil am deutschen Strommix dieses Jahr von zwei auf drei Prozent und bis 2020 kontinuierlich auf mindestens ein Zehntel wachsen. Das bedeutet jährliche Neuinstallationen von 5.000 bis 8.000 MW. „Es gibt technische Fortschritte an allen Fronten“, erklärt ISE-Chef Eicke Weber. Bei den Speichern sei eine hohe Innovationsdynamik erkennbar und der Erzeugerpreis des Solarstroms habe sich dank kosteneffizienterer Produktionen in Deutschland innerhalb der letzten fünf Jahre auf 21 Cent pro Kilowattstunde halbiert. „Er ist damit inzwi schen genauso teuer wie herkömmlicher Haushaltsstrom aus der Steckdose“, sagt Weber.