von pv magazine International

Solarmodule mit beidseitig kontaktierten Zellen wie zum Beispiel Topcon-Module könnten bis zum Ende dieses Jahrzehnts von Photovoltaik-Modulen mit IBC-Technologie abgelöst werden, so Radovan Kopecek, Mitbegründer und Direktor des ISC Konstanz. „Das wird davon abhängen, ob die erweiterte Verwendung der Tunneloxid-Passivierung für beide Polaritäten auf der Rückseite eines Moduls, wie bei IBC-Produkten, die vorteilhafteste Option wird“, so Kopecek gegenüber pv magazine. „IBC-Solarmodule könnten Topcon-Module bis 2028 vom Markt verdrängen.“ Der Übergang zu IBC-Produkten könne bereits 2025 beginnen, und 2030 könnten beidseitig kontaktierte Produkte bereits der Vergangenheit angehören.

Kopecek zufolge könnte der weltweite Marktanteil von IBC-Modulen von etwa 2 Prozent im Jahr 2022 auf etwa 6 Prozent im Jahr 2026, 20 Prozent im Jahr 2028 und mehr als 50 Prozent im Jahr 2030 steigen.
„Viele Tier-1-Hersteller arbeiten neben ihrer Topcon-Entwicklung bereits an IBC“, so Kopecek weiter. „Da beide Technologien sehr ähnliche Aspekte aufweisen, wie die Entwicklung einseitiger und schneller Polysilizium-Abscheidungen, die Reduzierung von Silber, die Verbesserung der Qualität und die Kosten von n-Typ-Wafern, wird der Wechsel recht schnell vonstatten gehen.“ Seiner Ansicht nach wird die Umstellung durch eine Erweiterung bestehender Produktionslinien mit Standardausrüstung erfolgen.

„Wir waren 2012, als wir unseren bifiPV-Workshop über die Zukunft bifazialer Module in Konstanz starteten, sehr überrascht, dass die Leute nicht sahen, dass die bifaziale Photovoltaik einen großen Einfluss auf den PV-Markt haben wird“, erklärte Kopecek. „Jetzt, im Jahr 2022, sind wir ähnlich überrascht, dass die Leute nicht sehen, dass nach der aufkommenden Topcon-Dominanz der letzte Evolutionsschritt zu IBC folgen wird. Der nächste Schritt zum Tandem ist kein evolutionärer Prozess mehr, sondern eine kleine Revolution. Und hier glaube ich eher, dass es noch eine Weile dauern wird, bis diese Technologie auf dem Markt sichtbar sein wird.“

Der Erfolg der IBC-Technologie wird sich Kopecek zufolge durch Effizienzsteigerungen und niedrigere Produktionskosten einstellen. „Die Effizienzsteigerungen sollten durch die Einführung der Poly-Si-Passivierungstechnologie gewährleistet werden, während die niedrigeren Herstellungskosten durch die Verwendung von Kupfer- oder Aluminium-Metallkontakten erreicht werden sollten“, so Kopecek. „Wir haben bereits IBC-Zellen mit einem Wirkungsgrad von über 23 Prozent bei 20 Milligramm Silber nur mit Kupfer oder Aluminium hergestellt. Wir glauben jedoch, dass die Dominanz von Silber fortbestehen wird und der Wechsel nur in einem jährlichen Markt von ein bis drei Terawatt ab 2028 stattfinden wird, wenn die Photovoltaik-Industrie zum Wechsel gezwungen sein wird.“

Laut Kopecek haben IBC-Solarzellen bereits Wirkungsgrade von mehr als 24,5 Prozent und Leerlaufspannungen von fast 730 Millivolt erreicht, im Vergleich zu 23 Prozent und 685 Millivolt bei PERC-Zellen sowie 24 Prozent und 710 Millivolt bei Topcon-Zellen. „Aber es geht nicht nur um den Wirkungsgrad. Es geht auch um den Temperaturkoeffizienten, die Degradation und die Bifazialität“, sagte er. „Und auch wenn die Bifazialität von IBC im Vergleich zu Topcon etwas geringer ist, sind der Wirkungsgrad der Vorderseite, der Temperaturkoeffizient und die Degradation viel wichtigere Faktoren.“

Kopecek argumentierte, dass die Kostenreduzierung von n-Typ-Wafern in Kombination mit der Implementierung von Kupfer- und Aluminiummetallisierung in IBC-Zellen zu Modulproduktionskosten unter 0,20 US-Dollar pro Watt führen könnte. „Im Moment sind die Wafer- und Metallisierungskosten die größten Kostenunterschiede im Vergleich zur PERC-Technologie“, sagte er. Technologische Fortschritte könnten aus seiner Sicht dazu führen, dass die Stromgestehungskosten (LCOE) in großen Freiflächen-Solarkraftwerken mit bifazialen IBC-Modulen in Zukunft in vielen Teilen der Welt weniger als 0,01 US-Dollar pro Kilowattstunde betragen.