Wenn du denkst, dass bifaziale Module zu einer neuen Entwicklung innerhalb der Photovoltaic Industry gehören, dann liegst du hier völlig falsch. Diese Module existieren schon seit 1960. Allerdings waren sie jahrzehntelang für den Markt eher weniger effizient. Die Entwicklung der PERC (Passivated Emitter Rear Cell) – Technologie machte bifiziale Module jedoch attraktiver. Sie steigerte den Wirkungsgrad der jeweiligen Module erheblich, wodurch sie an Wettbewerbsfähigkeit dazugewannen.
Haben bifaziale Module das Potenzial, ein wichtiger Akteur in der Solarmodulbranche zu werden? Welche Faktoren müssen berücksichtig werden?
Kosten
In den letzten Jahren sind die Kosten sowohl für mono- als auch für bifaciale Module enorm gesunken. Mit diesem Rückgang ist aber auch der Abstand zwischen bi- und monofacialen Modulen deutlich kleiner geworden.
Es gibt noch viele Faktoren, die einer breiten Verbreitung von bifazialen Modulen im Wege stehen. Es wird jedoch erwartet, dass der Marktanteil bifazialer Module tendenziell weiter ansteigen wird.
Während die erhöhten Ausrüstungs- und Installationskosten von bifacialen Solaranlagen nicht übermäßig hoch sind, gibt es viele Konstruktionselemente, die für das bifaciale System einzigartig sind und zu höheren Gesamtinstallationskosten beitragen.
Das DC-Design, die Lage des Standorts und die Installation sind bei Anlagen mit bifazialen Modulen anspruchsvoller als bei monofazialen Modulen. Dies kann Investoren im Vorhinein verängstigen.
Aufgrund der vielen Variablen, welche die rückseitige Energiegewinnung beeinflussen, ist es auch eine Herausforderung, die erhöhte Leistung für ein Systemdesign genau vorauszusagen.
Genaue Messungen
Aufgrund der vielen Variablen die berücksichtigt werden müssen, ist es schwieriger sowohl die Kosten einer bifacialen Anlage genau zu messen wie auch die Stromproduktion vorherzusagen.
Jedoch wissen wir, dass bifaciale Module auf jeden Fall die Stromproduktion erhöhen. Es ist erwiesen, dass Sie zwischen 10-20 % mehr Strom produzieren können als monofaciale Module. Bei optimierten Bedingungen und der Verwendung von einachsigen Trackern kann die Stromproduktion sogar um 30-40 % gesteigert werden.
Vergiss nicht, dass wir immer auf der Suche nach den LCoE (Levelized Cost of Electricity) sind. Zudem gibt es noch weitere Möglichkeiten, die Stromproduktion zu erhöhen. Zum Beispiel kann eine zweiachsige Verfolgung die Stromproduktion in die Höhe treiben. Solche Methoden sind jedoch nicht kosteneffektiv, wodurch sie eher unpraktisch werden.
Die größte Herausforderung bei bifacialen Modulen ist die fehlende Möglichkeit, genaue Simulationen zu erstellen. Erst wenn die finanziellen Fragen bezüglich der zusätzlichen Kosten geklärt sind, können bifaciale Module zu einem disruptiven Akteur auf dem PV-Markt werden.
Was wurde also bisher umgesetzt?
Wir konnten Verbesserungen sowohl innerhalb des Testens und Modellieren wie auch bei der Verfügbarkeit der Strahlungsdichte und den jeweiligen geographischen Daten identifizieren.
Unter anderem fand eine Errichtung einiger bifaciale Testanlagen statt. Zudem wurden einige Studien durchgeführt und die jeweiligen bifaciale Installationen konnten fertiggestellt werden, welche nun reale Daten liefern. Trotz dieser Herausforderungen, konnte ein Wachstum bifacialer Anlagen verzeichnet werden. Die weltweit installierte Kapazität ist von 97 MW im Jahr 2016 auf fast 6 GW im Jahr 2019 stark gestiegen. Es wird erwartet, dass sich dieser Anstieg weiterhin fortsetzt, sodass bifaciale Module im Jahr 2024 17 % des globalen Solarmodulmarktes einnehmen werden.
Optimierung der bifazialen Installation
Die Daten, die aus unterschiedlichen Testverfahren und abgeschlossenen Installationen gesammelt werden konnten, bringen verschiedene Möglichkeiten mit sich. Es können unter anderem Empfehlungen ausgesprochen werden, die eine Optimierung der bifacialen Installation sowie eine Steigerung des ROI und der LCoE ermöglichen.
Auswahl des Standorts
Die Grundstückskosten sind ein wichtiger Faktor bei der Auswahl der zu verwendenden Module. An Orten, die wenige Möglichkeiten bieten, geeignetes Land zu finden und die Preise zudem besonders hoch sind, sollten entsprechende Module so viel Fläche wie möglich abdecken. Andererseits ist es möglich an Standorten, die besonders günstiges und verfügbares Land zur Verfügung stellen, bifaciale Module mit optimalen Abständen zu installieren um dementsprechend den Ertrag zu erhöhen. Ebenfalls gut geeignet sind Landanteile in höheren Breitengraden, da die Erträge von Bifacial-Modulen an Standorten größer sind, bei diesen auch die diffuse Lichtenergie größer ist.
Hohe Albedo
Die beste Umgebung für Bifacial-Module ist eine Umgebung mit einem hohen Anteil an Licht, das von der Oberfläche reflektiert wird. Wüstensand, Schnee, Eis, weißer Beton und stark reflektierende Dachfolien haben alle eine sehr hohe Albedo.
Panel-Höhe
Mit zunehmender Panelhöhe müssen weitere Variablen (wie Windgeschwindigkeit und Auftrieb durch die Neigung) gemessen und berücksichtigt werden. Stärkere Bodenbefestigungen können erforderlich sein. Aufgrund dessen variiert die optimale Höhe zwischen den unterschiedlichen Standorten. Im Allgemeinen hat sich jedoch gezeigt, dass 1 Meter Höhe ein gutes Verhältnis zwischen Nutzen und Kosten bietet.
Neigung
Auch dies ist nicht in Stein gemeißelt, aber jedoch hat sich mit der Zeit gezeigt, dass eine Neigung zwischen 2 und 15 Grad mehr als die monofaziale Neigung am effektivsten ist.
Reihenabstand
Der genaue Abstand zwischen den Reihen wird durch den oben erwähnten Grundstückspreisen und die Verfügbarkeit beeinflusst. Allerdings scheinen 6 bis 8 Meter am effizientesten zu sein. An Orten, welche besonders hohe Landpreise verzeichnen, würde ein größerer Reihenabstand eine Erhöhung des LCoE bewirken.
Größere MPPT-Dichte
Je mehr MPPTs pro Watt, desto besser. Eine Möglichkeit, die String-Fehlanpassung zu reduzieren und die Standorteffizienz zu gewährleisten, ist die Verwendung von String-Wechselrichtern mit mehr MPPTs.
Einachsiger Tracker
Es stimmt zwar, dass zweiachsige Tracker die höchste Energieerzeugung erzielen, jedoch sind hier die Kosten sehr hoch. Aus diesem Grund ist ihre Installation nicht besonders kosteneffizient. Auf Basis dessen ziehen Forscher des Solar Energy Research Institute of Singapore eine Schlussfolgerung, die beinhaltet, dass bifaciale Installationen mit einem einachsigen Tracking die niedrigste LCoE erreichen und auf den meisten Flächen der Welt eine 35 %ige Steigerung des Energieertrags ermöglichen.
Bifacial vs. Monofacial
Die Kosten für Ausrüstung und Installation einer bifazialen Solaranlage sind etwa 5 % höher als die einer monofazialen Anlage. Die Kosten für ein zusätzliches einachsiges Trackingsystems für optimale Erträge erhöhen die Kosten um weitere 10 %. Insgesamt sind die Kosten für ein bifaziales, einachsig getracktes Solarkraftwerk etwa 15 % höher als die einer monofazialen, nicht getrackten Anlage.
Die Energieerträge eines bifacialen 1T-Solarkraftwerks kann jedoch zwischen 20 % und 35 % (oder sogar mehr) höher sein.
Die folgende Tabelle zeigt zwei Beispiele für bifaciale PV-Anlagen zusammen mit den Variablen.
Finanzierung
Investoren sind oft nicht bereit, den vollen Betrag der prognostizierten rückseitigen Energieproduktion zu finanzieren. Dies liegt an der relativ geringen Menge an zuverlässigen Leistungsdaten und der Unsicherheit in der Modellierungs- und Simulationsphase von bifazialen Anlagen.
Stell dir ein bifaciales Projekt vor, von dem erwartet wird, dass es 10 % mehr Ertrag liefert als ein vergleichbares monofaciales Projekt. Der Kreditgeber bewertet möglicherweise nicht den vollen prognostizierten bifazialen Gewinn und bietet nur 5 % (statt 10 %) mehr Fremdfinanzierung gegenüber dem monofazialen Projekt. Dies führt zu zusätzlichen Finanzierungskosten und einer erhöhten LCoE.
Was sieht die Zukunft für bifaciale und großformatige Module aus?
Es stimmt, dass die Branche immer noch damit zu kämpfen hat, die Variablen zur Vorhersage der Leistung von bifazialen Modulen und die Kosten für die Leistungsoptimierung in den Griff zu bekommen.
Da diese Herausforderungen jedoch langsam, aber stetig überwunden werden, ist klar zu erkennen, dass sich der PV-Markt in Richtung großformatiger Zellen und Module bewegt. Der Marktanteil von bifacialen Modulen steigt stetig an. Und da die Vergrößerung der Modulgröße sofortige Erträge mit sich bringt, kann man davon ausgehen, dass die Solarenergiebranche die Entwicklung von Großformaten und bifacialen Produkten weiterhin zur Priorität machen wird.
Es ist keine schwierige Aufgabe, Produktionslinien für die Herstellung bifazialer Zellen zu modifizieren. Die Produktionslinien der Tier-1 Zellenhersteller für M6-Zellen sind größtenteils mit bifazialen Zellen kompatibel. Und wenn es um den Wirkungsgrad geht, können einige bifaciale Zellen sogar einen um 0,1 % höheren Wirkungsgrad bieten, welche die Kosten pro Watt senkt. Darüber hinaus wird der Preisunterschied zwischen mono- und bifazialen Modulen ab der zweiten Jahreshälfte 2019 immer unbedeutender. Obendrein haben bifaciale Module ein höheres Energieertragspotenzial.
Bifacial-Module scheinen eine ideale Lösung zu sein, um die Stromerzeugung in stark reflektierenden Regionen wie Wüsten zu optimieren. Zudem können bifaciale Zellen in einem einseitigen Modul mit einer reflektierenden Rückseitenfolie die Leistung um 1 W bis 2 W erhöhen.
Der Einsatz von bifacialen Solarmodulen in Utility-Scale-Projekten hat sowohl auf dem chinesischen als auch auf dem nicht-chinesischen Markt deutlich zugenommen. In der zweiten Jahreshälfte 2019 wurden bei rund 30 % aller Utility-Scale-Projekte in China bifaciale Module eingesetzt. Zudem exportierte zwischen Januar und Mai 2020 China über 3 GW an bifacialen Modulen (25 % davon wurden in die USA exportiert).
Aus diesem Grund ist es kein Wunder, dass Tier-1-Zellen-Hersteller und Modulhersteller bifaciale Module fördern, die auf dem Weg sind, ein PV-Industriestandard zu werden. Sowohl die Nachfrage nach bifacialen Modulen als auch der Marktanteil sind stark gewachsen.
Entwicklung der Größen
Die G1-Wafer (158,75 mm) wurden in der zweiten Hälfte des Jahres 2019 vom Markt angenommen. Sie konnten ihre Dominanz auf dem Markt jedoch nur etwa ein Jahr lang halten.
Auf der Suche nach einer Kostenreduktion, beschleunigten einige Wasserhersteller den Wechsel zu größeren Größen. Infolgedessen etablierte sich die Größe M6 (166 mm) in der zweiten Hälfte des Jahres 2020 auf dem Markt. Zur gleichen Zeit verbündeten Modulhersteller sich untereinander, die sich mit er Aufgabe auseinandersetzten, die Größe M10 (182 mm) zu fördern. Mit dieser Vielfalt an Größen und den sich schnell ändernden Trends ist die Kompatibilität zu einem der größten Probleme für Hersteller und deren Expansionspläne geworden.
Die Aufrüstung bestehender Produktionslinien ist kostspielig und die Anpassung von Effizienzverlusten und Ausbeuteraten ist zeitaufwändig. Aus diesem Grund entscheiden sich die meisten Hersteller für die Installation neuer Linien, die eine Kompatibilität mit Größen bis zu 210 mm bieten. So können sie zusätzliche CAPEX vermeiden, wenn sich der Größentrend wieder auflöst. Die Förderung von weiteren großformatigen Zellen soll jedoch weiterhin bestehen bleiben, da die Installation und Verwendung von Geräten, die mit großen Formaten kompatibel sind, um kleinere Produkte herzustellen, zu Produktions- und Gewinneinbußen führen kann.
Nachfrage-Prognosen
In Zukunft wird davon ausgegangen, dass die Versorgung mit Glas weiterhin knapp ausfallen wird. Die Preise für 3,2-mm-Glas waren zwischen September und Oktober 2020 sehr stark um 20 % gestiegen. Da die Glas-Glas Variante zu der beliebtesten Struktur von bifacialen Modulen gehört, trägt die ständig steigende Nachfrage nach bifacialen Modulen außerdem zu einer Verknappung der Glaskapazität bei.
Aufgrund dessen, dass die Auswirkungen der Covid-19-Pandemie im Jahr 2021 abzuflauen scheinen, werden die Aussichten für die Solarnachfragen besser. Durch der wegen der Pandemie im Jahr 2020 aufgeschobenen Projekte und des erwarteten Installationsansturms in China am 30. Juni wird die globale Modulnachfrage im Jahr 2021 schätzungsweise 140,1 GW erreichen.
Die Glaskapazität für große Module, die auf M10- und G12-Wafern basieren, wird bis Ende 2021 voraussichtlich nur 40-50 GW erreichen. Das ist eine Folge der Begrenzung der Ofengrößen und der Zeit, die für die Kapazitätserweiterung benötigt wird. Das bedeutet, dass die Glaslieferungen weit hinter der schnellen Veränderung der Modulgrößen zurückbleiben.
Trotz steigender Nachfrage wird die tatsächliche Produktion von großformatigen Modulen aufgrund der unzureichenden Glaskapazität nicht proportional schnell wachsen. Das bedeutet, dass das Format M6 seine Position als Mainstream-Format vorerst beibehalten wird. Zudem wird erwartet, dass die Formate M10 und G12 in den nächsten Jahren sich auf dem Markt etablieren.
Es stimmt, dass 217-mm-, 220-mm- und sogar 230-mm-Formate bereits in Betracht gezogen werden. Allerdings gibt es viele Probleme, die zunächst gelöst werden müssen. Dazu gehören technische Fragen wie Bruchraten, Strukturierungen und Beschichtung sowie die Akzeptanz solcher Produkte bei Herstellern und Kunden. Wir ziehen die Bilanz, dass noch mehr erforscht und einiges verbessert werden muss, bevor Formate größer als die jeweiligen G12-Formate überhaupt die Chance haben, sich auf dem Markt zu etablieren.
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