Die Vorteile der Rückseite

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Dass die Sunweb-Solarzellen der niederländischen Firma Solland Solar etwas Besonderes sein müssen, sieht man schon auf den ersten Blick: Die silbrig glänzenden Kontaktfinger auf der Frontseite überziehen die dunkel schimmernde Silizium-Oberfläche in gewundenen Bahnen. An 16 Punkten laufen die Strukturen sternförmig zusammen und verleihen der Zelle ein geradezu schon organisches Erscheinungsbild – als sei sie von Spinnweben überzogen. Doch was auf der Vorderseite sichtbar ist, macht nur einen Teil des Geheimnisses dieser Zellen aus.

„Unsere Sunweb-Zellen sind sogenannte Rückkontaktzellen“, erklärt Thomas van der Zijden von Solland Solar. „Den Strom von der Vorderseite leiten wir durch die Zelle hindurch nach hinten. Dort liegen dann alle Kontakte innerhalb des Moduls.“ Dadurch kann die Fläche, die von der Sonne beschienen wird, maximiert werden, und gleichzeitig werden die Verluste durch elektrische Widerstände verringert. Und das zeigt sich am Wirkungsgrad. „Allein auf Zellebene haben wir dadurch einen Gewinn von 0,3 Prozentpunkten im Vergleich zu einer Standardzelle“, sagt er.

Das muss auch die Experten von Schott Solar überzeugt haben, denn das Unternehmen aus Mainz hat im September auf der Photovoltaikmesse EU PVSEC in Valencia bekannt gegeben, jetzt mit Solland Solar auf dem Gebiet der Rückkontaktzellen zusammenzuarbeiten.

Produktmanager Thomas Block: „Wir planen eine Pilotanlage, die wir im Februar des kommenden Jahres in Betrieb nehmen werden. Wir erwarten, dass wir nach einer kurzen Anlaufphase dann Mitte 2011 in die seriennahe Produktion einsteigen werden, so dass wir im zweiten Halbjahr schon begrenzte Mengen verkaufen können.“

Wenn das gelingt, wäre das ein großer Schritt vorwärts, Rückkontaktzellen in den Solarmarkt einzuführen. Denn bisher führen sie noch eher ein Schattendasein. Auf der PVSEC vor zwei Jahren hat Solland Solar die Zellen und ein daraus handgefertigtes Modul vorgestellt. Damals wollte die Firma die Zellen noch an Modulproduzenten verkaufen – wie das eben auch andere Zellhersteller machen. Da die Modulproduktion der Sunweb-Zelle aber nicht mit der Standardtechnologie funktioniert, ist das ein schwieriges Unterfangen, obwohl am niederländischen Energieforschungsinstitut ECN bereits eine Technologie dafür entwickelt wurde.

Erst letzten Januar hatte Solland Solar bekannt gegeben, mit dem Leiterplattenspezialisten AT&S Austria Technologie & Systemtechnik AG gemeinsam eine Pilotlinie entwickeln zu wollen. Ein Vorhaben, das inzwischen aufgegeben wurde. Jetzt arbeiten die beiden Firmen nur noch bei den nötigen Rückseitenfolien zusammen.

Solland und Schott – in den Augen des Chemikers sind die beiden nun ein perfektes Paar. Solland bringe die Zell- und Modultechnologie in die Partnerschaft ein, während Schott Solar das Konzept für die Serienproduktion sowie Materialkompetenz und Erfahrung für Modulqualitätstests zu bieten habe. Das gemeinsame Wunschkind sollte also nicht allzu lange auf sich warten lassen. Aber was genau verbirgt sich hinter dieser Technologie?

Das Dilemma von hinten umgehen

Das Herzstück einer Solarzelle ist eine dünne Schicht, die aus einem Halbleiter besteht, üblicherweise aus Silizium. Wenn Licht auf das Material fällt, entstehen in seinem Inneren Paare aus einer positiven und einer negativen Ladung. Die Kunst besteht nun darin, die beiden Ladungen voneinander zu trennen. Dazu muss man die Siliziumschicht in ihrem Inneren strukturieren, indem man sie gezielt mit Fremdsubstanzen verunreinigt (dotiert). Eine Prise Bor erhöht die Leitfähigkeit des Siliziums für positive Ladungen. An der lichtzugewandten Vorderseite sorgt ein wenig Phosphor dafür, dass sich dort bevorzugt negative Ladungen aufhalten. Der sogenannte pn-Übergang zwischen diesen Bereichen sorgt dafür, dass die durch das Licht erzeugten Ladungsträger getrennt werden.

Metallkontakte an den beiden Polen führen die Ladungen ab und lassen so einen elektrischen Strom fließen. An der Rückseite besteht der Kontakt bei konventionellen Zellen aus einer großflächigen Schicht Aluminium, auf der Vorderseite aus einer gitterartigen Struktur dünner Silberfinger, die an einem breiten Band, der sogenannten Sammelschiene (engl. busbar) zusammenlaufen. Hier müssen die Entwickler einen Kompromiss eingehen: Je größer diese gesamte Sammelfläche ist, desto niedriger sind Verluste durch den elektrischen Widerstand. Andererseits verschatten die Silberkontakte aber auch wertvolle Siliziumflächen. Sie dürfen daher nicht zu groß sein. Rückkontaktzellen sollen dieses Dilemma umgehen.

„Rückkontakt-Solarzellen sind eine Familie aus verschiedenen Konstruktionstypen. Gemeinsam ist ihnen, dass man die beiden Kontakte, also den positiven und den negativen, auf der Rückseite der Zelle unterbringt“, erläutert Ralf Preu, der sich am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg mit dieser Technologie beschäftigt. Er unterscheidet drei verschiedene Ausführungen (siehe Grafik Seite 61).

Der klassischen Standardsolarzelle am ähnlichsten kommt die MWT-Zelle (Metall Wrap Through). Sie besitzt auf der Vorderseite noch ein metallisches Kontaktgitter, aber die breite Sammelschiene wird auf die Rückseite verlegt. Beide Strukturen stehen über winzige, metallgefüllte Löcher, welche die Siliziumschicht durchlaufen, miteinander in elektrisch leitender Verbindung. Üblicherweise sind das nicht mehr als 50 Kanäle pro Zelle.

Anders sieht es aus bei einer EWT-Zelle (Emitter Wrap Through), bei der die Kanäle nicht mit Metall gefüllt sind, sondern mit dem dotierten Halbleitermaterial. Ralf Preu: „Die besitzt deutlich mehr Löcher, in der Größenordnung von einigen zehntausend Löchern. Die braucht man, weil man das Metallgitter weglässt und nur den hochdotierten Halbleiterbereich für den Stromtransport auf der Vorderseite verwendet. Um Widerstandsverluste zu vermeiden, muss man die Löcher wesentlich enger setzen.“

Das hat aber auch zur Folge, dass die Rückseite etwas komplizierter strukturiert ist als bei einer MWT-Zelle. Positiv und negativ leitende Bereiche bilden ein Muster, das an zwei ineinandergreifende Kämme erinnert. Über die gesamte Zellrückwand hinweg ziehen sich daher lange Leiterbahnen, die an ihrem Ende in die Sammelschiene übergehen. Um Widerstandsverluste möglichst gering zu halten, verwirklicht man dieses Design tendenziell eher bei kleinen Zellen.

Ähnlich komplex gestaltet sich auch die Rückseite einer sogenannten „Interdigitated-Back-Contact“-Zelle. Bei ihr findet die Ladungsträgertrennung nicht mehr auf der Frontseite statt, sondern auf der Rückseite. Dort wechseln sich positiv und negativ leitende Bereiche ab und werden ebenfalls von ineinander verschränkten Metallkontakten abgegriffen.

„Das ist der Urtyp einer Hocheffizienzzelle“, sagt der Photovoltaikexperte Preu. „Das Zellkonzept wurde schon Mitte der 80er Jahre vorgestellt. Und das ist auch das Design, mit dem im Augenblick die höchsten Wirkungsgrade sowohl auf Zell- als auch Modulebene erreicht werden.“ Die hohen Effizienzwerte haben allerdings auch ihren Preis. Zum einen ist es sehr aufwändig, die Zellrückwand zu strukturieren. Und zum anderen muss für diesen Zelltyp Silizium von höchster Qualität verwendet werden. Denn bevor die Ladungsträgerpaare an der Rückseite getrennt werden, müssen sie einen relativ weiten Weg durch die Siliziumschicht zurücklegen. Jede Störung im Kristallgitter, jede Verunreinigung kann aber dafür sorgen, dass positive und negative Ladung miteinander rekombinieren und damit für die Stromerzeugung verloren gehen. Das amerikanische Unternehmen Sunpower hat Zellen, die auf diesem Prinzip beruhen, bereits im Jahr 2003 auf den Markt gebracht. Im Juni dieses Jahres gab die Firma bekannt, dass sie mit einem Wirkungsgrad von 24,2 Prozent einen neuen Weltrekord für Solarzellen aufgestellt habe.

Vorteile bei der Modulfertigung

Mit diesen Werten können die Photovoltaikzellen von Solland zwar nicht mithalten. Im Gegensatz zum kalifornischen Unternehmen Sunpower setzen die Experten des Joint Ventures aus Heerlen und Alzenau auf das etwas konventionellere MWT-Design. Durch jede Sunweb-Zelle laufen 16 Metall-Kanäle, die das feine Netz auf der Frontseite mit den Sammelschienen auf der Rückseite verbinden.

„MWT ist eine bewährte Technologie, die man zügig auf den Markt bringen kann“, urteilt der Solland-Vertriebsleiter Thomas van der Zijden. „Der Herstellungsprozess ähnelt der Produktion herkömmlicher Solarzellen. Wir können unser Netzmuster auf die Zellen einfach aufdrucken. Vorher müssen nur noch mit einem Laser die Löcher gebohrt werden, um anschließend die Kontakte herzustellen. Daher bedarf es auch keiner besonders hohen Investition, um auf diese Methode umzuschwenken. Man muss keine vollständig neuen Produktionsanlagen einrichten.“ Das kann auch Thomas Block von Schott Solar bestätigen: „Die kurze Markteinführungszeit war für uns ein wichtiger Grund, auf die MWT-Zellen zu setzen. In dieser Hinsicht ist dieses Konzept für uns am aussichtsreichsten. Die Technologie ist auf dem Premium-Markt konkurrenzfähig und besonders für den privaten Bereich von Aufdachanlagen geeignet.“

Seine volle Stärke könne dieser Zelltyp aber besonders dann ausspielen, wenn es darum geht, die einzelnen Zellen zu Modulen zu verbinden. Bei konventionellen Modellen verbindet man die Einheiten mit Hilfe von angelöteten Kupferbändchen. Auf diese Weise entstehen sogenannte Strings, die untereinander wieder zu Arrays verknüpft werden. Das Anlöten der Kontakte ist zeitaufwändig und setzt die dünnen Zellen einer hohen thermischen Belastung aus. Außerdem müssen die Zellen bei dieser Art der Kontaktierung einen gewissen Abstand zueinander einhalten. Bei Rückkontaktzellen fallen diese Nachteile alle weg. Der Schlüsselbegriff heißt „Pick and Place“.

„Wir arbeiten mit einer speziellen Folie für die Module. Auf der werden die Zellen einmal platziert und dann nicht mehr angerührt“, sagt Thomas van der Zijden. „Auf der Folie befinden sich Leiterbahnen und integrierte Kontaktpunkte. Die können mit einem Laser geschmolzen werden. Und so entstehen dann die leitfähigen Verbindungen zu den Rückseiten der Solarzellen.“ Das Verfahren lässt sich zu einem großen Teil automatisieren; das spart Zeit und Geld. Und weil die Rück kontaktzellen nicht mehr mit Kupferbändchen aneinandergelötet werden müssen, können sie auf dem Modul auch viel näher aneinanderrücken. Die Folgen: Der Flächenwirkungsgrad steigt noch einmal an.

Mit Dünnen kompatibel

Für Schott Solar ist die Rückseiten-Technologie aber auch noch aus einem anderen Grund sehr attraktiv: „Pick and Place“ reduziert den Ausschuss in der Produktion. Denn es vereinfacht die gesamte Fertigungskette der Module, indem es etliche Produktionsschritte einspart. Die Zellen müssen nicht mehr so häufig bewegt und bearbeitet werden wie bei der herkömmlichen Methode. Und das wiederum vermindert die Bruchraten der kristallinen Siliziumwafer deutlich.

Gerade bei dünnen Schichten macht sich das bemerkbar, denn bei ihnen ist normalerweise die Gefahr des Zellbruchs besonders groß. „In Zukunft werden wir weiter gezwungen sein, beim Bau der Solarmodule Material einzusparen, besonders Silizium“, erläutert Lars Waldmann, Public Relations Manager bei Schott Solar. „Das heißt, die Wafer werden dünner. Und in der Verarbeitung dünnerer Wafer gibt es Produktionsschritte, die wegen der Bruchgefahr besonders kritisch sind.“ Dazu gehört das Verlöten der Wafer zu den Strängen, aus denen sich dann am Ende das Modul aufbaut. Für die fragilen Siliziumschichten bedeutet das eine nicht unerhebliche mechanische und thermische Belastung. Gerade jene Schritte sind es aber, die sich bei der Modulverschaltung von Rückkontaktzellen stark vereinfachen lassen und den Reiz dieser Technologie für dünne Wafer ausmachen.

Ralf Preu, der Experte vom Fraunhofer ISE, sieht Solland Solar mit der folienbasierten Modulverschaltung gut aufgestellt. Seiner Meinung nach seien gerade an dieser Stelle in der Vergangenheit Probleme für die Zellhersteller aufgetreten: „Obwohl sich da viele Einsparpotenziale bieten, sind die Modulhersteller doch im Allgemeinen sehr zurückhaltend – weil sie die Garantien für die lange Lebensdauer der Module geben müssen.“ Und daher ist es nicht so leicht, die Zellen im freien Markt unterzubringen. Das hat Firmen wie Solland bisher das Leben schwer gemacht, weil sie keine Modulhersteller waren, sondern Zellhersteller. Doch das ändert sich gerade substanziell. „Wir haben hier am ISE im vergangenen Oktober einen Workshop veranstaltet, bei dem wir auch versucht haben, mit Zell- und Modulherstellern Standardisierungskonzepte auf den Weg zu bringen.“ Man kann solche MWT-Zellen nämlich ganz unterschiedlich designen. Wenn aber jeder Modulhersteller seine Produkte auf diese unterschiedlichen Designs abstimmen muss, dann wird es noch schwieriger, die Modulhersteller für diese Aufgabe zu gewinnen.

Im Fall von Solland soll die Test- und Materialkompetenz von Schott Solar den wesentlichen Durchbruch auf dem Markt bringen. Das Mainzer Unternehmen kann auf eine jahrzehntelange Erfahrung in der Photovoltaik zurückblicken. Gerade hat es ein Modul aus multikristallinen Solarzellen präsentiert, das mit einem Rekordwirkungsgrad von 17,6 Prozent glänzt. Weltweit macht den Experten von Schott das im Moment keiner nach. Weshalb interessiert sich die Solarfirma dann überhaupt für die Solland-Module, deren Wirkungsgrad gut einen Prozentpunkt unter dem der eigenen Modelle liegt?

Potenzial noch nicht ausgereizt

Thomas Block sieht das Potenzial der MWT-Technologie noch lange nicht als ausgereizt an. Er glaubt, die Leistungsfähigkeit der Solland-Module mit Know-how von Schott Solar noch einmal weiter verbessern zu können. „Das fängt beim Wafer an, geht dann über die Zelle bis zum Modul – besonders wenn es dann darauf ankommt, die Technologie zu industrialisieren.“

Einige Zehntel Prozentpunkte beim Wirkungsgrad könnten sich zum Beispiel noch aus den Zellen herauskitzeln lassen, wenn man ihre Rückseite mit einem besonderen Verfahren passiviert. Eine zusätzliche Schicht aus einem Dielektrikum, wie etwa Siliziumoxid, sorgt für eine höhere Energieausbeute. Zum einen wirkt die Schicht wie ein Spiegel, der langwelliges (also rotes und infrarotes) Licht in die aktive Schicht zurückwirft. Dadurch erhöht sich die Wahrscheinlichkeit, dass aus diesem Licht geladene Teilchen entstehen. Und zum anderen verhindert die Passivierung, dass jene Ladungsträger sich wieder zu einem Pärchen zusammenfinden und damit für die Stromerzeugung verloren sind. Eine besondere Art der Passivierung aus einer Kombination verschiedener dielektrischer Schichten mit lokalen Kontakten (PERC-Struktur) hat Schott Solar zum Beispiel bei dem gerade präsentierten Rekordmodul verwendet. Prinzipiell lässt sich dieses Design auch auf Rückkontaktzellen übertragen, um ihre Effizienz noch weiter zu steigern.

Eine weitere Eigenschaft, welche die Solland-Module so reizvoll für Schott Solar macht, ist ihre Langzeitstabilität. Schott besitzt am Standort Alzenau ein Qualitätslabor mit einer Vielzahl von Klimakammern. Dort lässt sich simulieren, wie Photovoltaikanlagen unter dem Einfluss von Wind und Wetter altern. Denn 25 Jahre sollen die Module mindestens halten, ohne in der Leistung nachzulassen.

Bisher wurde das für kristalline Zellen nachgewiesen mit den Kriterien der IEC-Norm 61215. Sie sieht vor, dass die Zellen 1.000 Stunden lang bei 85 Grad Celsius einer Luftfeuchtigkeit von 95 Prozent ausgesetzt werden. Ein zweites Modul wird dann einer Schockbehandlung unterzogen: 1.000 Mal wird es von minus 45 auf plus 85 Grad Celsius erhitzt und dann wieder abgekühlt.

Schott Solar legt aber noch strengere Maßstäbe an und verdoppelt die Testdauer beziehungsweise die Zahl der Zyklen. Die Solland-Module haben sich dabei bewährt, sagt Thomas Block: „Weil die MWT-Module einfacher aufgebaut sind, gibt es weniger potenzielle Fehlerquellen. Ihre Qualität ist so gut, dass sogar unsere Schott-Solar-Qualitätskriterien erfüllt werden.“

Solland und Schott Solar haben also offenbar gute Gründe, zuversichtlich in die gemeinsame Zukunft zu blicken. Beide Partner betonen, dass es in der Kooperation darum gehe, die Technologie reif für den Markt zu machen. Die Einführung solle jedoch getrennt voneinander auf unterschiedlichen Vertriebswegen erfolgen. Es gehe den Unternehmen nicht um ein einzelnes Produkt; man wolle vielmehr eine ganze Strategie auf den Weg bringen, eine Roadmap basierend auf der MWT-Technologie und den Methoden zur Modulintegration. Für die Zukunft sehen beide Firmen die Möglichkeit, beim Wirkungsgrad und der Reduktion der Kosten große Fortschritte zu machen.