Live-Blog von den pv magazine Roundtables Europe

Das Team von pv magazine bedankt sich bei allen Referenten, Teilnehmern und Sponsoren, die die letzten beiden Tage ermöglicht haben. Ein vollgepacktes Programm mit vier verschiedenen Cornerstones, also Thema, die die Solarindustrie derzeit umtreiben und auch vorantreiben. Dazu Networking-Sessions auf Englisch, Spanisch, Französisch und Deutsch sowie die Möglichkeit, sich direkt mit den Referenten der einzelnen Sessions im Nachgang zu unterhalten oder eben die Möglichkeit, beim direkten Networking zufällig auf interessate Gesprächspartner zu stoßen.

Im nächsten Jahr wird es eine Neuauflage unserer pv magazine Roundtables Europe geben. Wer nicht so lange warten will, der kann sich auf für unsere nächsten Events in diesem Jahr anmelden:

pv magazine Insight Australia im Oktober oder

pv magazine Roundtables USA im November.

Heute sind in Europa Batteriespeicher mit einer Leistung knapp vier Gigawatt installiert, berichtet Julian Jansen vom Analystenhaus IHS Markit. In 2030 werden es zehn Gigawatt sein. Die größten Märkte sind Deutschland und Großbritannien.

Zehn Gigawatt in 2030 – ein ordentliches Wachstum gegenüber heute, aber doch nur ein Hundertstel dessen, was nach den Modellierungen von Marta Victoria von der Universität im dänischen Aarhus bis 2050 nötig ist, um das europäische Energiesystem zu dekarbonisieren. Könnte man sich da etwas von den USA abschauen? Dort liegt die installierte Leistung heute zwar nur ein Viertel höher als in Europa. Dafür zieht die Nachfrage derzeit aber enorm an, sagt Jansen.

In den USA sind es vor allem Projekte vor dem Zähler, die den Markt ausmachen, berichtet Holger Wolfschmidt vom amerikanischen Speicherspezialisten Fluence. Ein Treiber sei dabei das Abschalten fossiler Kraftwerke. Diese Projekte seien sehr groß, Leistungen von 100 oder 200 Megawatt alles andere als selten. Ein sehr pragmatisch gestalteter regulatorischer Rahmen komme solchen Vorhaben zugute. Auf Europa lässt sich dies aber nicht übertragen, da hier die Strom-Infrastruktur viel besser sei – daher gebe es keinen so großen Druck, Speicherprojekte im industriellen Maßstab zu realisieren.

In Deutschland kommt die Nachfrage ganz überwiegend aus dem Residential-Bereich. Das liegt unter anderem an den hohen Stromkosten, die Anreize setzen, mit Batterien den Eigenverbrauch zu steigern, sagt Andreas Piepenbrink von Hagerenergy. Der Gebäudesektor werde in ganz Europa zum Turbo für die Installation der Speicher. Denn Klimaneutralität verlangt hier die Integration von Batterien.

Auch die Batterien von Elektrofahrzeugen sind eine wichtige Komponente für die Transformation des Energiesystems. In einem Vehicle-to-Grid-Pilotprojekt hat Octopus Electric Vehicles mit Partnern erprobt, welchen Beitrag Elektrofahrzeuge zur Stabilisierung der Netze leisten können. Claire Miller von Octopus Electric Vehicles zufolge liegen die finalen Ergebnisse noch nicht vor. Schon jetzt sei aber klar, wie wichtig es ist, den Autohaltern einen finanziellen Anreiz für netzdienliches Laden zu geben.

Innovationen bei der Leistungselektronik sind ein starker Hebel, die Kosten der Photovoltaik – und damit auch von grünem Wasserstoff – herunter zu bringen. Zwei Beispiele dafür präsentiert Filippo Carzaniga, Chef des italienischen Wechselrichter-Herstellers Fimer.

So hat Fimer eine neue, modulare Lösung für dezentrale Systeme entwickelt, deren Kosten Carzaniga zufolge um 0,7 bis 1,1 Cent pro Watt niedriger liegen als die aller anderen am Markt verfügbaren Produkte. Zudem könne man eine Verfügbarkeit von 99,9 Prozent garantieren.

Mit einer neuen, modularen Lösung für zentralisierte Systeme wiederum können Betreiber die Stromgestehungskosten um 1,5 bis 2,5 Prozent reduzieren, so Carzaniga. Die Verfügbarkeit steige um 0,4 Prozentpunkte.

Manfred Groh von Baywa re stellt drei Wasserstoff-Projekte seines Unternehmens vor. Dabei betont er, dass all diese Projekte nur mit Förderung wirtschaftlich sind.

Im Projekt SinneWetterStof installiert das Unternehmen mit Partnern in den Niederlanden einen 1,3-Megawatt-Elektrolyseur, der helfen soll, lokale Netzengpässe zu vermeiden. Die Anlage ist mit einem benachbarten 50-Megawatt-Solarpark gekoppelt. Der Wasserstoff wird an einen örtlichen Gashändler verkauft.

In Deutschland – wo, verrät Groh nicht – wird Baywa re bis Ende nächsten Jahres einen 5-Megawatt-Elektrolyseur installieren, der grünen Wasserstoff für eine Tankstelle produzieren soll. Betrieben wird er mit lokal erzeugten erneuerbaren Energien sowie Grünstrom aus dem Netz. Und in Barcelona ist das Unternehmen Teil eines Konsortiums, das ein Wasserstoff-Ökosystem für den dortigen Hafen aufbauen will.

Die nächsten Projekte, so Groh, werden deutlich größer sein. Der Strombezug über einen Direktliefervertrag (PPA) sei da grundsätzlich eine Option. Allerdings gebe es da je nach Standort regulatorische Hürden, die überwunden werden müssen.

Zwei Euro pro Kilogramm – das ist die magische Marke, unter der grüner Wasserstoff wettbewerbsfähig wird. Auf dem Weg dahin gilt es, das Henne-Ei-Problem der Branche zu lösen: Die Kosten der Elektrolyseure sinken nur dann, wenn die Fertigung skaliert wird. Das setzt eine Vielzahl von Großprojekten voraus. Diese werden aber nur dann realisiert, wenn die Elektrolyseure günstiger sind. Christian Pho Duc vom Schweizer Projektentwickler H2 Projects drückt dabei auf’s Tempo: „Die Technologien stehen bereit. Jetzt brauchen wir Projekte, damit die Elektrolyseur-Fertigung skaliert werden kann.“

Nach Ansicht von Aurélie Beauvais von Solarpower Europe bietet das „Fit for 55“-Paket die Chance, dieses Henne-Ei-Problem zu lösen. Eine solche politische Unterstützung ist unabdingbar, um grünen Wasserstoff wettbewerbsfähig zu machen. Dabei dürfe die Politik aber nicht farbenblind sein – eine Förderung von blauem Wasserstoff lehnt sie strikt ab. Ein Instrument könnte sein, für einzelne Industrien Quoten für grünen Wasserstoff festzulegen. Die Mehrkosten für die Endkunden wären oft überschaubar. Autos mit grünem Stahl zum Beispiel würden nur um 150 bis 200 Euro teurer.

Einen anderen Hebel sieht Jorgo Chatzimarkakis von Hydrogen Europe in einer angemessenen CO2-Bepreisung. Auch Carbon Contracts for Difference seien sinnvolle Werkzeuge.

Bei den Elektrolyseuren sei eine ähnliche Kostenreduktion möglich wie bei der Photovoltaik, ist Jan-Justus Schmidt, Mitgründer des Elektrolyseur-Herstellers Enapter, überzeugt – sofern die Anlagen als Massenprodukt verstanden werden. Deren Effizienz verbessert sich derzeit schnell. Heute seien rund 50 Kilowattstunden Strom nötig, um ein Kilogramm Wasserstoff herzustellen. Diese Zahl werde aber schon bald stark sinken.

Auf dem Papier geht gerade in der Branche enorm viel voran, was die Erzeugung von grünem Wasserstoff betrifft, beobachtet Christian Pho Duc vom Schweizer Projektentwickler H2 Projects – nun müssen die Vorhaben aber auch tatsächlich realisiert werden.

Die niedrigen Kosten der Photovoltaik spielen den Unternehmen dabei in die Karten. Allerdings bedeuten selbst Stromkosten von null Euro nicht zwingend, dass Projekte auch tatsächlich wirtschaftlich sind. Die Auslastung der Elektrolyseure ist hier ein zentraler Faktor.

Ein interessantes Geschäftsmodell sieht Pho Duc dabei in der Erweiterung bestehender, ins Netz einspeisender Solarparks für die Erzeugung von Wasserstoff vor Ort.

„Yes we can“ sagt Marta Victoria von der Universität im dänischen Aarhus zum Ziel, das gesamte europäische Energiesystem bis 2050 zu dekarbonisieren. Wie das geht, hat sie in mehreren Szenarien modelliert. Dabei zeigt sich, dass eine frühe und stetige Reduktion der CO2-Emissionen kostengünstiger ist als eine späte, heftige.

In den kommenden 15 Jahren müsse der Schwerpunkt auf einen massiven Ausbau der Photovoltaik und der Windenergie liegen. Ab 2035 verschiebe sich der Investitionsfokus auf Speicher und Wasserstoff-Infrastruktur.

Wasserstoff ist erste Wahl, wenn es um die Systemintegration der Windenergie geht, so Victoria. Die Photovoltaik dagegen lasse sich am besten mit Batteriespeichern ins System einbinden. Sie hat berechnet, dass bis 2050 europaweit insgesamt 1000 Gigawatt an stationärer Batterie-Leistung verfügbar sein muss. Würde man statt auf stationäre allein auf Batteriespeicher in Elektrofahrzeugen setzen, sei der Bedarf noch einmal deutlich größer.

Eine Voraussetzung für den Aufbau einer starken Fertigung in Europa ist schon mal gegeben, sagt Edurne Zoco vom Analystenhaus IHS Markit: ein starker lokaler Markt. Dass sich die Unternehmen, die bereits hier produzieren, vielfach auf High-End-Produkte fokussieren, sei ein guter Startpunkt. „Europa muss sich differenzieren. Besonders interessant ist da die Heterojunction-Technologie“, sagt sie. Bei dieser Welle könne Europa von Anfang an ganz vorn mitschwimmen. Hilfreich für „made in Europe“ wäre zudem, wenn die Politik unterstützen würde, etwa mit Vorgaben zu lokalem Content oder zum ökologischen Fußabdruck.

Und es gibt noch mehr Punkte, die für eine europäische Produktion sprechen, meint Laura Sartore vom italienischen Anlagenbauer Ecoprogretti. Allen voran die Flexibilität, die sich durch die Nähe zu den Kunden einstellt. Sie sei nicht nur wegen der Logistik wichtig, sondern auch, um die Produkte an die lokalen Erfordernisse anzupassen. Als Beispiel nennt sie die vielen unterschiedlichen Dachtypen, die es in Europa gibt. Zudem weist Sartore darauf hin, dass die Logistik-Kosten für Importe aus China mittlerweile überproportional ins Gewicht fallen, weil die Fertigung selbst durch die Automatisierung so günstig geworden ist.

Ein geostrategisches Argument für „made in Europe“ nennt Vartan Oskanian vom Modulhersteller Recom: „Europa war lange Zeit vom Import fossiler Energien abhängig. Jetzt, mit der Energiewende, ist der Zeitpunkt, mehr Unabhängigkeit bei der Energieversorgung zu gewinnen. Dazu gehört auch, die eigene Photovoltaik-Wertschöpfungskette zu stärken!“

Die bestehenden europäischen Zell- und Modulfabriken sind überwiegend klein. Wären größere Werke nicht wirtschaftlicher, wenn in Europa eine starke Fertigung aufgebaut werden soll? Nicht zwingend, meint Sartore. Denn bei den Materialkosten fällt kaum ins Gewicht, ob man für wenige hundert Megawatt oder einige Gigawatt einkauft. Zudem halte die Automatisierung die Personalkosten auch in kleinen Werken niedrig.

Alex Barrows von Exawatt ist dagegen zumindest bei Standardprodukten überzeugt: Size does matter. Kleine Fertigungsstätten hätten dagegen den Vorteil, dass es einfacher ist, sich mit seinen Produkten vom Wettbewerb zu differenzieren. Was die Umweltfreundlichkeit betrifft, sieht Barrows keinen Unterschied zwischen kleinen und großen Werken. Entscheidend sei vielmehr, wie der verwendete Strom produziert wird. Kleine Wafer-Fabrikanten in Norwegen zum Beispiel stünden hier hervorragend da, weil sie vom grünen Strommix des Landes profitieren. Allerdings spiele der ökologische Fußabdruck bei den Einkäufern derzeit praktisch noch keine Rolle. „Solange die Politik die Nachhaltigkeit in der Photovoltaik nicht zum strategischen Ziel erklärt, wird sich daran auch nichts ändern“, ist er überzeugt.

Wie für andere Branchen, etwa die Unterhaltungselektronik oder die Lebensmittelproduktion, ist es für die Photovoltaik gar nicht so einfach, den eigenen ökologischen Fußabdruck zu bestimmen, sagt Lubmila Jordanova von Plan A (das Unternehmen hat eine Software entwickelt, mit denen Firmen ihre CO2-Emissionen bestimmen können). Denn ein Großteil der Emissionen des Endprodukts fällt bei den Zulieferern an. Hier Partner zu finden, die nachgewiesen nachhaltig arbeiten, ist eine echte Herausforderung, sagt Jordanova.

Wie Nachhaltigkeit ganz konkret geht, führt Michele Vannini vom italienischen Polyesterfilm-Hersteller Coveme vor: Das Unternehmen arbeitet derzeit an einem geschlossenen Kreislauf für das Recycling von Rückseitenfolien. Dabei wird das Material entfernt und depolymerisiert. Dabei entsteht ein Monomer-Material, das sich nach der Entfernung von Störstoffen erneut polymerisieren lässt, um daraus Filme zu fertigen. Dessen Qualität ist Vannini zufolge weitestgehend vergleichbar mit neuem Material.

Coveme will im nächsten Schritt das bislang im Labormaßstab erprobte Verfahren nun in größerem Maßstab validieren. Zudem sucht das Unternehmen Partner, um das Konzept auszurollen.

Meyer Burger geht voran: Das Schweizer Unternehmen hat jetzt in Deutschland eine Fabrik für Heterojunction-Zellen und -Module in Betrieb genommen. Nur acht Monate hat es gedauert, die Werke an den Start zu bringen, berichtet CEO Gunter Erfurt. In den kommenden Jahren soll die Fertigungskapazität massiv ansteigen. Bis 2025 will das Unternehmen bei Residential-Modulen einen Marktanteil von 13 Prozent erreichen.

Erfurt sieht eine Reihe von Alleinstellungsmerkmalen für seine Produkte: unter anderem die Performance, die Nachhaltigkeit der Produktion, die Fertigung in Deutschland, den Verzicht auf Blei, die geringe Degradation. All das gebe Meyer Burger die Möglichkeit, für die Module einen hohen Preis zu nehmen. Der sei kein Wettbewerbsnachteil. Denn letztlich sind nicht die Dollar pro Wattpeak entscheidend, sondern die Stromgestehungskosten. Und hier schneide Meyer Burger hervorragend ab. Daher sind die Module nicht nur für den Residential-Bereich, sondern auch für Kraftwerksprojekte attraktiv, sagt Erfurt.

Auch der Dresdener Anlagenbauer Von Ardenne setzt auf Effizienz, Performance und Qualität, wie der Vice President Photovoltaics Sebastian Gatz berichtet. Großes Potenzial sieht das Unternehmen unter anderem in Tandem-Zellen. Die Skalierung, die Stabilität und die Prozessgestaltung seien dabei die großen Herausforderungen. „Hier ist aber derzeit sehr viel Bewegung“, betont Gatz.

Die Corona-Pandemie führt vor Augen, wie wichtig der Aufbau einer starken europäischen Photovoltaik-Fertigung ist. Denn in ihrer Folge sind die Logistik- und Modulkosten stark gestiegen, berichtet Matthew King von Belectric. Auch die Lieferketten seien vereinzelt beeinträchtigt gewesen. Der Projektierer habe deshalb einige Projekte anpassen müssen.

Dafür brauche es aber eine starke politische Unterstützung, betont Naomi Chevillard von Solarpower Europe. Verglichen mit dem, was in Europa in den nächsten Jahren in den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft gesteckt werden, sei der Bedarf jedoch gering. Investoren würden momentan sehr genau hinhören, welche Signale hier aus der Politik kommen. Johan Lindahl vom European Solar Manufacturing Council plädiert dafür, für diese Aufgabe auch Gelder aus den Corona-Hilfspaketen der EU zu verwenden. „Bei Zellen und Modulen haben wir in Europa ein massives Handelsdefizit. Das gilt es jetzt zu verringern“, erklärt er. Dies sei auch wichtig mit Blick auf den Arbeitsmarkt in der EU.

Die Branche solle sich allerdings nicht der Illusion hingeben, dass eine komplett autarke Produktion in Europa möglich ist, sagt Jenny Chase von BloombergNEF. Dazu sind die Lieferketten viel zu sehr über Kontinente hinweg verwoben. Sie ist überzeugt, dass die jüngsten Preissteigerungen auch bei einer deutlich stärkeren Produktion in Europa zu beobachten gewesen wären. Denn europäische Hersteller sind genauso von den höheren Kosten für Vorprodukte wie Silizium oder Aluminium betroffen. Zudem warnt sie vor den Risiken, die mit der Ausweitung der Fertigung in Europa verbunden sind. Neue Werke seien wegen der rasanten technologischen Entwicklung innerhalb von fünf Jahren veraltet. „Die Photovoltaik ist eine schreckliche Branche“, sagt Chase lachend.

Wie viel Photovoltaik künftig in Europa produziert wird, hängt allerdings nicht nur von der Unterstützung der Politik ab. Auch eine höhere Nachfrage nach grüneren Produkten könnte hier einiges bewirken. Belectric-Experte King berichtet, dass Investoren vermehrt vorgeben, welche Module in den Projekten zum Einsatz kommen sollen. Würde hier besonders Augenmerk auf Nachhaltigkeit gerichtet, käme dies der Fertigung in Europa zugute.

Eine starke europäische Photovoltaikindustrie ist unabdingbar, um die europäischen Klimaziele zu erreichen, sagt Sven Giegold, der für die Grünen in Deutschland im Europaparlament sitzt. Er warnt vor einer Abhängigkeit von China – „wir können uns keine Ausfälle in den Lieferketten leisten“, betont Giegold.

Die europäische Industriepolitik müsse den Aufbau einer breit gefächerten Fertigung unterstützen, fordert der Europapolitiker. Das gebe privaten Geldgebern Anreize, in die Branche zu investieren. Er hält es für naiv zu glauben, es gehe ohne staatliche Unterstützung. „China macht das schließlich auch, vor allem um geostrategischen Einfluss zu gewinnen“, erklärt er.

Zugleich fordert Giegold, bei Importen sicher zu stellen, dass die Menschenrechte und Arbeitsschutz-Standards eingehalten werden. Das sein kein Protektionismus, sondern vielmehr eine Pflicht, um den eigenen Werten gerecht zu werden. Zudem spricht er sich für die Einführung eines CO2-Grenzausgleichs aus. Damit würden gleiche Wettbewerbsbedingungen geschaffen. Importe müssten denselben Klimaschutz-Standards entsprechen wie Produkte made in Europe. Zugleich äußert Giegold die Hoffnung, dass dieses Instrument eines Tages womöglich gar nicht mehr notwendig ist – dann nämlich, wenn alle Staaten tatsächlich im Einklang mit dem Pariser Klimaabkommen agieren.

Bereits um 9 Uhr startet unsere nächste deutsche Networking-Session für Frühaufsteher. Diesmal wird Cornelia Lichner die Chancen von grünem Wasserstoff in Industrie, Gewerbe und Haushalt in Deutschland diskutieren. Eine sehr gute Vorbereitung auf unseren Cornerstone 4 „Innovation Hub“ ab 14 Uhr.

Zuvor jedoch wird es noch eine lebhafte Diskussion über „Made in Europe“ geben. Dies ist unser Cornerstone 3, der ab 10 Uhr startet. Das Thema, kommt die Produktion jetzt nach Europa zurück und ist sie hier auch wettbewerbsfähig möglich, wollen wir dann in unserer Networking-Session am Nachmittag ab 16 Uhr nochmal vertiefen. Wir erwarten Gunter Erfurt, CEO von Meyer Burger, als prominenten Gesprächspartner.

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Ein kleiner Solarpark, ein alter Zentralwechselrichter, dessen Hersteller nicht mehr am Markt ist – sollte man da sicherheitshalber den Inverter austauschen? Jörg Hackbarth von Sonnedix rät dazu, so vorzugehen, als wäre die Anlage ein altes Auto: also eine sorgfältige Bestandsaufnahme zu machen, um kalkulieren zu können, ob die Investition sinnvoll ist. Dabei gelte es, nicht nur technische, sondern auch rechtliche und finanzierungsbezogene Fragen zu berücksichtigen. So könne ein Austausch in manchen Ländern Auswirkungen auf die Vergütung haben.

Michael Heidenreich vom Wechselrichter-Hersteller Goodwe empfiehlt dagegen wenig überraschend, den Inverter zu ersetzen. Das würde auch Georg Schulz vom Versicherer Ariel Re begrüßen. „Man müsste uns als Versicherer in diesem Fall schon einen wirklich guten Grund liefern, den Wechselrichter nicht auszutauschen“, erklärt er.

Eine Untersuchung von Dupont in mehreren Solarparks hat ergeben, dass 16 Prozent der analysierten Module Schäden auf der Rückseite zeigen. Bei zwei Drittel davon kann es zu Rissen kommen, berichtet Lucie Garreau von Dupont. Das Unternehmen hat eine Art Klebefolie entwickelt, mit dem sich solche Schäden reparieren lassen. Dieses Material aufzubringen ist komplizierter als es erscheint. Denn Garreau betont, dass die Arbeiten mit großer Sorgfalt von qualifizierten Experten ausgeführt werden müssen. Nötig sei zudem ein vorangehendes Audit, bei dem genau zu untersuchen sei, ob sich das überhaupt lohnt. Die Expertin verweist darauf, dass eine Reparatur oft deutlich einfacher und wirtschaftlicher ist als ein Ersatz beschädigter Module. Letzteres sei wegen der Konsolidierung des Strings mit weitaus größerem Aufwand verbunden.

Steven Xuereb vom PI Berlin zufolge hängt die Frage, ob eine Reparatur tatsächlich sinnvoll ist, ganz wesentlich von der Garantiesituation ab. Modulhersteller koste eine solche Reparatur nur halb so viel wie ein Ersatz. Das gebe ihnen einen Anreiz, bei einem Garantiefall auf die Behebung des Schadens zu setzen. Xuereb rät seinen Kunden dazu, bei der Beschaffung darauf zu drängen, mit entscheiden zu können, wie hier verfahren wird.

Wie in konkreten Fällen in dieser Frage vorgegangen wird, schildert er unter anderem anhand eines 20-Megawatt-Parks in Italien, in dem bei einem Viertel der Module Probleme bei der Rückseite aufgetreten sind. Zu Rissen ist es dort aber noch nicht gekommen. Die Herstellergarantie war ausgelaufen. Der Asset Manager hat nun eine visuelle Prüfung sowie Laborstests vorgenommen und die Module auf dieser Basis in Risikoklassen eingeteilt. Anhand dessen hat er Geld für Reparaturen oder Ersatzmaßnahmen zurückgelegt. Die Tests werden nun im zweijährigen Rhythmus wiederholt und die Rücklagen bei Bedarf angepasst.

Lange Zeit waren einachsige Tracker berüchtigt für ihre Störanfälligkeit. Die Industrie hat reagiert und das Design der Anlagen grundlegend überarbeitet. Ist das Thema damit vom Tisch?

Das kann man so pauschal nicht sagen, sagt Gerhard Weinrebe vom unabhängigen Ingenieurunternehmen SBP Sonne. Auch wenn Tracker eines Herstellers identisch aussehen, sind sie doch für ein konkretes Projekt, einen Standort maßgeschneidert. Die Maßgabe ist vor allem die Windlast, ergänzt Markus Balz, ebenfalls bei SBP Sonne tätig. Langjährige Werte zu Windstärke und -richtung, die die Windlast beeinflussende Umgebung und auch der Luftdruck müssen bei der Auslegung der Tracker berücksichtigt werden. „Das ist eine komplexe Aufgabe, die mit Blick auf Sicherheit und Wirtschaftlichkeit mit hoher Präzision ausgeführt werden muss“, sagt Balz. Auch das Modulmaß gilt es zu berücksichtigen, weil dies ebenfalls Einfluss auf die Eigenschwingung des Trackers ist. Bei falscher Auslegung kann es in den Modulen dadurch schnell zu Mikrorissen kommen.

Auch Alex Roedel von Nextracker betont, dass sich ein sorgfältiges Engineering im Vorfeld langfristig bezahlt macht – auch weil neue Anlagen heute vermehrt in Risikoregionen entstehen. Als Beispiel nennt er einen Standort in Dänemark in unmittelbarer Nähe zu einem Windpark. Oder Anlagen in Regionen etwa in der Türkei oder Griechenland, wo es bislang noch keine Erfahrungen mit dem Einsatz von Trackern gibt. „Eine gute Vorarbeit schützt das Investment“, sagt Roedel.  Dabei gelte es zu beachten, dass größere Module das Schwingungsverhalten der Tracker verändern. Die in der Vergangenheit für kleine Module genutzten Kalkulationen müssen daher angepasst werden.

Balz sieht hier auch die Investoren und Entwickler in der Pflicht. Sie sollten mehr Aufwand bei den Spezifikationen betreiben und die Anforderungen genauer definieren. Allerdings müsse man vermeiden, bei den Vorgaben über das Ziel hinaus zu schießen, da sonst die Wirtschaftlichkeit leidet.

A propos Wirtschaftlichkeit: Wäre es nicht sinnvoller, gleich kleine Module zu verwenden, um so die Belastungen für den Tracker geringer zu halten? Ganz klar nein, meint Balz: „Large is beautiful“, so der Experte. Das sieht Roedel ähnlich. Selbst wenn der Tracker mit größeren Modulen etwas teurer werde, bedeute das nicht, dass die Wirtschaftlichkeit dann auch geringer ist.

Der Markt für bifaziale Module ist ein Senkrechtstarter – und hebt dabei gar noch schneller ab als erwartet, sagt Roberto Murgioni von Jinkosolar. In 2020 lag der Marktanteil bei 20 Prozent, im kommenden Jahr sollen es nach seinen Angaben 30 Prozent sein, in 2030 insgesamt 70 Prozent. Der Mehrertrag gegenüber monofazialen Modulen liege in der Regel zwischen 5 und 15 Prozent.

Da bifaziale Module erst seit wenigen Jahren in Serie gefertigt werden: Wie sieht es da mit der Finanzierung von Großanlagen aus? Murgioni berichtet von einem 204-Megawatt-Projekt mit bifazialen Modulen in Griechenland. Der Finanzier, die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung EBRD, machte für sein Engagement zur Voraussetzung, dass die Module 5 Prozent mehr Ertrag liefern als monofaziale Produkte. Als Beleg forderten die Banker anlagenspezifische Testprotokolle, die dann ein unabhängiges Institut erstellt hat. Abgesichert wurde das Projekt durch eine Versicherung.

Generell ist die exakte Prognose der Erträge einer Anlage mit bifazialen Modulen eine echte Herausforderung, sagt Murgioni. Denn schließlich hängen diese vom Albedo ab, was die Kalkulation sehr komplex macht.

Bei Finanzierungen gibt es mit der neuen EU-Taxonomie jetzt ein neues Klassifikationssystem, das Anlegern dabei helfen soll, grüne Investments zu erkennen. Dabei sind klimabezogene Faktoren nur ein Aspekt. Auch muss unter anderem sichergestellt sein, dass eine Investition Standards etwa zum Ressourcenschutz oder zur Biodiversität gerecht wird sowie soziale Anforderungen, etwa im Bereich des Arbeitsschutzes, erfüllt.

Was bedeutet die neue Taxonomie für die Photovoltaik? Lediglich mehr Bürokratie – oder erfordert sie doch größere Anpassungen? Giulia Guidi von Next Capital ist überzeugt: „Die Taxonomie löst einen echten Wandel in Mindset und Management aus!“ Wer Kapital einwerben will, muss absolute Transparenz auf zahlreichen ökologischen und sozialen Feldern schaffen. „Wir fragen etwa nach der Diversity im Unternehmen, nach dem Abfallmanagement, nach der Biodiversität in den Anlagen“, nennt Guidi als Beispiele. Sie weist darauf hin, dass die EU mit ihrer Taxonomie auch für andere Regionen der Welt einen Standard setzt. Daher sollten sich auch Unternehmen außerhalb der EU damit auseinandersetzen, selbst wenn sie aktuell nicht direkt davon betroffen sind, empfiehlt sie. Denn so können sie im Wettbewerb einen Vorsprung gewinnen.

Alle Projektierer sollten die Kriterien der Taxonomie von Anfang an berücksichtigen und ihre Leistungen transparent machen, rät Carsten Auel von Deloitte – auch wenn sie zunächst nur für diejenigen relevant ist, die sich am Kapitalmarkt finanzieren. Denn wenn sie ihre Projekte später an einen institutionellen Investor verkaufen wollen, müssen sie die Anforderungen ohnehin erfüllen.

Nachhaltige Geschäftsmodelle führen zu mehr Wachstum und vermeiden Reputationsrisiken und damit mögliche Wertverluste, betont Tanja van den Wouwer von Encavis. „Die Taxonomie zu ignorieren ist keine Option!“, ist sie überzeugt.

Wie kann man den Qualitäts- und Ausfallrisiken begegnen? Wo sind die Hebel, sie zu minimieren? Andrea Viaro von Stäubli Electrical Connectors sieht unter anderem die Hersteller in der Pflicht, ihre Produkte so zu gestalten, dass sie sich möglichst einfach installieren lassen. Auch müsse sichergestellt sein, dass die Installateure ausreichend qualifiziert für ihre Aufgabe sind. Zudem rät er Anlagenbetreibern, über die ganze Lebenszeit des Systems ausreichend Ersatzteile vorzuhalten, so dass bei Ausfällen und Fehlern eine schnelle Reparatur erfolgen kann.

Frédéric Dross von Senergy Technical Services empfiehlt, bei der Beschaffung aller Komponenten auf unabhängige Tests zu achten. Zudem sollten Einkäufer auf Nischenprodukte verzichten. Projektierer, so Dross, sind darüber hinaus gut beraten zu kontrollieren, ob die Standardprozesse der Installateure in Einklang stehen mit den Vorgaben der Hersteller.

Auf gar keinen Fall darf man beim Thema Qualität die langfristige Perspektive vergessen, warnt Ragna Schmidt-Haupt von Everoze, die Due-Dilligence-Prüfungen von Photovoltaik-Projekten vornimmt – schließlich sind die Anlagen 20 Jahre und länger in Betrieb. Ein wichtiger Punkt ist hier unter anderem die Gestaltung der Garantiebedingungen. Als weiteren zentralen Aspekt bei Due Dilligence nennt die Expertin die Frage, ob es einen Ersatz gibt, wenn ein Lieferant im Laufe der Betriebszeit der Anlage vom Markt verschwindet. Besonders Augenmerk sollte zudem auf das Monitoring- und Wartungskonzept gelegt werden. Was ist hier über den Betriebszeitraum vorgesehen? Können die Fristen verkürzt werden? Das sind zwei Fragen, die im Rahmen der Due Dilligence genau geprüft werden sollten, so Schmidt-Haupt.

Case Studies aus der Industrie

Die hochwertigsten Module sind nichts wert ohne Wechselrichter, die den gleichen Qualitätsanforderungen gerecht werden, sagt Robert von Keulen vom Inverter-Hersteller Growatt. Größere Module bedeuteten höhere Stromstärken – eine Herausforderung für die Wechselrichter. Sein Unternehmen begegnet dem mit einem fünfstufigen System zur Qualitätssicherung, das beim Design Engineering beginnt und umfassende Tests im gesamten, vollautomatischen Fertigungsprozess integriert. Das Unternehmen hat kürzlich eine neue Fertigungsstätte in China mit einer Kapazität von 20 Gigawatt pro Jahr eröffnet.

Qualität hat nicht nur eine technische Dimension, sondern ist auch eine Frage der Nachhaltigkeit, in ökologischer wie sozialer Hinsicht. Wie das Sunpower-Spin-off Maxeon dies einlöst, erläutert dessen Chief Legal Officer Lindsey Wiedmann. So hat das Unternehmen den Nachhaltigkeitspakt der Vereinten Nationen (UN Global Compact) unterzeichnet. Maxeon ist nach Wiedmanns Angaben der einzige Hersteller der Branche, der sich einem Zero-Waste-Konzept verschreiben hat. Zudem mache man komplett transparent, welche Materialien in den Modulen verwendet werden. Fünf Werke des Unternehmens sind nach dem LEED-Nachhaltigkeitsstandard zertifiziert.

Dass es bei neuen Technologien, Verfahren und Produkten anfangs immer wieder zu Qualitätsproblemen kommt, ist nicht wirklich überraschend. So wundert es auch nicht, dass auch bei den neuen, derzeit sehr im Trend liegenden größeren Zell- und Modulformaten wie M10 oder G12 von Schäden, Mindererträgen und anderen Widrigkeiten zu hören ist – etwa von Ertragsverlusten bei geringer Einstrahlung, von Mikrorissen oder von Laminierungsdefekten.

So zeigen George Touloupas von Clean Energy Associates zufolge Elektrolumineszenz-Tests (EL-Tests) in letzter Zeit vermehrt Qualitätsmängel an. Er führt dies unter anderem auf die Einführung von Halbzellen, die Verwendung von Multi-Wire-Busbars sowie das schnelle Hochfahren von neuen Produktionslinien zurück. Er plädiert dafür, mehr EL-Tests durchzuführen – und mehr Prüfstufen in der gesamten Prozesskette einzuführen, in den Fabriken genauso wie bei der Installation der Anlagen.

Allerdings gibt es große Unterschiede, was die Aussagekraft von EL-Tests betrifft, betont Jay Lin von PV Guider. Oft genug sind die im Test generierten Bilder nicht hoch genug aufgelöst oder verschwommen. Mit besseren Bildern lassen sich Mikrorisse viel besser erkennen, so Lin. „Die Bildqualität ist extrem wichtig, um das Ausfallrisiko zu minimieren“, betont der Experte. Er weist zudem darauf hin, dass Mikrorisse oft auch erst beim Transport und bei der Installation entstehen. Daher sollten auch im Feld EL-Tests durchgeführt werden, rät Lin.

Hongbin Fang von Longi Solar zufolge gibt sein Unternehmen diesem Thema allerhöchste Priorität. Er nennt als Maßnahme zur Qualitätssicherung unter anderem das selbst entwickelte „Smart Soldering“-Verfahren. Einen anderen Ansatzpunkt stellt Simon Meijer von Coolback Company vor: die Reduktion der Modultemperatur. Das Unternehmen hat eine Struktur zur passiven Rückseiten-Kühlung der Panels entwickelt. Das soll nicht nur den Stromertrag steigern, sondern auch die Degradation verringern. Modul-Garantiezeiten von 30 Jahren seien damit kein Problem, sagt Meijer.

Das System im Blick

Die größeren Modulformate bedeuten bei der Installation nicht nur in mechanischer, sondern auch in elektrischer Hinsicht eine neue Herausforderung, so Josep Tienda von Shoals Technologies. Sein Unternehmen bietet deshalb spezielle Plug&Play-Konnektoren ab, die den Prozess vereinfachen. Das vermeidet Defekte, so Tienda – und verringert den Zeitaufwand bei der Installation drastisch.

Cormac Gilligan von IHS Markit weist darauf hin, dass größere Formate, ungeachtet der Qualitätsfrage, nicht zwingend zu einer höheren Wirtschaftlichkeit der Anlage führen. Vielmehr gelte es, bei der Rechnung auch die Integration der Module in das gesamte System sowie die Interaktion der einzelnen Komponenten zu betrachten.

Seien Sie live dabei, wenn die pv magazine Redakteure aus Berlin und die über 2.500 angemeldeten Teilnehmer in etwas mehr als einer Stunde die virtuellen pv magazine Roundtables Europe eröffnen! Wenn Sie bereits auf den Beinen sind, können Sie an unseren deutsch- und englischsprachigen Networking-Sessions teilnehmen, die von 9 bis 10 Uhr laufen.

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Cornerstone 1

Zwischen 10 und 12 Uhr hören Sie von zwölf Experten mehr über die Aufrechterhaltung von Qualität bei gleichzeitig rasanter technologischer Entwicklung. Die Entstehung und die Installation von großformatigen und leistungsstarken Modulen werden diskutiert, wobei der Schwerpunkt auf Qualitätsproblemen liegt, darunter kristalline Defekte in größeren Wafern, Zellschneideprozesse und -abstände, die zu Rissen führen können, eine Zunahme von Defekten infolge von Zellströmen, Laminierungsdefekte aufgrund von Prozessänderungen und die Ausrichtung von Multi-Busbars.
Methoden für ein effektives Risikomanagement werden ebenfalls in diesem ersten von vier Cornerstones – wie wir unsere Sessions getauft haben – angesprochen, einschließlich der Frage, wie viele Akteure an der Risikoverteilung beteiligt sind. Ein weiterer Schwerpunkt der Sitzung liegt auf der Frage, wie die Rollen von Banken, Versicherungen, EPC-Unternehmen, Herstellern und Investoren effektiv bestimmt werden können.

Zwischen den Sessions sind Sie eingeladen zu unseren Networking und Meet the Speaker Sessions, zwischen 12 und 13 Uhr.

Cornerstone 2

Um 14 Uhr findet unser zweiter Cornerstone zum Thema „Due Diligence“ statt: Finanzielle, vertragliche und technische Perspektiven einer sich entwickelnden Solarindustrie werden diskutiert. Auch dazu wird es ein Panel von zwölf Experten geben, die Fragen erörtern wie: Sind Solarprojekte immer eine nachhaltige Investition? Wie können Käufer sicher sein, dass eine Anlage ein lukratives Investment ist? Und wie können Projektentwickler die Anforderungen erfüllen, die von Asset Managern gestellt werden?

Deutsche Networking-Session zum Ausklang des ersten Tages

Im Anschluss des ersten Tages wird es von 16 bis 17 Uhr noch eine weitere Networking-Session auf Deutsch geben. Dabei soll es um das Thema Akzeptanz von großen Photovoltaik-Anlagen gehen. Investor Johannes Espach wird über seinen bislang steinigen Weg berichten, den Bau einer Freiflächenanlage in Sinzing durchzusetzen. Zudem werden German Lewizki von Sunbeam sowie Sebastian Golz vom Fraunhofer ISE dabei sein, die sich bereits eingehend mit dem Thema beschäftigt haben.

In unserem Live-Blog finden sie alles Wichtige von der Veranstaltung und verpassen nichts.