Der in Deutschland ansässige Perowskit-Photovoltaik-Spezialist Oxford PV plant, seine Perowskit-Silizium-Tandem-Produkte im Jahr 2028 in Serie zu produzieren, vor allem aufgrund von Verbesserungen der Tandem-Zuverlässigkeit und kontinuierlichen Steigerungen der Energieumwandlungseffizienz. „Wir streben bis 2032 eine jährliche Steigerung der Moduleffizienz um ein Prozent an“, erklärte David Ward, CEO von Oxford PV, in einem Interview mit pv magazine auf dem World Future Energy Summit (WFES) vergangene Woche in Abu Dhabi in den Vereinigten Arabischen Emiraten.
„Derzeit haben unsere Module einen Wirkungsgrad von 24 Prozent. Nächstes Jahr wollen wir einen Wirkungsgrad von 25 Prozent bei einer Lebensdauer von 10 Jahren erreichen, während wir für 2027 einen Wirkungsgrad von 26 Prozent und eine Lebensdauer von 15 Jahren erwarten. Bis 2028 streben wir einen Wirkungsgrad von 27 Prozent und eine Lebensdauer von 20 Jahren an“, sagt Ward weiter.
Er erklärt, dass eine Lebensdauer von 20 Jahren für die Kommerzialisierung von Tandemprodukten entscheidend sein werde. „Entwickler streben keine 40 Jahre an, sondern sind eher an den Stromgestehungskosten (LCOE) interessiert. Solange der Preisaufschlag durch eine höhere Stromproduktion ausgeglichen wird und die Stromgestehungskosten niedriger sind, wird das Interesse deutlich steigen“, sagte Ward.
Weiterer Produktionsstandort wird gesucht
Oxford PV evaluiere derzeit mehrere Standorte für zukünftige Produktionsstätten zusätzlich zu seinem bestehenden Werk in Brandenburg an der Havel. „Wir sind sehr zufrieden mit unserem Produktionsbetrieb in Brandenburg, wo wir Pilotprodukte für den Kraftwerks-, Gewerbe- und Industriemarkt sowie Spezialprodukte für nicht-terrestrische Anwendungen herstellen“, sagte Ward. „Wir suchen auch nach geeigneten Standorten für eine Handvoll weiterer Anlagen und streben den Produktionsstart an einem neuen Standort Ende 2027 oder Anfang 2028 an.“
Der Nahe Osten, die USA und Europa werden in Betracht gezogen. „Was China betrifft, haben wir bereits eine klare Strategie: Wir sind eine Partnerschaft mit Trina Solar für die Lizenzierung in der Region eingegangen“, sagte Ward und verwies auf die im April unterzeichnete exklusive Lizenzvereinbarung. „Es ist unwahrscheinlich, dass wir dort selbst produzieren werden, da Trina Solar und seine Unterlizenznehmer dies übernehmen werden.“
Die Zelltechnologie von Oxford PV wird in erster Linie zur Herstellung von Top-Zellen für Tandemarchitekturen verwendet werden. „Unser Unternehmen konzentriert sich eher auf Tandemprodukte als auf Perowskit-Einzelzellen“, sagte Ward. „Das bedeutet, dass wir die unteren Siliziumzellen für unsere Tandemprodukte von externen Lieferanten beziehen werden. Wir können sowohl Topcon- als auch Heterojunction-Zellen verwenden, da wir in Bezug auf die Siliziumtechnologie relativ agnostisch sind. Allerdings würden wir anfangs wahrscheinlich Heterojunction bevorzugen, da wir damit mehr interne Erfahrung haben. Die Umstellung auf Topcon wäre jedoch keine große Herausforderung.“
Ward fügte hinzu, dass in diesem Jahr möglicherweise weitere öffentliche Daten aus Perowskit-Photovoltaik-Testanlagen veröffentlicht werden, was dazu beitragen würde, das Vertrauen von Investoren und Interessengruppen zu stärken. „Ich gehe davon aus, dass 2026 nicht nur ein Jahr der Entwicklung mit Kunden sein wird, sondern auch ein Jahr mit verstärkten Lizenzaktivitäten, über die wir öffentlich sprechen können. Das Interesse, das wir derzeit beobachten, zeigt, dass die Branche aktiv an Perowskit-Silizium-Tandems arbeitet.“
In Bezug auf die Preisgestaltung sagte Ward, dass der mit neuen Technologien typischerweise verbundene Aufpreis kein großes Problem darstellen sollte. „Was wirklich zählt, ist das Erreichen niedrigerer Stromgestehungskosten“, sagte er. „Die Perowskit-Seite der Zelle ist an sich nicht teuer. Die Materialien sind nicht kostspielig, und es gibt keine kritischen oder ungewöhnlich teuren Prozessschritte. Der mit Abstand größte Teil der Kosten für Tandemzellen entfällt nach wie vor auf die Siliziumzelle.“
Oxford PV stellte im Juni 2024 sein erstes Perowskit-Silizium-Tandem-Solarmodul mit einem Wirkungsgrad von 26,9 Prozent vor. Einige Monate später gab das Unternehmen die Markteinführung von Perowskit-Silizium-Tandemmodulen in den USA bekannt. Das Unternehmen begann 2014 mit der Entwicklung seiner Perowskit-Tandemmodule und gibt an, einen „klaren Fahrplan” zu haben, um den Wirkungsgrad dieser Technologie auf mehr als 30 Prozent zu steigern.
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Aktuell streben die Entwickler vielleicht keine 40 Jahre Lebensdauer an, weil die Fortschritte noch riesig sind und sich Repowering nach ein paar Jahren mehr lohnt als die alten Module weiter zu nutzen. Das wird sich ändern.
Frag mich, wer die Module mit 10,15 Jahren Lebensdauer kaufen soll, wenn kurze Zeit später Module mit 20 Jahren Lebenzeit rauskommen.
Viel deutlich kann man kaum vom Kauf in den nächsten Jahren abraten.
Spannender Mechanismus. Vielleicht ein wenig vergleichbar mit Festplatten.
Antwort dort: keiner will die mehr haben. Sie kommen in den Schrott. Auch wenn sie noch funktionieren. Wenn neuere Technologie den alten Stand qualitativ und preislich so weit überholt hat, verliert die alte ihren Wert nahezu komplett.
Was aber passiert mit Dingen, bei denen die Lebenszeit des praktischen Nutzens von der AfA mehr entkoppelt?
Wie bei EVs zB.
Ne die Degradation dieser Tandemzellen ist das Problem und damit eine viel kürzer Nutzungsdauer. Wir haben SI-Anlagen die locker 30-40 Jahre funktionieren. Wenn die Anlage nicht zu klein ist, dann ist Repowering im Vergleich zum zusätzlichen Eigenverbrauch schlicht nicht wirtschaftlich. Daher ist ein erzwungener Modul und Systemtausch (Modulgrössen!?!) ein Minusgeschäft.
auch 20 Jahre sind nicht besonders, selbst wenn sie 30% mehr liefern
der Umbau kostet enorm viel.
Insbesondere bei Dachanlagen ist die Lebensdauer ein extrem wichtiges Kriterium
Wie meist fehlt mir eine Berechnung. Momentan 27% Wirkungsgrad statt 24%, also 12% mehr. Aber 33++% geringere Lebensdauer. Der Preis ist wie viel höher? Mir erscheint das ein schlechter Deal.
Ich habe die KI gefragt, Ergebnis: Die Module müssten die Hälfte der konventionellen kosten, damit das wirtschaftlich ist.
Das sind die Hauptprobleme, die unklar sind:
– Degradation Tandem vs. Si (und vor allem: Fehlermodus/Parasitik, vermutlich sehr deutlich höher)
– Wert der Mehr-kWh vor allem in Zukunft (meist Überschuss → nahezu wertlos)
– Repowering + Risiko Risikopreis? (Arbeit/Vorschriften/Kompatibilität)
Wenn man das berechnen will, besteht diese Rechnung vor allem aus Annahmen was Kosten und Preise in der Zukunft angeht. Man kann die Annahmen jeweils so festlegen, das raus kommt was genehm ist.
Mein Fazit daher:
Fix sind höhere Kosten jetzt.
Fast sicher eine deutlicher höhere Degradation.
Viel früher Repowering.
Nicht zu vergessen: Solange der Westen westliche Produzenten nicht gegen Dumping aus China schützt ist Konkurswahrscheinlichkeit so hoch, dass Garantien wertlos sind.