Kostensenkung überall

Zunächst sieht es so aus, als ob endlich jemand zugibt, in einer schwierigen Situation zu sein. „Wir müssen alle drei Monate unser Leid klagen und ein wenig schreien“, sagt Murray Cameron, COO des Anlagenbauers Phoenix Solar auf dem Podium im Münchner Kongresszentrum. Er spielt auf die Unternehmensberichte an, die Aktiengesellschaften quartalsweise abliefern müssen und die bei vielen Firmen die Wirtschafts- und Finanzkrise deutlich widerspiegeln. Hinzu kommt, dass letzten Herbst mit dem Beschluss der spanischen Regierung, die Einspeisevergütung zu kappen, einer der größten Märkte weggebrochen ist. Die Veranstalter der Intersolar hatten zum PV Industry Forum geladen, einer Konferenz im Vorfeld der Messe, um zu erfahren, wie man am besten auf diese Entwicklungen reagiert – der Preis für Offenheit in dieser Diskussion geht an China Sunergy (siehe Kasten Seite 44).

Mehr Aussteller, mehr Besucher

Noch scheint die Krise jedoch nicht auf das Gemüt der Besucher der Intersolar geschlagen zu haben. Insgesamt kamen nach Angaben der Organisatoren rund 60.000 Besucher, 8.000 mehr als letztes Jahr. Die Ausstellungsfläche stieg um 37 Prozent, über 140 Länder waren vertreten. Die 22 parallel zur Messe laufenden Konferenzen hatten über 2.000 Besucher. Es ging um die Entwicklung diverser Märkte und um Innovationen. Drei davon erhielten den Intersolar Award (siehe Kasten Seite 46). Allein seit 2006 sind nach den Zahlen des Bundesverbands Solarwirtschaft die Anlagenpreise um 25 Prozent gefallen. Die Intersolar zeigt, wie es weitergeht – was auch für Planer und Installateure interessant ist, wenn sie dem Endkunden dadurch niedrigere Preise anbieten können, ohne auf ihre Marge zu verzichten.
Wer glaubt, die Schmerzen und Schreie endeten in einer Depression, irrt jedenfalls. „Wir sehen den Abschwung als Gelegenheit, weil die Materialpreise sinken“, sagt beispielsweise Peng Xiaofeng, CEO des chinesischen Waferherstellers LDK, der neben Cameron auf dem Podium sitzt. Cameron selber wendet die Schmerzensschreie zu „kurzfristigen Herausforderungen“. Auch Vizepräsident des Siliziumherstellers REC, Asmund Fodstad, hält die Herausforderungen für eine gute Sache, die zu einer „Konsolidierung“ führe und „Möglichkeiten eröffne“.
Moderator Travis Bradford vom Prometheus Institute fasst das so zusammen: „Wir nehmen also die Lehre mit, dass man so etwas Widriges wie die globale Wirtschaftskrise in eine Chance verwandeln muss, um erfolgreich im Geschäft zu sein. Glückwunsch.“ Man kann wohl einen leicht ironischen Unterton in sein Resümee hineininterpretieren. Die Aussagen mancher Firmen klangen so, als hätte man sie gezwungen, das Licht am Ende des Tunnels zu beschreiben. Francesco Yen, verantwortlich für Geschäftsentwicklung bei Best Solar aus Jian Su, China, meinte, die Lager seien zwar voll, aber die Konkurrenz habe sich ausgedünnt. Außerdem hätten größere Firmen mehr Kapital eingebracht und sich diversifiziert.

Hightech in der Fertigung

Unabhängig davon, wie stark die Krise noch zuschlägt: Der Wettbewerb wird bleiben, und Kostensenkung ist nach wie vor das große Thema. Immer noch haben Module den mit Abstand größten Anteil an den Gesamtkosten, so dass Preissenkungen hier am meisten auf den Endkundenpreis durchschlagen. Nach Piper-Jaffrays-Informationen setzt derzeit der Modulproduzent Yingli Green Energy mit 1,7 Euro pro produziertem Watt die Untergrenze.
Wie viel Potenzial es in diesem Bereich noch gibt, zeigte sich auf der SMET-Konferenz, bei der parallel zur Intersolar Experten für die Fertigungstechnologie die zukünftige Produktion diskutierten. „Für mich ist völlig klar, dass man in der kristallinen Technologie in den nächsten Jahren unter ein Dollar pro Watt Herstellungskosten kommt“, sagte Winfried Hoffmann, Vizepräsident von Applied Materials und Präsident der Europäischen Photovoltaikindustrievereinigung EPIA.
Hoffmann präsentierte eine Roadmap, wie es im Detail weitergehen kann. Applied Materials selber trägt dazu etwa mit einer Anlage bei, mit der bei Zellen die oberste Schicht, die aus Siliziumnitrid besteht und Verluste an der Oberfläche reduziert, durch materialsparendes Sputtern erzeugt wird. Außerdem hat die Firma erst kürzlich eine Maschine vorgestellt, mit der sich dünnere Wafer mit geringeren Schnittverlusten sägen lassen. Wenn sie unter 100 Mikrometer Dicke fallen, was nach seiner Roadmap etwa um das Jahr 2020 der Fall sein sollte, könnte der Preis für das Silizium auf acht Cent pro produziertem Watt sinken. Vor zehn Jahren waren es noch 90 Cent pro Watt.

Kostenfaktor Silizium

Auch Evergreen Solar versucht so wenig wie möglich von dem hochreinen und damit teuren Silizium einzusetzen. Der Zell- und Modulhersteller produziert seine Wafer nach dem String-Ribbon-Verfahren, das die Wafer direkt aus der Siliziumschmelze zieht. „Durch unser Verfahren haben wie die Chance, Kosten zu senken wie kein anderer, denn Silizium ist noch immer der größte Kostenfaktor in der Produktion“, sagt Ian Gregory, Leiter Produkt-Marketing. „Unser Siliziumverbrauch liegt bei nur fünf Gramm pro Watt. Der Durchschnitt der Branche liegt bei zehn Gramm.“
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BP Solar geht so weit, alte Fabriken zu schließen und die Produktion teilweise als Joint Venture an Dritthersteller auszulagern, um Kosten zu sparen. Dabei wird allerdings alles bis hinab zur kleinsten Schraube von BP-Solar-Ingenieuren spezifiziert und anschließend auch kontrolliert. „Wir denken, dass wir den größten Mehrwert durch Forschung und Entwicklung beitragen“, sagt Mark Kerstens, Vizepräsident Vertrieb und Marketing. „Wir haben über 50 F&E-Mitarbeiter.“
Wahrscheinlich genau die richtige Investition in Zeiten der Krise. „Wir hatten in den vergangenen Jahren aber auch sehr gute Zeiten, in denen die Firmen viel Geld gemacht haben“, sagt Ben Hill von Trina Solar. „Wenn die Firmen dieses Geld an den richtigen Stellen im Unternehmen investiert haben, dann werden sie wahrscheinlich auch Erfolg haben.“ Trina selbst ist vollintegriert, habe dadurch geringe Kosten und könne so Preise reduzieren und trotzdem noch Gewinn einfahren. Hausaufgaben zu machen scheint in der Krise das Mittel der Wahl: Optimierung von Produkten und Produktion. „Wie viele Firmen geben auch wir im Moment weniger Geld aus, um unsere Kapazitäten zu erhöhen, dafür aber mehr, um die Produktion zu optimieren“, sagt John Andersen, COO von REC Solar. REC-Ingenieure konzentrieren sich im Moment darauf, die aufeinanderfolgenden Produktionsschritte des integrierten Herstellers aufeinander abzustimmen.
Außerdem soll die Produktion weiter erhöht werden. Auf Skaleneffekte und Prozessoptimierung setzt auch Yingli Solar. „Wir denken, dass Kostensenkungen mit sehr hohen Volumen und sehr straffen Prozesskontrollen möglich sein werden“, sagt Stuart Bannigan, Geschäftsführer von Yingli Europa.
Die Centrosolar AG will dagegen im Vertrieb ganz neue Wege gehen. Vorstandsmitglied Josef Wrobel: „Wir konzentrieren uns vertriebsseitig im Moment auf den Großhandel Elektro und Sanitär. Das werden die dominierenden Player werden.“ Denn die meisten Kunden verstünden gar nicht, was die Photovoltaik eigentlich sei. Deshalb gingen sie dann zum Handwerker ihres Vertrauens, und der müsse die Photovoltaik dann eben im Programm haben.

Noch viel Handarbeit

Ein weiteres Stichwort auf der Intersolar war die Automatisierung. ABB bietet zum Beispiel sogenannte Pick-and-Place-Roboter an, die sich ihre Meriten in der Lebensmittelindustrie erworben haben. Pralinen etwa müssen ähnlich achtsam behandelt werden wie Wafer und Zellen.
Bis zum fertigen Modul gibt es für eine Hightech-Branche immer noch erstaunlich viele Prozessschritte, die Arbeiter per Handarbeit erledigen. Zum Beispiel die Querverschaltung der Strings in einem Modul. Um die sechs oder acht Zellreihen zu verschalten, legt meist noch ein Arbeiter ein Metallbändchen an und lötet es in filigraner Arbeit fest.
Für die vollautomatische Modulfabrik von Conergy in Frankfurt an der Oder mit einer Jahreskapazität von 200 Megawatt hat ABB Equipment zur automatischen Querverschaltung geliefert. 20 Roboter ersetzen dabei 30 bis 40 Arbeiter pro Schicht. Nach Aussagen von Busch produzieren die Maschinen nicht nur weniger Ausschuss, sie haben auch bereits nach ein bis zwei Jahren die Investitionskosten wieder eingespielt.

Höherer Wirkungsgrad mit Pluto

Einer der offensichtlichsten Wege, die Kosten zu senken, geht über den Wirkungsgrad. Der chinesische Zellhersteller Suntech stellte dazu Ergebnisse mit seiner Pluto-Technologie vor. Das ist ein Zelldesign, mit dem Wissenschaftler um Martin Green von der University of South New Wales den Weltrekord für Laborsolarzellen halten. Suntech erreicht fast 19 Prozent Effizienz mit monokristallinen und 17 Prozent mit polykristallinen Zellen gegenüber 16,5 und 15,5 Prozent, auf die Standardverfahren kommen. Suntech will dieses Jahr noch 50 Megawatt Pluto-Module ausliefern.
Advent Solar kombiniert die Anstrengung für höhere Wirkungsgrade damit, die Materialkosten zu senken. Nach eigenen Angaben ist die Firma inzwischen in der Lage, Rückkontaktzellen aus billigerem, dafür nicht so sauberem UMG-Silizium herzustellen, die einen Wirkungsgrad von 16,6 Prozent haben und damit eine ernsthafte Konkurrenz für die Zellen aus teurerem Silizium sein könnten. Gleichzeitig arbeitet die Firma an einer rationelleren Modulfertigung (siehe photovoltaik 10/2008). Das ist in Augen von Emmanuel van Kerschaver, Leiter der Zelltechnologieentwicklung am belgischen Forschungsinstitut Imec, entscheidend. „Es ist einer der Schüsselfaktoren, die Kosten zu senken, dass man das integrierte Produkt optimiert.“
Der Anbieter schlüsselfertiger Turnkey-Anlagen zur Dünnschichtproduktion, Oerlikon Solar, meldete ebenfalls mit 9,5 Prozent einen neuen Wirkungsgradrekord für die mit seinen Anlagen hergestellten mikromorphen Tandemzellen (siehe auch photovoltaik 06/2009). „Unsere Roadmap ist, dass wir mit dem Equipment, das wir Ende nächsten Jahres verkaufen, die Kosten für damit produzierte Module auf 70 Cent pro Watt reduzieren“, sagt Christopher O'Brian, Leiter Marktentwicklung Nordamerika.

Dünnschicht unter Druck

Die aktuelle Marktentwicklung erhöht den Druck auf die Dünnschichtfirmen. Wo es heiß ist, scheinen sich Dünnschichtmodule wegen ihres Temperaturverhaltens immer noch mehr zu lohnen als kristalline. Besonders für kühlere Gefilde hat sich die Situation aber seit letztem Jahr merklich verändert. „Die Preisreduktionen, die wir für kristalline Zellen seit dem vierten Quartal 2008 gesehen haben, sind an einem Punkt angekommen, an dem sie anfangen, sehr effektiv mit Dünnschicht zu konkurrieren“, sagt Cameron von Phoenix Solar. Die Siliziumkosten sind von 400 auf 60 Euro auf dem Spotmarkt gefallen. Und diese Reduktion wird jetzt Schritt für Schritt durch die Produktionskette hindurchgegeben, was bei der wenig Silizium verbrauchenden Dünnschicht kaum ins Gewicht fällt.
Das entspricht den Möglichkeiten, die LDK-CEO Xiaofeng in der Krise sieht. Bisher sei der Siliziumpreis mit 80 Prozent an den Kosten des fertigen Wafers beteiligt gewesen. „Jetzt ist er auf unter 50 Prozent gefallen“, sagt er. Der Anteil der Herstellungskosten steigt und da sieht er seine Firma im Vorteil. „Wir nutzen die Gelegenheit, um Marktanteile zu gewinnen.“ Außerdem führten die niedrigeren Preise dazu, dass sich neue Märkte schneller entwickeln, zum Beispiel Südchina. Das geschehe fünf Jahre früher, als sie erwartet hätten. „China entwickelt auch ein Programm für Freiflächen, das deutlich umfangreicher ist als das im März verkündete Dachanlagenprogramm.“

Solare Magie gegen Verschattung

Allerdings tragen nicht nur Modulhersteller dazu bei, Photovoltaik wettbewerbsfähiger zu machen. Auch im elektrischen Anschluss der Solargeneratoren steckt noch einiges Potenzial. Das zeigen zum Beispiel einer der Gewinner des Intersolar Award, der Solarmagic von National Semiconductor, und ein ähnliches Produkt von Solar Edge (siehe Kasten Intersolar Award und photovoltaik 05/2009). CEO Guy Sella von Solar Edge präsentierte auf dem PV Industry Forum, einer begleitenden Konferenz vor der eigentlichen Messe, Zahlen, nach denen sich damit der Ertrag teilverschatteter Anlagen um sechs Prozent steigern lässt. Ein Problem könnte die Haltbarkeit sein. Die Firma errechnete aus Versuchen eine durchschnittliche Zeit zwischen Fehlern, abgekürzt MTBF, von über 1.000 Jahren.
„Interessant ist, dass er Know-how aus der Militärforschung einbringt, um die Lebensdauer abzuschätzen“, sagt Phillipp Strauss vom Kassler ISET und Leiter der Sitzung auf der Konferenz. 1.000 Jahre erscheinen allerdings nicht besonders lang, wenn man bedenkt, dass an jedem Modul einer Anlage ein solches Gerät sitzen muss und sich die Ausfallwahrscheinlichkeit mit der eingesetzten Stückzahl multipliziert. National Semiconductor hat für den Solarmagic sogar nur ein MTBF von 455 Jahren angesetzt. Allerdings ist das eine untere Schranke. Da das Produkt noch nicht lange auf dem Markt ist, gibt die Statistik noch keinen besseren Wert her. Bisher sei keiner der eingesetzten Solarmagic kaputt gegangen, und National vermutet, dass die MTBF deutlich höher liegt.

Wechselrichter besser

Die dazu befragten Wechselrichterhersteller bleiben angesichts der Konkurrenz noch gelassen. Sie präsentierten eigene Schritte zur Kostensenkung, die allerdings nicht in den gleichen Dimensionen liegen wie der Preisverfall bei Modulen. „Dass der Verkäufermarkt in einen Käufermarkt kippt, sehen wir bei den Wechselrichtern schon seit über fünf Jahren, so dass keine signifikanten Preisreduktionen zu erwarten sind“, sagt Thomas Kühefuß von Diehl Ako. Die Konkurrenz ist jetzt schon groß, und nach seinen Aussagen wächst seine Firma, die erst vor einigen Jahren ins Solargeschäft eingestiegen ist, auf Kosten der anderen. Neue Produkte sind entweder billiger, indem sie zum Beispiel drei Wechselrichter in ein Gehäuse integrieren, oder besser, da sie höhere Wirkungsgrade haben (siehe Kasten Wechselrichter Neuheiten, Seite 42).
Um die Kosten in Zukunft noch weiter nach unten zu bringen, setzt er aber vor allem auf „größere Stückzahlen“. Seine Firma weiß, wie das geht, fertigt sie doch pro Jahr 2,5 Millionen Frequenzumrichter für die Antriebstechnik in Waschmaschinen, die eine ähnliche
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Technologie nutzen. Kühefuß sieht sie dadurch im Vorteil gegenüber den „Pionieren der Photovoltaik“. Die seien nämlich nicht unbedingt in der Lage, „die Scaling-Effekte der Massenproduktion so umzusetzen, dass sie im Preis mithalten können“. Darauf angesprochene Pioniere legen jedoch Wert darauf, dass sie mehr vom gesamten System verstehen.

Wechselrichter günstiger

Kostensenkung sieht bei Fronius, bisher bekannt dafür, nur Wechselrichter mit Trafo anzubieten, so aus, dass die Firma jetzt auch ein trafoloses Modell anbietet. Es hat einen höheren Wirkungsgrad als ein Trafogerät, und „es ist günstiger“, sagt Marina Klubescheidt. Auch Siemens hat an Trafos gespart. Bisher hatten die Geräte zwei davon. Erst transformierten sie auf Niederspannung, der zweite dann von Niederspannung auf Mittelspannung. Beide Male kam es zu Umwandlungsverlusten. Die reduzieren die Entwickler, indem sie auf den
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Niederspannungstrafo verzichten, so dass die großen Geräte nur noch in das Mittelspannungsnetz einspeisen können. „Gleichzeitig sind die Wechselrichter um rund acht Prozent günstiger geworden“, sagt Marketingleiter Ralf Betkerowitz.

Montagesysteme billiger

Die Entwicklung zu billigeren Wechselrichtern sehen jedoch nicht alle. „Wenn ich vergleiche, was letztes Jahr war im Vergleich zu diesem Jahr, ist die Kostensenkung marginal“, sagt Andreas Masch, Vertriebsleiter beim Systemhaus MHH-Solartechnik, das alle Komponenten im Angebot hat. Außer den Modulen sind die Montagesysteme billiger geworden. Zum einen sind die Rohstoffpreise gesunken. Zum anderen hat MHH ein System entwickelt, bei dem Module auf Trapezdächern nicht mehr mit Dreiecken gehalten werden. Stattdessen kommt das System mit zwei einzelnen Stützen aus, die unter die obere Kante des Moduls geschoben werden. Das ist dadurch nach Aussagen von MHH mit Kosten von unter 200 Euro pro installiertem Kilowatt nicht nur billiger, sondern sei auch besonders schnell zu installieren. Allerdings muss der Modulrahmen wegen dieses Montageprinzips mehr Last tragen.
Auch bei Schletter, vermutlich der größte Anbieter von Montagegestellen in Deutschland, sind die Produkte um bis zu 20 Prozent billiger geworden. Das ist allerdings kein nachhaltiger Effekt. „Ich gehe davon aus, dass die Rohmaterialpreise mit den Energiepreisen wieder hochgehen“, sagt Hans Urban, Leiter des Geschäftsbereichs Montagesysteme. Langfristig kann Kostenreduzierung in der Montage vor allem durch kürzere Montagezeiten erreicht werden. Für Schrägdächer bietet Schletter dazu jetzt das rapid+ an. Es besteht aus ganz wenigen Teilen und ist in vier Schritten montiert. „Schiene auflegen, Schiene festschrauben, alles ist vormontiert“, sagt Urban. Dadurch spare der Installateur 70 Prozent Zeit im Vergleich zu den sonst notwendigen Schritten.
Jedoch sollte die Branche nicht nur auf die Kostensenkung achten. Netzparität alleine reicht nicht für den Durchbruch gegenüber anderen Energieträgern. „In Kalifornien haben wir sie schon seit fünf Jahren und trotzdem keinen Zehn-Gigawatt-Markt“, sagt etwa Hoffmann. Shyam Mehta, Senior Analyst bei Greentech Media, präsentierte auf dem PV Industry Forum seine Analysen, nach denen es nächstes Jahr auch in Japan und bald darauf in Italien so weit sein könnte.
Doch je näher man der Netzparität kommt, umso schneller steigt die Nachfrage an Photovoltaikanlagen. Damit das Wachstum und der Erfolg der Photovoltaikbranche nicht gefährdet werden, „ist es wichtig, dass die Hersteller in der Lage sind, den Bedarf zu befriedigen“, sagt Mehta. Am Ende werden nämlich nicht Kosten, sondern Preise bezahlt. Und wenn in der Versorgungskette Mangel herrscht, wird es wieder zu teuer, so wie in den letzten Jahren bei den kristallinen Modulen. Deshalb sei Policy-Design sehr wichtig.

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