- CPIAs Roadmap für die chinesische Solarindustrie sieht ein exponentielles Produktionswachstum in der gesamten Industriekette vor
- Das Land wird die Produktion von Polysilizium, Wafern, Zellen und Modulen in diesem Jahr um rund 50 % steigern
- Die Branche beschäftigte im Jahr 3.53 2022 Millionen Menschen, und bis 4.875 wird die Zahl voraussichtlich auf 5.808 Millionen bis 2025 Millionen ansteigen
Laut der China Photovoltaic Industry Association (CPIA) bereiten sich chinesische Solarmodulhersteller darauf vor, im Jahr 750 mehr als 2024 GW an Modulen zu liefern, was einem jährlichen Wachstum von über 50 % gegenüber den 499 GW im Jahr 2023 entspricht.
In diesem Jahr wird die verarbeitende Industrie des Landes außerdem 820 GW produzieren Solarzellen, von 545 GW im Jahr 2023. Angesichts der Expansionspläne führender Unternehmen in diesem Bereich wird auch erwartet, dass die Siliziumwaferproduktion in diesem Jahr 935 GW übersteigt. Letztes Jahr hat das Land fast 622 GW installiert, was einer Steigerung von 67.5 % gegenüber dem Vorjahr entspricht (siehe Chinas Solar-PV-Produktion im Jahr 2023 überstieg 1.7 Billionen RMB).
Nach der Lieferung von 1.43 Millionen Tonnen Polysilicium Laut der CPIA, die diese Prognose in ihrer kürzlich veröffentlichten China Photovoltaic Industry Development Roadmap (67-2.1) abgibt, rechnet China mit einem jährlichen Anstieg von 2023 % im vergangenen Jahr mit über 2024 Millionen Tonnen.
Der CPIA-Bericht geht auf 77 Schlüsselindikatoren entlang der Solar-PV-Wertschöpfungskette ein, die den Entwicklungsstatus und die Trends der Branche, der Technologie und des Marktes widerspiegeln. Der Bericht prognostiziert auch Entwicklungstrends für die nächsten Jahre bis 2030, kombiniert mit dem technologischen Entwicklungsprozess und dem aktuellen Status der Branche.
Für 2024 prognostiziert der Verband, dass China bis zu 220 GW Wechselstrom neue PV-Zubauten installieren wird, wobei Landbeschränkungen und Netzkapazität die größten Herausforderungen darstellen, nachdem es im Jahr 216.30 auf 2023 GW Wechselstrom angewachsen ist (siehe Industrie erwartet eine Verlangsamung des chinesischen Solarinstallationsbooms).
Um diese wachsende Solar-PV-Kapazität zu unterstützen, fördert auch China, wie die großen globalen Volkswirtschaften USA, Europa, Japan und Südkorea, die Energiespeicherindustrie. China installierte fast 22.6 GW neue inländische Energiespeicherkapazität mit einer durchschnittlichen Speicherzeit von 2.1 Stunden.
Da die regulatorische Unterstützung für die Speicherung parallel zu technologischen Verbesserungen zunimmt, die ihre Kosten senken, könnte China im Jahr 31 die Kapazität von 2025 GW für diese Technologie überschreiten.
Nach Angaben des Verbandes belaufen sich die aktuellen Investitionskosten für die Inbetriebnahme einer 10,000 Tonnen schweren Trichlorsilan-Polysilizium-Produktionslinie auf 90 Millionen RMB/tausend Tonnen. In Erwartung technologischer Verbesserungen wird die Investition pro Tausend Tonnen bis 80 auf 2030 Millionen RMB sinken.
Auch wenn es darum geht Dicke des Siliziumwafers, je dünner desto besser. Die durchschnittliche Dicke von Polysiliziumwafern betrug im Jahr 2023 170 μm. Obwohl die CPIA in diesem Jahr keine Änderung dieses Werts sieht, geht sie davon aus, dass er sich in den späteren Jahren ändern kann.
„Um die Wettbewerbsfähigkeit von n-Typ-Produkten aufrechtzuerhalten, besteht bei TOPCon n-Typ-Siliziumwaferprodukten für Solarzellen und Heterojunction-Zellen (HJT) eine starke Motivation, die Dicke zu reduzieren. Die durchschnittliche Dicke der in TOPCon-Zellen verwendeten Siliziumwafer vom n-Typ beträgt 125 μm, und die Dicke der in Heterojunction-Zellen verwendeten Siliziumwafer beträgt etwa 120 μm, was einem Rückgang von 15 μm bzw. 5 μm im Vergleich zu 2022 entspricht“, heißt es in dem Bericht.
Nachdenken über die verschiedenen Wafergrößen Auf dem heutigen Markt beträgt der Anteil von 182-mm-Quadratwafern 47.7 %, während der von rechteckigen Derivaten des M10-Formats wie 182 mm x 183.75 mm, 182 mm x 185.3 mm, die von CPIA (unter Verwendung maschineller Sprachübersetzung) als mikrorechteckig bezeichnet werden, beträgt ), beträgt 20.3 %, diese könnten jedoch im Jahr 2028 aus dem Markt verschwinden.
Der Marktanteil von quadratischen 210-mm-Wafern und rechteckigen Wafern lag im Jahr 2023 bei 20 % bzw. 10 %. Letzteres bezieht sich höchstwahrscheinlich auf die halbgeschnittenen Wafer, die bisher nur in der HJT-Verarbeitung verwendet werden. In Zukunft könnten diese Größen die Mainstream-Größen der Zukunft werden, aber sie müssen weiterhin vom Markt kontinuierlich überprüft werden.
Was die Zelltechnologie betrifft, zeigt die CPIA-Analyse, dass die meisten neu etablierten Linien auf dem N-Typ basieren, der in den kommenden Jahren voraussichtlich wachsen wird und PERC in den Ruhestand drängen wird. Im Jahr 2023 dominierte PERC jedoch immer noch den Bereich der Zelltechnologie in Bezug auf die installierte Kapazität mit einem Anteil von 73 %, während der N-Typ den Rest des Kuchens ausmacht.
Innerhalb des n-Typs hatte TOPCon offenbar den größten Anteil von 26.5 % und 2.6 % für HJT, während die Rückkontaktarchitektur fast 1 % ausmachte. Während dies ein deutliches Wachstum gegenüber 2022 darstellt, ist die Prognose für 2025 für n-Typ sogar noch optimistischer, insbesondere für TOPCon, das voraussichtlich mit einem Anteil von mehr als 50 % den Zelltechnologiestrom dominieren wird. Auch die anderen fortschrittlichen Zelltechnologien dürften ihren Anteil im Jahr 2024 gegenüber 2023 mehr als verdoppeln. PERC ist die einzige Ausnahme; erwartungsgemäß würde die Technologie bei einer Präsenz von 30 % ihre Dominanz verlieren. Interessanterweise werden die Tandemzellenarchitekturen in der CPIA-Roadmap nicht erwähnt.
Im Jahr 2023 ist die durchschnittliche Massenproduktion Wirkungsgrad der Solarzelle der PERC-Zellen erreichten 23.4 %, für TOPCon 25 % und für HJT 25.2 %. Bis 2025 prognostiziert die CPIA einen Anstieg auf 23.7 %, 25.7 % bzw. 26.2 %. Größere Durchbrüche sieht das Unternehmen für die Zukunft nicht, da seine Prognose für 2028 für diese Zelltechnologien bei maximal 24 %, 26.5 % bzw. 26.8 % liegt. Für die HJT-Effizienz berücksichtigt es Halbzellen im 182-mm- und 210-mm-Format, was sich zum Stand der Technik für HJT entwickelt hat.
Ein großer Teil der Solarzellenkosten hängt von der Verwendung ab Silberpaste. Derzeit verwendet die Industrie Hochtemperatur-Silberpaste für p-Typ- und TOPCon-Zellen und Niedertemperatur-Silberpasten für HJT-Zellen. Im Jahr 2023 betrug die verwendete Silbermenge auf der Vorderseite für p-Typ-Zellen etwa 59 mg/Stück und auf der Rückseite etwa 25 mg/Stück.
N-Typ-TOPCon-Zellen verbrauchen durchschnittlich etwa 109 mg/Stück Silber für beide Seiten, während der Verbrauch der doppelseitigen Niedertemperatur-Silberpaste von HJT etwa 115 mg/Stück betrug.
Unter Wechselrichter, String-Wechselrichter hatten im vergangenen Jahr einen Marktanteil von 80 %, während Zentralwechselrichter den restlichen Marktanteil beanspruchten. Der Verband rechnet mit großen Unsicherheiten hinsichtlich der Marktanteile verschiedener Wechselrichtertypen, da sich die Anwendungsszenarien ändern und sich die Technologie weiterentwickelt.
Laut CPIA beschäftigte die chinesische PV-Industrie im Jahr 3.53 2022 Millionen Menschen, davon 589,000 direkt beschäftigt. Bis 2025 wird die Branche voraussichtlich 4.875 bis 5.808 Millionen Menschen beschäftigen, davon 813,000 bis 968,000 in direkten Arbeitsplätzen.
Die gesamte CPIA-Roadmap ist hier verfügbar Website auf Chinesisch.
Quelle aus Taiyang-Nachrichten
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