Einblicke in den Markt für Photovoltaik (PV): Globale Produktionstrends, Handelsanalyse und führende Unternehmen 2025–2037

Vergleichende Analyse der Fertigungskapazität von PV-Komponenten:

Eine Top-down-Analyse der Polysiliziumproduktion

Hochreines Polysilizium wird typischerweise durch Raffination von metallurgischem Silizium gewonnen, das zur Herstellung von Solarwafern, Silikonen, Halbleitern und Aluminiumlegierungen verwendet wird. Um die Versorgung und Reinheitsgrade sicherzustellen, nutzen MGS-Lieferanten häufig eine Rückwärtsintegration und besitzen einen erheblichen Anteil der Quarzminen. Darüber hinaus ist die MSG-Verarbeitung typischerweise energieintensiv, sodass die Produktion an Standorten mit reichlich vorhandenen und erschwinglichen Stromquellen wie Malaysia, Norwegen, den USA und der chinesischen Region Xinjiang unerlässlich ist. Derzeit dominiert China diesen Markt mit über 70 % der weltweiten MGS-Produktionskapazität. Zehn chinesische Unternehmen decken 35 % der inländischen Kapazität ab, während die fünf größten Unternehmen etwa 25 % besitzen.

Wichtigste MGS-Produktionsstandorte & Produktionskapazität (in Tausend Tonnen)

Quelle: US-Energieministerium

MGS-Produktion in Nordamerika nach Spitzenreitern (2022)

MGS-Anlage	Produktionskapazität (Tonnen)
Quebec Silicon Becancour, QC	50.000
Ferroglobe Niagarafälle	30.000
Ferroglobe Beverly, Ohio	16.000
Ferroglobe-Legierung, West Virginia	75.000
Dow Corning Mt. Meigs, Alabama	42.000
Ferroglobe Selma, Alabama	31.000
Mississippi Silicon Burnsville, Mississippi	36.000

Der Hauptanwendungsbereich von Polysilizium ist die Photovoltaik (80 % des Bedarfs), daneben kommen Halbleiter und Unterhaltungselektronik zum Einsatz. Obwohl es verschiedene Produktionstechniken für Polysilizium gibt, teilen sich zwei Ansätze die größten Marktanteile. Das Wirbelschichtverfahren (FBR) hat einen Marktanteil von 3–5 %, das chemische Gasphasenabscheidungsverfahren von Siemens einen Anteil von 90 %. Beim Siemens-Verfahren wird ein Silan-Precursor oder gasförmiges Trichlorsilan (TCS) über die erhitzten Siliziumfilamente geleitet. Die zurückgewonnenen Verbindungen werden zur Synthese von Polysilizium weiterverarbeitet. Nahezu die gesamte Produktionskapazität für Polysilizium befindet sich in zehn Ländern, wobei China 72 % der weltweiten Kapazität abdeckt.  

Die Präsenz wichtiger Lieferanten in China ist maßgeblich für die Komponentenkosten, einschließlich Polysilizium. Laut EIA verdreifachten sich die Preise für Polysilizium von 6,27 USD/kg im Juni 2020 auf 28,46 USD/kg im Juni 2021. Dies ist auf ein Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage aufgrund des Ausbaus der Wafer- und Zellproduktionskapazitäten zurückzuführen. Da sich Polysilizium als kritischer Engpass herausstellt, haben nachgelagerte Unternehmen wie Zell- und Waferhersteller strategisch Polysiliziumvorräte angelegt, um die erwartete Nachfrage zu decken. Dies ist vor allem auf die zunehmende Nutzung von Großanlagen in China zurückzuführen. Basierend auf angekündigten Projekten wird erwartet, dass sich die Kapazität der Polysiliziumproduktion in den nächsten Jahren verdoppeln wird. Einige der neu errichteten Anlagen verfügen über eine Produktionskapazität von 30.000 bis 70.000 Tonnen pro Jahr. Es ist geplant, Anlagen mit einer Kapazität von über 100.000 Tonnen zu errichten.

Chinesische Unternehmen sind bestrebt, die Polysiliziumpreise durch den Aufbau von Produktionsstätten und die Produktion in Gebieten mit erschwinglichen Land-, Strom- und Arbeitskosten zu senken. Die westlichen Provinzen, darunter die Innere Mongolei, Quinghai, Sichuan und insbesondere Xinjiang, weisen einen erheblichen Ausbau auf. Dort werden derzeit 54 % bzw. 39 % der weltweiten Produktion Chinas produziert. Basierend auf aktiven Projekten bis 2022 wird unten eine Schätzung des Gesamtertrags chinesischer Photovoltaik-Komponenten angegeben.

Chinas niedrige Arbeitskosten und die konzentrierte c-Si-PV-Lieferkette stellen eine Markteintrittsbarriere für andere Akteure dar. In den USA machen die Arbeitskosten 22 % der Herstellungskosten aus, verglichen mit 8 % in China. Die Waferherstellungskosten betragen 36 % in den USA gegenüber 23 % in China und die Zellherstellungskosten betragen 33 % in den USA gegenüber 8 % in China.

c-Si- und CdTe-Produktion und Welthandel:

Mehr als 75 % der 2020 von den USA importierten c-Si- und CdTe-Module stammten aus nur drei südostasiatischen Ländern – Vietnam, Malaysia und Thailand – und der Rest aus Südkorea. Diese südostasiatischen Länder sind stark von einer vorgelagerten chinesischen Lieferkette abhängig. Die USA verfügten 2020 nur über begrenzte Produktionskapazitäten für Silizium-Solarzellen. Die vorgelagerte Produktion in den USA gewann jedoch an Bedeutung und erwies sich als entscheidend für die steigende Nachfrage nach Solarenergie im Land. Laut SEIA wurden 2019 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 8,6 GW fertiggestellt, was einem Wachstum von 21 % gegenüber dem Vorjahr entspricht.

Quelle: NRELupdate von (Smith et al. 2021)

Aufgrund von Lücken in der globalen PV-Lieferkette, wie hohen Investitions- und Arbeitskosten, werden nahezu alle c-Si-Rohstoffe und -Komponenten aus südostasiatischen Ländern in westliche Länder importiert. Diese Importkosten tragen rund 11 % zu den gesamten Herstellungskosten bei. Ein Ausbau der inländischen PV-Lieferkette würde diese Kosten deutlich senken. Durch Automatisierung der Wafer- und Ingot-Montagelinien lassen sich diese Kosten reduzieren. Im Februar 2024 gab First Solar bekannt, 10 Milliarden US-Dollar in CdTe-Dünnschichttechnologie in den USA investieren zu wollen. Rückblickend auf das Jahr 2023 erhöhte sich die Modulproduktionskapazität um 2,75 Milliarden US-Dollar, der wirtschaftliche Wert um 900 Millionen US-Dollar und die Produktion um 2 Milliarden US-Dollar.

Ingots und Wafer

Zehn chinesische Unternehmen produzierten 2020 98 % der gesamten Solarwafer, davon 71 % auf LONGi, GCL und Zhonghuan. Von 2016 bis 2020 steigerten die genannten Unternehmen ihre Gesamtkapazität von 29 GWdc (29 % der weltweiten Kapazität) auf 173 GWdc (58 % der weltweiten Kapazität). Dieser Trend ging mit einem rasanten Wachstum des Marktanteils monokristalliner PV-Module einher.

Darüber hinaus verfügten sieben chinesische Provinzen über eine Waferproduktionskapazität von 10 GWdc. Jiangsu, nördlich von Shanghai gelegen, stellte 28 % der gesamten chinesischen Waferkapazität, während Ostasien außerhalb Chinas 10 GWdc zur weltweiten Waferkapazität beiträgt. Das chinesische Unternehmen Jinko Solar gab Pläne zum Bau einer 7-GWdc-Wafer- und Ingot-Fabrik in Vietnam bekannt. Ziel ist es, die Zellproduktion in Malaysia und die Modulmontage in den USA zu rationalisieren. Das Unternehmen gab bekannt, dass das Projekt 2020 gestartet wurde, um die US-Handelsbeschränkungen für Importmaterialien zu umgehen. Diese strategische Expansion unterstreicht die Bemühungen des Unternehmens, eine robuste Lieferkette aufzubauen und gleichzeitig die veränderte Handelsdynamik zu meistern.

Module und Zellen

Seit der Einführung neuer Steuergutschriften für die Produktion gab es erhebliche Investitionen in den Auf- und Ausbau der gesamten Lieferkette für Solarmodule, einschließlich Ingots, Modulen, Wafern und Zellen. Vor der Einführung der staatlichen Produktionsanreize gab es eine Polysiliziumkapazität von rund 16,6 GW bzw. 41.500 Tonnen pro Jahr und eine Modulkapazität von 7 GW pro Jahr. Die Zellproduktion wurde erstmals seit 2019 wieder ins Inland verlagert, und es wird erwartet, dass bis Ende 2025 zusätzliche Zellkapazitäten in Betrieb genommen werden. Die Modulproduktion ist bislang stark gewachsen: von 7 GW vor Berücksichtigung der bundesstaatlichen Steuergutschriften für die Produktion auf 44,4 GW im Dezember 2024 – ein Anstieg von über 500 %.

Die gesamte US-Modullieferkette, einschließlich der laufenden, im Bau befindlichen und angekündigten Projekte, erreichte einen geschätzten Wert von 81,6 GW. Der Aufbau der PV-Modullieferkette ist aufgrund von Konformitätsfristen, Genehmigungen, Bau und Inbetriebnahme ein schleppender Prozess. Je weiter oben in der Lieferkette die Lieferkette steht, desto länger dauert der Aufbau. Es wird erwartet, dass sich der Ausbau neuer Fabriken in den nächsten Jahren fortsetzt.

Indien war 2022 das einzige Land, das einen deutlichen Rückgang der Importe aus China verzeichnete. Dieser Rückgang belief sich auf 76 % bzw. -7,5 GW gegenüber dem Vorjahr. Im ersten Halbjahr 2022 war ein Gesamteinbruch von 9,8 GW gegenüber 2,3 GW zu verzeichnen. Strenge staatliche Regulierungen, darunter die Einführung von Zöllen, führten zudem zu einer Verlagerung von Importen hin zur Auslastung der inländischen Produktionskapazitäten. Indiens lokale Produktionskapazität für Solarmodule ist seitdem gestiegen, und Indien setzt Maßstäbe bei den weltweiten Solarmodul- und -panelexporten.

Trotz der anhaltenden Bemühungen, sich von der Abhängigkeit von China bei der Komponentenversorgung zu lösen, stiegen Chinas Solarpanelexporte im ersten Halbjahr 2023 um 34 %. Dies ist entscheidend, um den hohen Energiebedarf in Europa und Südafrika zu decken. Die zunehmende Fokussierung auf die Energiewende hat die Abhängigkeit von chinesischen Solarexporten weiter erhöht. Europa war mit 58 % des Exportvolumens (90,4 %) der größte Importeur, gefolgt von Brasilien, das im ersten Halbjahr 2023 9,5 GW an Solarmodulen aus chinesischer Produktion erhielt. Afrika dürfte mit 187 % das höchste Importwachstum verzeichnen, da die Regierung nach Möglichkeiten sucht, die sich verschärfende Energiekrise zu entschärfen, während China die bestehende Lücke zwischen Angebot und Nachfrage stark ausnutzt.

Chinas Solarexporte im ersten Halbjahr 2023, Anteil (%) in US-Dollar

Exportziel	Exportanteil
Europa	52,5 %
Brasilien	7,6 %
Pakistan	3 %
Australien	2,6 %
Japan	2,7 %
Süd Afrika	2,7 %
Saudi-Arabien	2,1 %
Rest der Welt	11,1 %

Quelle: Ember Energy

Das exponentielle Wachstum des Photovoltaikmarktes wirkt sich positiv auf den globalen Halbleitermarkt aus. Im Jahr 2022 lagen die Bauelemente mit einem Gesamthandelsvolumen von 87,7 Milliarden US-Dollar weltweit auf Platz 33 der meistgehandelten Produkte. Zwischen 2021 und 2022 wuchs der Bereich Photovoltaik/lichtempfindliche Halbleiter/LED-Halbleiter um 21,9 %, von 72 Mrd. USD auf 87,7 Mrd. USD, was 0,37 % des gesamten Welthandels entspricht.

Jährliches Wachstum von Photovoltaik & Weltweiter Handel mit LED-Halbleiterbauelementen

Jahr	Handelswert
2019	56 Mrd. USD
2020	57,4 Mrd. USD
2021	72 Mrd. USD
2022	87,7 Mrd. USD

Quelle: OEC

Welthandel mit Photovoltaik-/LED-Halbleiterbauelementen

Land	Exporte		Importe
	Gesamthandelswert	Marktanteil	Gesamthandelswert	Marktanteil
China	44,7 Milliarden US-Dollar	51 %	6,6 Milliarden US-Dollar	3,19 %
Vietnam	6,83 Milliarden US-Dollar	7,79 %	693 Millionen US-Dollar	1,55 %
Malaysia	4,92 Milliarden US-Dollar	5,61 %	321 Millionen US-Dollar	0,72 %
Japan	4,01 Milliarden US-Dollar	4,57 %	2,05 Milliarden US-Dollar	4,58 %
Deutschland	USD 3,52 Milliarden	4,01 %	5,03 Milliarden USD	5,73 %
Die USA	2,08 Milliarden US-Dollar	2,37 %	13,2 Milliarden US-Dollar	15,1 %

Quelle: OEC

End of Life (EOL) von Photovoltaikanlagen

Der zunehmende Fokus auf die Dekarbonisierung der Stromnetze hat die Erzeugungs- und Speicherkapazitäten für Solarenergie weltweit proportional erhöht. Um die Dekarbonisierungsziele zu erreichen, müssen die USA zwischen 2025 und 2030 jährlich 30 GWac installieren. 2021 wurden 19 GW Solarleistung installiert, und die Gesamtleistung hat in den USA 100 GW erreicht. Dies deutet darauf hin, dass die Installation neuer Anlagen in den kommenden Jahren voraussichtlich stark ansteigen wird.

Obwohl die Lebensdauer einer PV-Anlage etwa 25–35 Jahre beträgt, gelangen einige Systemkomponenten, darunter auch Module, bereits in den Abfallstrom. Darüber hinaus erreichen Module aufgrund von Witterungsschäden, Serienfehlern bei der Herstellung oder Installationsfehlern das Ende ihrer Lebensdauer. Das jährliche EOL-Volumen an PV-Modulen erreicht bis Ende 2050 bis zu 12 % des jährlichen kommunalen Elektroschrotts in den USA. 99 % der PV-Modulmaterialien sind ungefährlich und 95 % sind mit den verfügbaren Technologien vollständig recycelbar. Dies schafft eine solide Grundlage für eine umweltschonende und sichere Entsorgung von EOL-Materialien. Derzeit sind die EOL-Behandlungsprozesse für das Recycling ungünstig. Die Recyclingkosten für PV-Module betragen für Abfallerzeuger 15 bis 45 US-Dollar pro Modul, was erheblich höher ist als die Deponiegebühr von 1 bis 5 US-Dollar pro Modul. Dies wiederum dürfte Auswirkungen auf die bundes- und landesrechtlichen Richtlinien zur Abfallbehandlung haben.

Quelle: IRENA

Umfang des Aktionsplans

Im Juni 2021 veröffentlichte das Solar Energy Technologies Office (SETO) eine Informationsanfrage, um Feedback von den PV-Abfallwirtschaftsgemeinschaften einzuholen. zu den wichtigsten Herausforderungen im EOL-Prozess. Die Antworten, Experteninterviews und Literaturrecherchen dienten der Identifizierung potenzieller Forschungsbereiche zur Rationalisierung und Optimierung der PV-EOL-Praktiken. Die Antworten betonten die Rolle der Politik im Umgang mit Altgeräten und die Entwicklung von Trenntechnologien zur Verbesserung der Materialrückgewinnung.

Mithilfe der Stakeholder-Eingaben zu den wichtigsten Herausforderungen bei Hardware-Design, Datenerfassung und -analyse sowie der Rolle des Energieministeriums im Altgerätemanagement hat SETO 2021 einen Fünfjahres-Aktionsplan vorgelegt.

Der mehrjährige Programmplan 2021 wurde auf Grundlage des PV-EOL-Workshops 2021 und des RFI-Feedbacks erstellt. Er konzentriert sich auf die folgenden Faktoren für eine Kreislaufwirtschaft:

• Datenerfassung und -analyse: Basierend auf dem modellierten Abfallvolumen und der modellierten Abfallbehandlung ist der Bedarf an realistischer Sammlung, Sortierung, Transport und Materialrückgewinnung offensichtlich. SETO strebt an, bis Ende 2025 eine eigenständige Datenbank mit 10 MW PV-EOL-Daten aufzubauen und umfassende Datenstandards zu implementieren. Darüber hinaus werden nicht vertrauliche Daten für die Abfallwirtschaft, Solarbranche und Politik öffentlich zugänglich gemacht.
• Hardwareentwicklung und Prozessforschung: SETO legt Wert auf die Verbesserung der Rohstoff- und Energieeffizienz, um den Ressourcenbedarf für die Verarbeitung von EOL-Materialien zu minimieren und die Lebensdauer der Komponenten zu verlängern. Es wird empfohlen, Stahl, Kupfer und Aluminium am Ende des Lebenszyklus auf dem Schrottmarkt zu verkaufen. Die Rückgewinnung von Silber aus der Metallisierung sowie die Trennung von Polymeren und Verbundwerkstoffen, einschließlich Rückseitenfolien, gehören jedoch zu den Bereichen, in denen die Materialrückgewinnung schwierig sein kann. Forschungen zur Verbesserung der Rückgewinnungsrate bei gleichzeitiger Minimierung der Rückgewinnungskosten sollen dazu beitragen, die Wirtschaftlichkeit des Photovoltaik-Recyclings zu verbessern.