Photovoltaikanlagen: Das Recycling entwickelt sich

Durch massive Verhinderung der damaligen Regierung brach 2013 der deutsche Solarmarkt ein und blieb noch Jahre hinter den Ausbauzielen selbst der Bundesregierung zurück. Dennoch sammelten sich im Laufe der Zeit die Photovol­taikanlagen, die aus dem Verkehr gezogen und entsorgt werden müssen. Mittlerweile ist das PV-Recycling in der Forschung zum Thema und in der Industrie zur Realität geworden.

Aktuell sind in Deutschland knapp zwei Millionen Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 54 Gigawatt in Betrieb, die für 51,4 Terawattstunden Strom im Jahr 2020 sorgten. Dabei lassen sich drei Generationen von Installationen unterscheiden. Die erste Generation verfügt über eine Technologie, die auf Mikroplättchen mit mono- oder multikristallinem Silizium aufbaut und vollständig kommerziell genutzt wird. Ihr folgte eine zweite, die sich durch im Wesentlichen drei Dünnfilm-Technologien auszeichnet und mit amorphem (a-Si) und mikromorphem Silizium (a-Si und c-Si), Cadmium-Tellurid (CdTel) und schließlich Kupfer-Indium-Selenid (CIS) beziehungsweise Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS) arbeitet. Die hier verwendeten, nur mikrometer-dünnen Schichten werden zwar gehandelt, erreichen aber nur geringe Volumina. Die Techniken der dritten Generation, die auch auf konzentrierter Voltaik mit Mehrfach-Solarzellen (CPV) oder organischen Zellen aufbauen, werden nach Darstellung der International Renewable Energy Agency (Irena) noch wenig wirtschaftlich genutzt oder befinden sich noch in der Entwicklungs- und Erprobungsphase.

Es droht das Aus
Die Laufzeit von Photovoltaikanlagen hängt von ihrer technischen Beschaffenheit und ihrer Wirtschaftlichkeit ab. Zur Wirtschaftlichkeit trug bislang auch die „Einspeisevergütung“ bei, die das Erneuerbare-Energien-Gesetz der rot-grünen Regierung vorsah. Danach wurde Anlagenbetreibern für 20 Jahre ein Entgelt dafür garantiert, dass sie nicht selbst verbrauchten Strom ins öffentliche Netz einspeisen. Allerdings durften nur 70 Prozent der theoretisch möglichen Strommenge eingeleitet werden, um das Stromnetz stabil zu halten. Und da die Einspeisevergütung laufend angepasst werden musste – je nachdem, wie viel Photovoltaikanlagen in den Monaten zuvor installiert wurden – sank sie für kleinere Anlagen von rund 50 Cent pro Kilowattstunden (Cent/kWh) im Jahr 2000 auf 6,83 Cent/kWh ab Jahresbeginn 2022.

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Der größte Pferdefuß: Das EEG sieht keine Regelung vor, die den Weiterbetrieb solcher Altanlagen wirtschaftlich attraktiv macht. Mit anderen Worten: Anlagenbetreiber können nach 20 Jahren den erzeugten Strom höchstens selbst verbrauchen oder bestenfalls speichern. Da nimmt es nicht Wunder, dass der „Spiegel“ Mitte 2020 einen Artikel mit der Schlagzeile „Tausenden Solaranlagen droht das Aus“ veröffentlichte. An den reinen Zahlen der EEG-Förderung orientiert, bedeutete das bis Ende 2025 insgesamt 176.000 Anlagen. Laut PricewaterhouseCoopers fallen bis 2030 über eine halbe Million Photovoltaikanlagen aus der EEG-Förderung, haben 2032 längst die Millionengrenze überschritten und sollen sich ab 2033 zwischen 1,4 und 1,5 Millionen nicht mehr subventionierter Anlagen einpegeln.

Steigende Abfallmassen
Bei der Berechnung der zukünftigen Abfallmengen geht die International Renewable Energy Agency jedoch von anderen Bezugsgrößen aus. Sie setzt die Menge der installierten Stromkapazität in Relation zur Zahl der erwartbaren ausrangierten PV-Module. Wobei unterschieden wird zwischen „regulären Verlusten“ und „frühzeitigen Verlusten“ mit einigen kalkulierbaren Fehlerquellen, durch die die Anlagen schneller vom Netz gehen. So kommt die Agentur zu dem Ergebnis, dass im „frühzeitigen“ Szenario die Masse der End-of-Life-Anlagen in Deutschland kumulativ im Jahr 2020 fünf Prozent, 2030 bereits 14 Prozent, 2040 ganze 52 Prozent und 2050 insgesamt 80 Prozent im Vergleich zur installierten Anlagenmasse erreicht haben wird. Im „regulären“ Szenario verhält es sich ähnlich: Hier wächst die Abfallmenge an stillgelegten Anlagen in Deutschland kumulativ im Jahr 2030 auf vier Prozent, 2040 schon auf 39 Prozent und 2050 schließlich im Vergleich auf 89 Prozent der gesamten noch in Betrieb befindlichen Anlagenmasse – rund sechs Millionen Tonnen.

Den Irena-Zahlen zufolge soll Deutschland 2016 mit 3.500 Tonnen im regulären Szenario hinter China, Japan und Nordamerika gelegen haben; im frühzeitigen Szenario rangierte es mit 70.000 Tonnen aber weit vor Japan, Italien, Nordamerika und China. Für 2030 werden bereits 400.000 beziehungsweise eine Million Tonnen erwartet, zehn Jahre später über zwei Millionen. Für 2050 soll in Deutschland (in beiden Szenarios) ein Abfallaufkommen an PV-Anlagen in Höhe von 4,3 Millionen Tonnen anstehen. Kumulativ ergibt das laut der Agentur hierzulande 4,5 beziehungsweise 7,5 Millionen Tonnen an Abfällen.

15 Milliarden US-Dollar wert
Ein Artikel über „Recycling Processes for Photovoltaic Modules“ von Marina Monteiro Lunardi et al. aus dem Jahr 2017/2018 wagt die Prognose, dass im Jahr 2030 der Gesamtwert des aus PV-Recycling wiedergewonnenen Materials an die 450 Millionen US-Dollar ausmachen kann. Auch sei bis 2015 die Rückgewinnung von bis zu 30.000 Tonnen Silizium für 45 Millionen neue Module theoretisch möglich. Beim gegenwärtigen Preis von 20 US-Dollar pro Kilogramm für Poly-Silizium und einer Rückgewinnungsrate aus kommerziellen Recyclingprozessen von 70 Prozent käme das einem Wert von 380 Millionen US-Dollar gleich. Für 2050 wird dem Sektor ein kumulativer Wert durch Wiederaufbereitung von 15 Milliarden US-Dollar vorhergesagt.

Einer der ersten und größten Märkte
In Deutschland zeichnet sich hinsichtlich des Abbaus von Photovoltaikanlagen noch keineswegs ein Boom ab. Das Weißbuch der Deutschen Umwelthilfe (DUH) meldete für das Jahr 2018 insgesamt 7.865 Tonnen an privat oder anderweitig gesammelten PV-Modulen. (Wovon übrigens lediglich 900 Tonnen beziehungsweise 11,4 Prozent zur Wiederverwendung vorbereitet wurden.)

Als Gründe für die geringe Sammelmenge werden angegeben, dass Photovoltaikmodule ihre erwartete Lebensdauer übertreffen können, Sammelprozesse nicht zuverlässig funktionieren oder eine erhebliche Anzahl von Altmodulen exportiert wird und deshalb in den gemeldeten Daten nicht mehr auftaucht. Die DUH bezieht sich dabei auf Marktteilnehmer, die von einem „hohen prozentualen Anteil exportierter Module“ sprechen und den Verdacht hegen, dass diese nach Syrien, Libanon, Nordafrika, Pakistan oder Afghanistan zur Entsorgung verbracht werden. Dennoch bescheinigt Irena Deutschland einen „entwickelten Markt mit einem EU-gesteuerten und PV-spezifischen Abfall-Reglement“, weshalb hier „sicherlich einer der ersten und größten Märkte für das Recycling von Photovoltaik-Technologien in den kommenden Jahre sein wird“.

Wer hat die Nase vorne?
Die Frage, auf welche der vorhandenen Technologien sich eine kommende Recyclingindustrie einstellen soll, kann zurzeit nicht beantwortet werden. Ein Blick auf die weltweit zehn größten Hersteller von PV-Anlagen im Jahr 2016 machte zwar deutlich, dass vor allem Silizium-basierte Module produziert wurden. Das zeigt sich auch an den Marktanteilen der unterschiedlichen Modul-Arten, die Irena für die Jahre 2014, 2020 und 2030 errechnet hat. Danach nahm die Quote der c-Si-Technologien von 92 Prozent um rund die Hälfte ab, wird aber für 2030 auf immer noch 44,8 Prozent veranschlagt. Aber der Anteil der Dünnfilm-basierten Module – also CIGS und CdTe – konnte von sieben auf 11,1 Prozent zulegen. Und die 2014 ökonomisch völlig unbedeutenden organischen und farb-empfindlichen Zellen, CIGS-Alternativen und Perowskite sowie kristalline Silizium-Techniken (weiterentwickeltes c-SI) sollen 2030 über 8,7, über 9,3 und sogar über 25,6 Prozent Marktanteil verfügen.

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Ein wissenschaftlicher Artikel einer thailändisch-malaysischen Forschergruppe spricht sogar davon, dass die letztgenannten Technologien im Jahr 2030 mit 44,1 Prozent einen fast ebenso großen Marktanteil besitzen werden wie die c-Si-Gruppe mit 44,8 Prozent. Demgegenüber vertreten die Autoren eines Artikels über „Technische Herausforderungen und Möglichkeiten zur Realisierung einer Circular Economy für Photovoltaik-Modul-Abfälle“ die Ansicht, dass – nach einem Intermezzo der Dünnfilm-Technologie in den 90gern – c-Si-Module wieder die Marktbeherrschung übernahmen und 2020 mehr als 90 Prozent Anteil halten.

Bis zu 97 Prozent Glas
Welche Materialien lassen sich prinzipiell aus den unterschiedlichen Modulen rückgewinnen? Alle bestehen aus mindestens 75 Prozent Glas. PV-Paneele mit mono-oder poly-kristallinem Silizium setzen sich darüber hinaus aus zehn Prozent Polymer, acht Prozent Aluminium, fünf Prozent Silizium, einem Prozent Kupfer und unter einem Promille Silber und anderen Metallen zusammen. a-Si enthaltende Paneele verfügen über keinerlei wertvolles Material oder Gefahrstoffe. Bei der Dünnfilm-Technologie soll zukünftig dünneres und stabileres Glas zum Einsatz kommen, wodurch der Anteil an Halbleitern und Metallen zunehmen könnte.

CIGS-Module setzen sich momentan neben 98 Prozent Glas aus sieben Prozent Aluminium und vier Prozent an Polymeren zusammen. Alternativ besteht eine Mischung aus zehn Prozent Kupfer, zehn Prozent Gallium, 28 Prozent Indium sowie 52 Prozent Selen. Bei CdTe-Paneelen, die Polymere, Cadmium-Telluride und Nickel enthalten, soll zukünftig der 97-prozentige Glasgehalt um ein Prozent zugunsten des Polymer-Anteils gesenkt werden.

Eine enorme Methodenvielfalt
Idealtypisch sieht die Behandlung ausgedienter Solar-Paneele nach Darstellung der erwähnten thailändisch-malaysischen Forschergruppe folgendermaßen aus: Zunächst wird das Modul einer physikalischen Separation unterzogen, wodurch Glas, Aluminium und andere Komponenten abgetrennt werden und zur Wiederverwendung bereitstehen. Es schließen sich eine thermische und eine chemische Behandlung an, die Abfälle erzeugt, welche umweltfreundlich entsorgt werden können. Dann kann die Rückgewinnung der Solarzellen erfolgen: Die c-Si-Module und das Material der Dünnfilmgruppe (CIGS, CdTe und CIS) lassen sich für die Produktion neuer Solar-Paneele verwenden.

In der Praxis existiert jedoch eine enorme Vielfalt an Behandlungsmethoden und Vorgehensweisen. So legten beispielsweise die Autoren des Artikels über „Recycling Processes for Photovoltaic Modules“ offen, das alleine für die Behandlung der Silizium-Module bis 2017 in der Forschung Auflösung in organischen Lösungsmitteln, Ultraschall-Bestrahlung, elektrothermische Erhitzung und mechanische Erhitzung mit Heißdraht-Trennung, in Pilotstudien Pyrolyse durch Förderband-Ofen und Wirbelschicht-Reaktor, Auflösung in Salpetersäure, Chemisches Ätzen samt mehrstufiger Wärmebehandlung und in der kommerziellen Nutzung physikalische Zersetzung, nasse und trockene mechanische Behandlung, zweistufige Bearbeitung durch Hitze sowie chemisches Ätzen zur Anwendung kamen. Die Methodenvielfalt beim Recycling von Dünnfilm-Modulen umfasste zusätzlich in der Forschung – dabei zum Teil in Pilotprojekten – Auflösung in organischen Lösungsmitteln, Laserbestrahlung, Vakuum-Strahltechnik, Zerreibung sowie Flotieren und in der kommerziellen Anwendung trockene Ätzung, chemische Ätzung, Leaching sowie Wärmebehandlung.

Behandlungsmethoden kombiniert
In dieser Aufzählung sind die vorbereitenden Schritte beziehungsweise die physische Separation bestehend aus Abtrennung der Aluminium-Rahmen, Schreddern der Module, Recycling der Glasschichten, Material-Vorsortierung und Zerbrechen der Laminat-Schichten noch nicht enthalten, ebenso wenig wie hydro- oder pyrometallurgische Verfahren, um höhere Reinheitsgrade von Metallen zu erreichen. Vor allem in der Forschungspraxis wurden allerdings viele Versuche unternommen, bei denen man mehrere Behandlungsmethoden kombinierte, um bessere Recyclingergebnisse zu erzielen.

So wurde beispielsweise vorgeschlagen, das Material physikalisch und thermisch mit einem Zerkleinerer durch 2-Messer-Rotoren, Hammerschlag, Hitze und Sieben zu bearbeiten. Und eine polnische Forschergruppe untersuchte die Möglichkeiten, die die Pyrolyse liefert. Das Ergebnis: Sie kann als methodische Alternative dienen, bestätigt den Wert und ist für die kommerzielle Nutzung geeignet. Das Resultat bedarf aber einer weiteren chemischen Analyse, um den Prozess zu optimieren. Die kohlehaltigen Abfälle bewirken eine autothermische Verbrennung, können aus diesem Grund nicht auf Deponien gelagert werden und warten auf eine Behandlungslösung.

Gute Ausbeute möglich
Welches Verfahren ist also das Beste? Mechanisches PV-Material-Recycling bezeichneten die polnischen Forscher als „sehr schwierig“, generell wegen der Laminierung und speziell beim Einsatz von Konzentrator-Photovoltaik. Eine tschechische Expertengruppe um Dávid Strachala überprüfte 2017 experimentell die Vorteile thermischer, chemischer und mechanischer Recyclingmethoden.

Die Gruppe kam zu dem Schluss, dass aufgrund kürzerer Prozesszeiten und geringeren Kosten eine thermische Behandlung vorteilhafter ist, auch wenn sich dabei Abgase bilden und die Gefahr einer Beschädigung der Waferscheiben besteht. Beim mechanischen Recycling müsse darauf geachtet werden, dass Geräte und Technik das Material so effektiv wie möglich zerkleinern. Und was den Silbergehalt von bestenfalls 0,7 Promille anlangt, so stelle sich dieser für eine anschließende chemische Behandlung als unwirtschaftlich heraus. Abschließend kalkulierten die Forscher die möglichen recycelbaren Mengen: Vorausgesetzt, dass bis 2025 bis zu 500.000 Tonnen ausrangierter Photovol­taik­module zur Verfügung stehen, könnten in der Tschechischen Republik bis zu 351.500 Tonnen Glas, 51.500 Tonnen Aluminium, 13.567 Tonnen Silizium und 425 Tonnen Silber rückgewonnen werden.

Erste Anfänge in Deutschland
Im Jahr 2010 startete in Deutschland und Spanien ein Rücknahmesystem für PV-Module, das ausschließlich von der Solarbranche finanziert wurde: PV Cycle. Nach sieben Monaten hatte das Unternehmen 42 Tonnen Alt-Module gesammelt. Binnen eines Jahres gab es in Deutschland 26 Sammelstellen. 2011 sollen dem Rücknahmesystem rund 60 Mitglieder und damit etwa 85 Prozent des europäischen PV-Marktes angehört haben. Heute nimmt PV Cycle alle kristallinen, a-Si-, CdTe-, CIGS- sowie flexible Module – defekt oder komplett – an und leitet sie – teilweise grenzüberschreitend – weiter an verschiedene Recyclinganlagen, die eine regelkonforme Behandlung gewährleisten.

Bereits 2005 nahm im sächsischen Freiberg eine Recyclinganlage für gebrauchte PV-Module ihre Arbeit auf, betrieben von der Deutschen Solar, einer Tochter des Modulherstellers Solarworld. Die Anlage trennte zunächst Silizium, Glas und Metalle, gewann dann die Halbleiter-Scheiben zurück, und entfernte schließlich den Aufbau durch ein Ätzverfahren, wodurch ein Silizium-Granulat entstand. Das Vorhaben, gut erhaltene Zellen rückzugewinnen, wurde wegen der geringen Materialdicke und aufgrund Materialschäden fallengelassen.

Rinovasol statt Solarworld
Solarworld beteiligte sich 2011 auch an einem Joint Venture namens Solar Cycle GmbH, das im sächsischen Bitterfeld-Wolfen Metallprodukte und Ähnliches aus recycelten Solarmodulen produzieren wollte. Bis zu 30.000 Tonnen an Recyclingmaterial sollten jährlich verarbeitet und Materialien wie Silber, Kupfer, Aluminium oder Glas rückgewonnen werden. Einer Nachfrage zufolge wurde die GmbH aber schon im Mai 2014 liquidiert. Bei Solarworld selbst, das als der dezidierte „Vorzeigebetrieb der deutschen Energiewende“ galt, arbeiteten bis 2017 rund 3.000 Menschen, bis das Unternehmen aufgrund der billigeren Konkurrenz chinesischer Hersteller in Konkurs ging.

2021 kaufte übrigens die Rinovasol Global O and M GmbH Produktionsanlagen von Solarworld auf, um seine Refurbishing-Kapazitäten zu erweitern: Mit einer eigenen Technologie beseitigt Rinovasol im oberpfälzischen Weiden Beschädigungen an Solar- und Photovoltaikpanelen oder führt, wenn Module nicht mehr aufgearbeitet werden können, die verarbeiteten Materialien Kunststoff und Kupfer in den Recyclingkreislauf zurück. Das Unternehmen gibt an, eine Recyclingquote von nahezu 100 Prozent bei Komponenten eines Solarmoduls zu erreichen, bislang annähernd eine Million Solar- und Photovoltaikpanelen aufgearbeitet beziehungsweise recycelt zu haben und mit Module-Herstellern und Betreibern von Photovoltaikanlagen und -parks in 40 Ländern zusammenzuarbeiten.

Antec und Impulstec
Auch die Antec Solar GmbH in Arnstadt kann auf Erfolge zurückblicken. Das Unternehmen, das selbst individuell angepasste PV-Lösungen anbietet, übernimmt die kostenfreie Rücknahme und das Recycling von Modulen. Als Inhaber eines Patents für das Recycling von Solarmodulen können hier alte Module durch einen eigenen patentierten Recyclingprozess aufgearbeitet und – wie Antek auf seiner Webseite betont – „nahezu alle Rohstoffe verwendet werden, um neue Module herzustellen“. Das Verfahren zur Aufbereitung von CdTe-Modulen beginnt mit einer physikalischen Fragmentierung, sieht eine Sauerstoff-Wärme-Behandlung zur Aufspaltung der Ethylen-Vinyl-Azetat-Schichten (EVA) vor und endet mit einer Ätzung durch Chlorgas, bevor das Endmaterial extrahiert und gereinigt wird.

Die Radebeuler Impulstec GmbH hat ein eigenes Verfahren entwickelt. Ihre Schockwellen-Zerkleinerungsanlage EHF 400 stellt einen Reaktor für eine effiziente Keramik-Metall-Verbundwerkstofftrennung dar. Nach einer mechanischen Vorbehandlung und Zerkleinerung des Materials ermöglichen die elektrisch generierten Schockwellen der Anlage ein berührungsfreies Mahlverfahren, mit dem 75 bis 200 Kilogramm Solarmodule pro Stunde behandelt werden können, indem Frontglas, EVA-Beschichtung und Silizium-Ebenen voneinander getrennt werden. Damit sollen Wiedergewinnungsquoten von sieben bis acht Gewichtsprozent für EVA, knapp drei Gewichtsprozent für Silizium und etwa ein Gewichtsprozent bei Kupfer erreicht werden.

First Solar mit bewährtem Recyclingverfahren
In Deutschland und Malaysia, vor allem aber in den Vereinigten Staaten hat sich First Solar mit Recyclinganlagen einen Namen gemacht, die mit skalierbarer Kapazität auch große Mengen an alten Modulen bewältigen können. Das bewährte Recyclingverfahren sieht nach der Zerkleinerung von CdTe-Modulen die Behandlung der Halbleiter-Filme in einer Laugetrommel vor, daraufhin eine chemische Fest-Flüssig-Trennung für Glas, eine weitere Separation für EVA sowie eine Ausfällung von Metallen. Nach Angaben von First Solar lassen sich mit diesem Verfahren hohe Wiedergewinnungsraten erzielen: 90 Prozent des Halbleiter-Materials können in neuen Modulen und der gleiche Prozentsatz an Glas in neuen Glasprodukten wiederverwendet werden. Allerdings übernimmt die Separation und Veredelung von Cadmium und Tellur ein anderer Anbieter.

Eng befasst mit Photovoltaik-Recycling ist schließlich auch der Freiberger Verfahrensentwickler LuxChemtech GmbH. Das Unternehmen sieht sich als Partner „für abfallfreie Konzepte für eine echte Kreislaufwirtschaft für Halbleitermaterialien wie beispielsweise Galliumarsenid (GaAs), Indiumphosphid (InP), Cadmiumtellurid (CdTe) und Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS) aus dem Altbestand von High-Tech-Produkten wie Photovoltaikmodulen, Wafern, Targets, aber auch Geräten und Produktionsabfällen“. Die Gesellschaft ist Teilnehmer am EU-Projekt „Super PV“, erhielt 2019 den Sächsischen Umweltpreis für ihr Verfahren zum verlustfreien Recycling von Solarmodulen und war 2020 für den Deutschen Umweltpreis für das Projekt „Von Siliziumabfällen zu wertvollem Sekundärrohstoff“ nominiert. Unter anderem gehört die Gesellschaft auch dem international besetzten „Photorama“-Konsortium an, dessen Name eine Abkürzung von „Bewirtschaftung von Photovoltaik-Abfällen – fortgeschrittene Technologien für Wiedergewinnung und Recycling von Sekundärrohstoffen aus End-of-Life-Modulen“ darstellt.

Wenn mehr ökonomische Anreize winken
2017/2018 resümierten die Autoren von „Recycling Processes for Photovoltaic Modules“: „Die Behandlungsabläufe für mono- und multi-kristallines Silizium sind gut entwickelt“. Sie räumten aber auch ein, dass Recyclingmethoden für anderweitige PV-Technologien nur unzureichend vorliegen. Dem scheinen Forschung und industrielle Umsetzung zu widersprechen. Treffender ist wohl die Äußerung von V.M. Fthenakis und P.D. Moskowitz vom Brookhaven National Laboratory, die 2009 angaben: „Momentan mögen die ökonomischen Anreize noch unzureichend sein, um die Photovoltaik-Industrie zu einem freiwilligen Recycling zu bewegen.“ Doch sie fügten auch hinzu: „Das mag sich in der Zukunft ändern, wenn mehr wirtschaftliche Stimuli winken, um saubere Technologien zu entwickeln, Umweltverschmutzung zu verhindern und CO2-Emissionen zu reduzieren.“

(Erschienen im EU-Recycling Magazin 03/2022, Seite 32, Foto: Marina Lohrbach / stock.adobe.com)