STROM VON DER SONNE FÜR WIEN

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2 STROM VON DER SONNE FÜR WIEN 1. EINLEITUNG 4 2. STAND, KOSTEN UND POTENTIAL DER PHOTOVOLTAIKTECHNOLOGIEN Weltjahresproduktion Energieamortisation CO 2 -Reduktionspotential Die Kosten des Solarstroms Kosten der PV-Systemkomponenten heute Kosten der erzeugten Kilowattstunde Solarstrom Photovoltaik heute noch in Nischenanwendungen? Die Solarzellen des nächsten Jahrtausends Solarzellentechnologien Prognostizierte Modulkosten für das Jahr Photovoltaikförderung im internationalen Vergleich Potential der PV-Stromerzeugung in anderen Ländern POTENTIAL DER PHOTOVOLTAIKANWENDUNG IN WIEN Langfristige Ziele und Einführungsstrategien PV-Energieerzeugungspotential in Wien im Überblick Solareinstrahlung in Wien Konventionelle Dachintegration Die Funktion Anwendungsfelder Einfamilienhäuser Mietshäuser Andere öffentliche Bauten PV-Kraftwerke : Erwerb von Anteilscheinen Schrebergärten Solarfassadenintegration Die Funktion Realisierter PV-Fassadenprojekte außerhalb Österreichs 60 Franz Baumgartner / Mai

3 Kostenvergleich mit konventionellen Häuserfassaden Anwendungsfelder 61 PV-Fassaden auf öffentlichen Bauten 61 PV-Fassaden für Industriebauten Potential der PV-Fassaden Solarstrom und Verkehr Mit der Solartankstelle wird das Elektroauto sauber Kostenvergleich beim Tanken von Solarstrom bzw. Benzin Anwendungsfelder Anteilscheine an öffentlichen Solartankstellen Der Mitarbeiterparkplatz mit Solartankstelle Solarversorgte Elektroautos der Stadtwerke Solartankstellen für E-Taxi und E-Bus Solarboote mit Solartankstelle am Steg Schallschutzwände, die Solarstrom erzeugen Solaranteil bei neuen öffentlichkeitswirksamen Bauobjekten Glasturm am Mariahilfplatz - COOP Himmelblau Anwendungen im kleinen Leistungsbereich Anwendungsfelder Die solare Bus- und Straßenbahnhaltestelle Straßen- und Gehwegbeleuchtung Die Gebäudebeleuchtung - Innen und Außen Touristeninformationstafeln, Stadtplanbeleuchtung Die solare Parkuhr, Parkscheinautomat Wetter- und Meßanlagen-PV-in der Verkehrstechnik Der solare Springbrunnen Der solare Würstelstand ZUSAMMENFASSUNG - FINANZIERUNG DER 1 MWP SONNENSTROMINITIATIVE WIEN 91 Tabelle 31: Die Teilprojekte der 1 MWp Sonnenstrominitiative Wien 96 mit 34 Abbildungen, 31 Tabellen und 150 Literaturverweisen Dr. F. P. Baumgartner, Zur Friedrichshöhe 28, D Konstanz Mai 1994 Franz Baumgartner / Mai

4 1. Einleitung Was die Photovoltaik (PV), die Erzeugung von Strom aus Sonnenlicht, unter allen anderen erneuerbaren Energiequellen auszeichnet, ist die Vielfalt der möglichen Anwendungen und die einfache technische Realisierung in nahezu allen Leistungsbereichen, von der Armbanduhr bis zum Megawatt-Kraftwerk. Dies deshalb, weil das Produkt elektrischer Strom fast überall eingesetzt werden kann und auch wird. Weltweit wurden bis Ende 1993 insgesamt 400 MWp 1 Solarzellen an den verschiedensten Orten für unterschiedlichste Anwendungen eingesetzt, vom Satellit über PV-Kraftwerke in den Alpen und konventionelle Dachintegration in Einfamilienhäusern, bis hin zur Versorgung von Leuchttürmen. Österreich ist mit einem bescheidenen Anteil von einem Promill beteiligt. Für eine Millionenstadt ist es ein ehrgeiziges und weitsichtiges Ziel, eine umfassende Liste von technisch schon heute zu realisierenden PV-Anwendungen in allen Leistungsfeldern zu erstellen. Für eine Großstadt wurde eine derartig detailierte gemeinsame Photovoltaik-Inititative bisher noch nicht geplant. Der Aufwand kann nur dann einen ökologischen Nutzen bringen, wenn möglichst viele Teilbereiche in einem Guß als Gesamtkonzept realisiert werden. Dem Auftraggeber dieser Studie, den Wiener Stadtwerken, kommt dabei eine Schlüsselstellung als Initiator für die Umsetzung des Pflichtenheftes zu. Es geht heute nicht primär darum, exotische, noch nie dagewesene Anwendungen für die Photovoltaik zu suchen. Vielmehr sind Ideen zu entwickeln, um PV-Anwendungen, die anderswo schon erfolgreich erprobt wurden, in breiter Form in Wien umzusetzen. Dabei sind orginelle, öffentlichkeitswirksame Projekte ins Leben zu rufen, die auf einer Zusammenarbeit verschiedenster Organisationen, Firmen, Behörden und Privatpersonen basieren. Dies bringt gleichzeitig auch Vorteile bei der Finanzierung, da die Kosten verteilt werden und speziell auch Werbeetats angezapft werden können 2. Die Wiener Stadtwerke, ausgewiesene Profis in Energiefragen, sollten die Projekte koordinieren und damit auch für alle Interessenten als Ansprechpartner zur Verfügung stehen. Der Erwerb von Know-How mit der neuen Solartechnologie ist der eigentliche Gewinn für die Stadtwerke. Von der Vielzahl der hier vorgeschlagenen PV-Anwendungen sollen hier einige wenige herausgegriffen werden, die bereits in der Schweiz und in Deutschland in größerem Umfang erfolgreich eingesetzt werden. Sonnenenergie in Schulen Solare Parkuhren Solarstrom von der Hausfasade Solarstrom in Schrebergärten Solartankstellen zum Betrieb von Elektrostraßenfahrzeugen Solartankstellen zum Betrieb von Elektrobooten Finanzielle Bürgerbeteiligungen an Solaranlagen Bestellen einer vom Kunden selbst bestimmten Menge an Solarstrom beim Stromversorger Besonders die Installation von Solarstromanlagen auf Schuldächern in Verbindung mit gezielten Projektarbeiten, soll jene, die in Zukunft die Last unserer heutigen Energie- und Umweltpolitik zu tragen haben, direkt mit dieser neuen Technologie zur Stromerzeugung in Verbindung bringen. 1 Wp - Watt peak steht für die maximale Leistung einer Solarzelle bzw. Modul bei idealer Sonneneinstrahlung von 1000 W pro Quadratmeter und bei 25 C Solarzellentemperatur. 2 Österreichweit werden jährlich ca. 3 Mrd ös für Fremdenverkehrswerbung ausgegeben, ORF ZiB 1 Franz Baumgartner / Mai

5 Diese Initiativen "Solarstrom in die Schulen" wurde in breitem Rahmen 1991 in der Schweiz begonnen und nun auch in Bayern umgesetzt. Zu den bisher zwei mit einer PV-Anlage ausgerüsteten Wiener Schulen sollten in den nächsten zwei Jahren weitere zehn Schulen einbezogen werden, um hier den internationalen Anschluß zu gewährleisten. Die landläufige Aussage, daß Solarstrom heute im Vergleich zu konventionell erzeugtem Strom noch zu teuer ist, trifft für eine Vielzahl von Anwendungen im kleinen Leistungsbereich nicht zu. Als Beispiel sei hier die Beleuchtung von Haltestellen des ÖPNV 3, solare Parkuhren, solare Straßen- und Gehwegbeleuchtung genannt. Der finanzielle und energetische Aufwand für den Netzanschluß entfällt, was zu einer Kostenersparnis bei der Installation führt. Beispielsweise würden die Werbeeinnahmen der Straßenbahnhaltestellen von etwa fünf Jahren ausreichen, um die Versorgung der Beleuchtung mit Solarstrom zu finanzieren. Beim Einsatz von Solarzellen als Fassadenelement stellt die Stromerzeugung eine Zusatzfunktion dar. PV-Fassaden sind bei in Deutschland und in der Schweiz durchgeführten Projekten nur geringfügig teurer als eine herkömmliche Glasfassaden aber kostengünstiger als so manche exklusive Marmorfassade. Der Bauherr, z.b. Industriebauten, kann damit sein Ökologiebewußtsein auch nach außen hin demonstrieren. Dachintegration Fassade Solartankstelle Kleine Leistung Schulen 100 kwp PV-Dachkraftwerke Öffentliche Bauten 60 kwp 100 kwp Mietshäuser häuser 60 kwp 50 kwp 30 kwp Fassade Industrie 80 kwp 70 kwp City Park & Tank 100 kwp Mitarbeiter Park & Tank 50 kwp Stadtwerke Solartankstelle 50 kwp E-Bus, Taxi 30 kwp 20 kwp PV-Schallschutzwand 50 kwp E-Boot Einfamilien- Schrebergärten PV- PV- Fassade öffentliche Bauten PV- Beleuchtung, Solare Parkuhr, Solarer Springbrunn. 100 kwp populäre Bauobjekte 50 kwp Abb:1 Das solare Wien im Jahr 1996 Überblick über die verschiedenen möglichen Einsatzgebiete von Solarstrom für Wien im Umfang von insgesamt 1 MWp. Die zu installierende Gesamtsolarzellenfläche hat etwa die Größe eines Fußballfelds. Die Größe der dargestellten Einzelflächen entspricht der für die jeweilige Anwendung benötigten Solarzellenfläche (siehe Kap. 3.2). Mit der Realisierung des Projektes würde im Durchschnitt auf jede Wienerin bzw. jeden Wiener etwa 0.6 Wp Solarzellen kommen. Mit einem Anteil von einem Groschen pro verbrauchter Kilowattstunde in Wien wären die Investitionskosten für die Solarzellen gedeckt ÖPNV - Öffentlicher Personen NahVerkehr 4 Der 1992 von der EU-Kommission in Brüssel erarbeiteter Richtlinienvorschlag zur Einführung einer Energiesteuer sieht ebenfalls eine Abgabe von 1 österr. Groschen pro Kilowattstunde Strom vor. (92/226) Franz Baumgartner / Mai

6 Am Beginn dieser Studie wird auf allgemeine Fragen der Photovoltaik eingegangen. Von Gegnern der Photovoltaik, die leider zu einem guten Teil auch aus den Reihen der Befürworter anderer alternativer Energieformen kommen, wird oft aus falsch verstandenem Konkurrenzbewußtsein nach Totschlagargumenten wie Energieamortisation und hohen Kosten gegriffen. Deshalb wird ausführlich auf die Energieamortisation eingegangen, die selbstverständlich für eine ökologische Gesamtbewertung wichtig ist. Die Energierücklaufzeit von multikristallinen Solarmodulen beträgt heute etwa zwei Jahre, der von amorphen Modulen etwa ein Jahr. Die zur Zeit in Entwicklung befindlichen Dünnfilmsolarzellen haben schon in wenigen Monaten soviel Energie erzeugt, wie für Ihre Herstellung notwendig war. Bei einer Lebensdauer von über 20 Jahren ist die Aussage, die Solarzellen produzieren nicht einmal soviel Energie wie für ihre Herstellung gebraucht wurde, eine bewußte Fehlinformation oder resultiert aus blanker Unwissenheit. Die in Zukunft zu erwartende Senkung der Solarzellenpreise, sowie der Einfluß der Finanzierungsform auf die errechneten Kosten für eine Kilowattstunde Solarstrom wird beleuchtet. Danach wird der aktuelle Stand der Photovoltaik-Forschung und damit auch auf Laborrekordwirkungsgrade eingegangen. Zwei mögliche Materialklassen für die in den nächsten Jahren zu erwartende Massenproduktion von billigen Dünnfilmsolarzellen werden kurz diskutiert. Abgerundet wird dieser erste allgemeine Abschnitt von einem Vergleich der Förderung der Photovoltaik und die Ziele für den Ausbau der Photovoltaikkapazitäten im internationalen Rahmen. PV-Anwendungen in der Schweiz in Deutschand belegen, daß die Photovoltaik auch in unseren Breiten sinnvoll eingesetzt werden kann, und nicht nur in südlichen sonnenreicheren Gebieten. Ausgehend von jener Vielzahl von Anwendungen die vereinzelt im kommunalen Bereich eingesetzen sind und eine Leistungsklassen von 1 Wp bis Wp umfaßt, wurde ein mögliches Pflilchtenheft für das solare Wien im Jahr 1996 aufgestellt. Technische Details die in manchen Punkten einer Art Marktübersicht von speziellen PV-Produkten entsprechen, bilden den zweiten umfangreichsten Teil dieser Studie. Fazit für die Stadtwerke: Stadtwerke können mit PV teuren Spitzenstrom ins Netz liefern bzw. die Nachfrage erst gar nicht entstehen lassen (dezentraler PV-Einsatz). Die Stadtwerke haben in jedem Fall die wichtige Funktion eines Energiebuffers zu erfüllen, tages- und jahreszeitlich. Generell sollten alle Bereiche die zum Verband der Wiener Stadtwerke gehören, bei Neuanschaffung prüfen ob nicht eine PV- Anwendung möglich wäre (z.b. PV-Beleuchtungssysteme, PV-Schallschutzwände). Aus dem Selbstverständnis der Wiener Stadtwerke heraus, sich ernsthaft mit neuen umweltschonenden Energieerzeugungstechniken zu befassen, ist der Einsatz von Solarzellen in größerem Rahmen ein vorgezeichneter Weg. Mit folgenden Nachteilen für Wien und Österreich muß gerechnet werden, wenn die Anwendung, Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der Photovoltaik nicht ernsthaft betrieben wird: Man versäumt kostbare Zeit, um das Know-How für diese neue Technologie zu erwerben, und die Infrastruktur wird nicht geschaffen. Ab einem gewissen Zeitpunkt ist es nicht mehr möglich, in die PV-Entwicklung und spezielle in die PV-Forschung einzusteigen. Man verbaut sich zukünftige Exportchancen, speziell in Entwicklungs- und Schwellenländer auch in Osteuropa. Franz Baumgartner / Mai

7 Abschließende Argumente für die Photovoltaik Verglichen mit fossilen Energieträgern die in den nächsten Jahrzehnten bei heutigem Nutzungsumfang erschöpft sein werden, ist das Solarenergieangebot eine unerschöpfliche Energiequelle. Die bisherige technische Erfahrung im Bereich der Photovoltaik hat gezeigt, daß PV- Anwendungen immer dort erfolgreich sind, wo der Sonnenenergieeinsatz mit einer Energieoptimierung einhergeht. Energiesparen und Solarenergieeinsatz muß als Einheit verstanden werden. Versuche, das eine zu unterbinden, nur weil man alle Anstrengungen auf das andere konzentriert, sprechen nicht für die Weitsichtigkeit der Entscheidungsträger. Unter Berücksichtigung dieser wesentlichen Randbedingung würden die bestehenden Dachflächen, Fassaden und andere Verkehrsflächen ausreichen, um unseren Stromhunger in Zukunft durch die Sonne zu decken. Will Wien 1996 pro Kopf den gleichen Stand an PV-Anwendungen erreichen wie Ihn die Schweiz schon heute hat, so müssen Solarzellen mit einer Gesamtleistung von mehr als 1 MWp installiert werden. Dies bedeutet eine mehr als Verzehnfachung der heute installierten PV-Leistung. Mit einem Anteil von einem Groschen pro verbrauchter Kilowattstunde in Wien könnten alle Investitionen getätigt werden. PV-Produkte, die in Österreich produziert werden, sollten bevorzugt eingesetzt werden, um ein Maximum an heimischer Wertschöpfung zu erzielen. Gute Startchancen auf dem sich rasant erweiternden PV-Markt könnten dadurch auch den heimischen Firmen eingeräumt werden. Da sich Österreich in einer weitsichtigen Entscheidung gegen die Nutzung der Kernenergie ausgesprochen hat, sollten wir bemüht sein in allen Energieerzeugungstechniken die gegen den Treibhauseffekt eingesetzt werden können (Null-Emission), eine Vorreiterrolle einzunehmen. Franz Baumgartner / Mai

8 2.Stand, Kosten und Potential der Photovoltaiktechnologien 2.1. Weltjahresproduktion Durchschnittlicher Modulpreis [$/Wp] PV-Learning Curve Thin film cells? Grafik: Baumgartner, KonstanzQuelle: A. Ricaud, 12th EPVSEC 1994, Amsterdam PV_SOZ_K 4/ Gesamte installierte PV-Leistung weltweit [MWp] Abb. 2 Abnahme des mittleren Modulpreises als Funktion der gesamten weltweit installierten PV-Kapazität. (Preise in konstant $; PV-Markwachstum 20% pro Jahr bis 2008) 5 Die Weltjahresproduktion von Solarzellen hat sich in den letzten 10 Jahren mehr als verzehnfacht. Die Menge der weltweit im Jahr 1993 produzierten Solarzellen umfaßte eine Leistung von 61 MWp. Mit Ende 1993 war weltweit eine PV-Gesamtkapazität von 400 MWp installiert. Zur Jahrtausendwende werden mit einer jährlichen Steigerungsrate von 15% über 1000 MWp Solarzellen Strom erzeugen. 6 Im Jahr 1993 wurden allein in Europa und den USA 46% der PV-Weltjahresproduktion zur Anwendung eingesetzt. Nur 7% der weltweit 1993 installierten PV-Leistung wird netzgekoppelt betrieben. 7 Unter den 17 Firmen die 80% des PV-Weltmarktes beherrschen zählen Siemens Solar Ind. (21%) und Solarex zu den Größten. In Abb.2 ist deutlich ersichtlich daß mit der Zunahme der weltweit installierten PV-Leistung auch der durchschnittliche Verkaufspreis pro W p entsprechend einer "Learning Curve" sinkt. Diese Charakteristik folgt allgemein aus der Senkung der Stückkosten, bei gleichbleibender Technologie, durch die Ausweitung der Produktionsmenge und ist für verschiedenste Produkte gültig. Für die Einführung von Dünnfilmsolarzellen wird wegen des Technologiesprunges mit einer deutlichen Senkung des Preises, unter den nach der "Learning curve" der letzten 20 Jahre prognostizierten Wert, erwartet. 5 A. Ricaud, 12 th Euro PVSC in Amsterdam P. Maycock, 10th Euro PVSC in Lisbon 1991 p1396; bzw. H. Aulich et al; etz. Bd. 111 (1990) Heft 4, S R. Barlow et al. 12th Euro PVSC in Amsterdam 1994 Franz Baumgartner / Mai

9 2.2. Energieamortisation Von Gegnern der Photovoltaik wird stets versucht, als Totschlagargument Zahlen zu zitieren, aus denen hervorgehen soll, daß der Energieaufwand bei der Herstellung von PV-Modulen größer sei als die während der Lebensdauer produzierte elektrische Energie. Weil diese Thematik wichtig für eine ökologische Gesamtbewertung der Photovoltaik ist und oft Zahlen in der Tagespresse genannt werden, die nicht auf der Höhe der heutigen Zeit sind, soll hier genauer auf die Einzelheiten eingegangen werden. Genährt wird der Verdacht der unzureichenden Energieamortisation durch Analysen der Herstellung einer der ersten Solarzellengenerationen, aus den 70-er Jahren, die in Satelliten eingesetzt wurden. Sie wurden allerdings im Labormaßstab produziert. Es würde wenigen Kernkraftbefürworter einfallen, einen Kernspaltungsversuchsreaktor oder gar das jüngste JET- Kernfusionsexperiment mit dem gesamten kumulierten Energieaufwand auf die Energieamortisation hin zu analysieren. Tab: 1 Energieaufwand für die Herstellung des Solarzellenbasismaterials, der Solarmodule und eines 300 kwp PV-Modellkraftwerks basierend auf Daten von deutschen Modulherstellern. Scheiben herstellung Energien in kwh / kwp Einheiten kristallines Si multikrist. Si amorphes Si MIS-I auf multi-si Wirkungsgrad % 14, Modulleistung Wp Scheibendicke mm 0,450 0,350 0,002 0,250 Produktionskapazität MWp pro Jahr 0,6 1,2 1 1 Solarzellenherstellung Modulherstellung PV-Kraftwerk 300 kwp KEEEV KEEV KPEV 2) KEEEV KEEV KPEV KEEEV KEEV KPEV Amort-Jahre KEEEV KEEV KPEV , , , Quelle: G. Hagedorn und E. Hellriegel, Umweltvorsorgeprüfung bei Forschungsvorhaben- Am Beispiel von Photovoltaik, Angewandte Systemanalyse Nr. 67, Band 5, ISSN , Kernforschungsanlage Jülich im Juni 1992; G. Hagedorn, H. Kuhn, S. Lichtenberger; Kumulierter Energieverbrauch für die Herstellung von Solarzellen und photovoltaischen Kraftwerken; Forschungsstelle für Energie wirtschaft, München, Juli KEEEV Kumulierter Endenergieverbrauch nur an elektrischer Energie KEEV Kumulierter Endenergieverbrauch (Brennstoff + Elektrischer + Nicht Energ.) KPEV Kumulierter Primärenergieverbrauch 1) in der BRD produziert eine netzgekoppelte PV-Anlage ~ 1000 kwh/kwp elektrische Energie pro Jahr. Das entspricht für den konventionellen Kraftwerksmix einem Primärenergieäquivalent von ~2500 kwh [vgl. Wagner; BRD Sonnenenergieverbund, Themen 92/93 S.24] 2) Das Primärenergieäquivalent wurde durch Multiplikation der Endenergie mit 2,5 für die elektrische, mit 1,18 für Brennstoffe und mit 1,25 für den nichtenergetischen Verbrauch ermittelt. Franz Baumgartner / Mai ,2 -

10 Pikanterweise wurde in Deutschland eine der umfangreichsten Untersuchungen zur Energieamortisation von Solarzellen vom Kernforschungszentrum Jülich durchgeführt [G. Hagedorn und E. Hellriegel, Umweltvorsorgeprüfung bei Forschungsvorhaben - Am Beispiel von Photovoltaik, Angewandte Systemanalyse Nr. 67, Band 5, ISSN , Kernforschungsanlage Jülich im Juni 1992]. Eine Zusammenfassung wichtiger Ergebnisse dieser Untersuchung von 1992, die in vielen Punkten auf eine Studie aus 1989 zurückgeht, wird in Tab.1 gegeben [vgl. Quellenangabe als Fußnote von Tab.1]. Aus Tab.1 läßt sich berechnen, daß ein 300 kwp PV-Kraftwerk bestehend aus kristallinen Silizium Solarmodulen, in unseren Breiten 6,2 Jahre arbeiten müßte, nur um die elektrische Energie zu erzeugen, die für die Erstellung der Module notwendig ist [vgl. Fußnote 1) in Tab.1]. Zum Vergleich liefert diese Rechnung für die Energierücklaufzeit der elektrischen Energie eines PV-Kraftwerks bestehend aus multikristallinem Silizium 4,2 Jahre und für eines aus amorphen Silizium-Modulen 2,2 Jahre. Folgt man der Analyse weiter, so erhöht der übrige kumulierte, nicht elektrische Energieverbrauch für die Herstellung obiger PV-Module die Energierücklaufzeit auf 7 Jahre für kristalline Module, auf 4,5 Jahre für polykristalline Module, auf 3,4 Jahre für amorphe Module und auf 4,2 Jahre für MIS (Metal Insulater Semiconductor) Module (bezogen auf die Primärenergie; vgl. Fußnote 1) in Tab.1). Im gleichen Jahr, wie obige deutsche Untersuchung datiert ist, veröffentlichte Wolfgang Palz (Leiter des Renewable Energy Department bei der EC DGXII in Brüssel) eine Untersuchung der Energierücklaufzeiten von PV-Modulen, die aus französischen Produktionsanlagen stammen. Er erhielt allerdings Energierücklaufzeiten von weniger als 2,1 Jahren, die Hälfte weniger als obige deutsche Analyse. Bei Lebensdauern von über 20 Jahren ist die Aussage, die Solarzellen produzieren nicht einmal soviel Energie wie für ihre Herstellung notwendig ist, eine bewußte Fehlinformation oder resultiert aus blanker Unwissenheit. Tab.2 Energierücklaufzeit basierend auf PV-Modul Produktionsstätten in Frankreich (multikristallines Silizium: Firma Photowatt; amorphes Silizium: Firma Chrona). multi-silizium amorphes Silizium 1990 multi-silizium amorphes Silizium Prognose Prognose 1995 Produktionskapazität 1,5 MW/a 1,2 MW/a Modulwirkungsgrad 12% 6% 14% 12% 2) Systemwirkungsgrad 65% 65% Energierücklaufzeit 1) 2,1 Jahre 1,2 Jahre 1,4 Jahre 0,7 Jahre Quelle: W. Palz, H. Zibetta, Yearbook of Renewable Energies 1992, S.181 1) Einstrahlung 1400 kwh/m 2 a 2) stacked thin films Beiden Untersuchungen gemeinsam ist die Aussage, daß die Energierücklaufzeiten für amorphe Siliziummodule am kürzesten sind, trotz des geringen Wirkungsgrades und des größeren Flächenbedarfs. Auf Platz zwei liegen die multikristallinen Module, die bei zusätzlichen Einsparungen von Hochtemperaturschritten durch die MIS-I Technik (vgl. Tab. 1, letzte Spalte) und Franz Baumgartner / Mai

11 durch die rahmenlose Modulbauweise zu einer Reduktion der Energieamortisationszeit um etwa 10% führen. Tab.3 gibt Aufschluß darüber wie energieintensiv die einzelnen Produktionschritte sind. Bei der Herstellung von multikristallinen Modulen sind 52% der Gesamtenergie allein für die Herstellung der Siliziumscheiben notwendig. Für die deutschen mulitkristallinen Module aus Tab.1 ergibt sich ein Anteil von 50%. Für das amorphe Si-Modul beträgt der Energieaufwand für die Deposition des 0,001 mm dicken a-si Films nur ein Drittel der Herstellungsenergie der verwendeten Glassubstrate. Der Energieaufwand für die Hilfsenergien wie Heizung und Beleuchtung der Fabrikshallen hat einen Anteil von etwa einem Viertel am kumulierten Energieaufwand bei der Herstellung von PV- Modulen (Tab.3). Tab.3 Aufteilung der Modulherstellungsenergie auf die verschiedenen Prozeßschritte (Produktionsanlage für multikristallines Silizium: Firma Photowatt; für amorphes Silizium: Firma Chrona). vgl. Tab.2 Produktionsschritte Si- Scheiben bzw. a-si Depos Solarzellen präparation Modulglas Fabrik Licht, Heizung Herstellun gsenergie [kwh/m 2 ] multikrist. Silizium 52% 10% 14% 4% 20% 235 Mod. amorphes Silizium Mod. 10% 29% 29% 3% 29% 68,8 Quelle: W. Palz, H. Zibetta, Yearbook of Renewable Energies 1992 S.181 Warum unterscheiden sich die Energierücklaufzeiten aus beiden Studien um den Faktor 2? Dazu sind in Tab.4 die für die jeweilige Studie angesetzten Kenngrößen zum Sägen der Siliziumscheiben und des Energieinhalts des zur Herstellung der multikristallinen Si-Blöcke benutzten Ausgangsmaterials aufgeführt. Tab.4 Unterschiede in den Ausgangsgrößen für die Berechnung der Herstellungsenergie für mulitkristalline Siliziumscheiben, zwischen der Studie der KFA, Jülich ( deutsche Produktion vgl. Tab.1) und jener von W. Palz (französische Produktion, vgl. Tab.2). multikristalline Siliziumscheiben 1) für Modulwirkungsg. 12% Energieinhalt d. Ausgangsstoffs zum Schmelzen Scheiben dicke Rest Modulfertigung Jahresproduktionskapazität Schnittverluste kumulierter Energieverbrauch pro Scheibe Tab.1 G. Hagedorn 1,2 MWp/a 250 kwh/kg 3) 0,35 mm 0,20 mm 3,20 kwh Tab.2 W. Palz 1,5 MWp/a 20 kwh/kg 2) 0,19 mm 0,21 mm 1,22 kwh 1) Scheibengrößen in beiden Produktionslinien 10x10 cm 2 2) Da nur EG-Silizium-Ausschuß aus der Halbleiterproduktion verwendet wird, ist hier der Energieinhalt von technischem Silizium (Vorprodukt von EG-Silizium) verwendet worden. 3) kumulierter Primärenergieinhalt für EG-Silizium höchster Reinheit, wie es auch in der Halbleiterindustrie verwendet wird (Hagedorn 92, S.163) Franz Baumgartner / Mai

12 Energieinhalt des Ausgangsprodukts Weltweit werden 3% des technischen Siliziums zu EG-Silizium (Halbleiter Si) verarbeitet und davon wieder nur 10% für Solarzellen. Dabei wird zur Herstellung von multikristallinen Silizium der Abfall aus der Halbleiterindustrie als Ausgangsstoff zum Herstellen der multi-si Blöcke verwendet. Wäre diese Verwertung nicht möglich, würde der Abfall an EG-Si ansonsten wieder gemeinsam mit dem technischen Silizium Ausgangsprodukt für die erneute Herstellung von EG-Si sein. Bei der Herstellung von PV-Silizium fehlt also der EG-Si Abfall als Rohstoff und muß durch technisches Silizium ersetzt werden. Aufgrund dieser Substitution hat Palz (2. Zeile Tab.4) den Energieinhalt von technischem Silizium als Ausgangsgröße gewählt.anders bei der Studie von Hagedorn. Dort wurde der erforderliche hohe Prozeßenergiebedarf zur Si-Polyabscheidung allein dem Zielprodukt Solarzelle zugewiesen (Hagedorn 92, S.163). Die Verfahrenstechnologien und die Produktionskapazitäten werden heute von der Halbleiterindustrie bestimmt. Würde die jährliche weltweite Produktionskapazität von Siliziumsolarzellen über 100 MWp ansteigen, so würden dazu die Abfälle aus der Halbleiterindustrie nicht mehr ausreichen. 8 Weiters wird heute die höchste Reinheitsanforderung, die entscheidend den Energieaufwand und natürlich auch den Preis pro Tonne Si bestimmt, von der Halbleiterindustrie festgelegt. In den letzten Jahren wurden neue Verfahren, wie z.b. die Herstellung von "Solar Grade Silicon" entwickelt, mit etwas schlechterer Reinheit als EG-Si, aber ausreichend für die Photovoltaik. Es existiert heute aber noch keine großtechnische Anlage, in der dieses Solarsilizium kostengünstig und energiesparend hergestellt wird. 9 Der Energieinhalt von etwa 45 kwh/kg beträgt nur rund ein Fünftel des Energieinhalts von EG-Silizium. Fließt dieser Wert anstatt der 20 kwh/kg in die Berechnung nach Tab.2 ein, so erhöht sich die Energieamortisationszeit lediglich um 10% (Lit wie Tab.2). Sägen In der KFA-Studie wird bemerkt, daß der Sägeprozeß selbst ein großes Verbesserungspotential (energetisch und finanziell) bietet. Sei es durch Sägen von dünneren Scheiben (kleiner als 0,2 mm), als auch durch weitere Optimierung der Schnittverluste (kleiner als 0,2 mm). Dadurch wird der Einsatz an halbleiterreinem Silizium weiter reduziert. 10 Gerechnet wurde aber mit einer Waferdicke von 0,35 mm für multikristalline Si-Module, das entspricht dem 1,8 fachen Wert der Analyse der französischen Fertigung. Ähnliches gilt auch für das Sägen von monokristallinen Si-Scheiben. Obwohl in der Solarzellenproduktion damals schon drahtgesägte monokristalline Scheiben mit 0,35mm teilweise eingesetzt wurden, basiert die KFA-Untersuchung auf innenlochgesägten 0,45mm Wafern. 11 Der dargelegte Unterschied im Energieinhalt des Ausgangsstoffes und der Technologie des Scheibensägens sind die wichtigsten Ursachen dafür, daß der Energieinhalt einer nach Hagedorn mit deutscher Technologie gefertigten Mulit-Si-Scheibe mehr als zweimal höher ist als der einer Muli- Si-Scheibe aus französischer Fertigung.(siehe Tab.4) 8 D. Nikl; NUKEM, BMFT Statusreport Photovoltaik 1993, Kap.17 9 G. Hagedorn und E. Hellriegel, Angewandte Systemanalyse Nr. 67, Band 5, KFA Jülich 1992, S G. Hagedorn und E. Hellriegel, Angewandte Systemanalyse Nr. 67, Band 5, KFA Jülich 1992, S G. Hagedorn und E. Hellriegel, Angewandte Systemanalyse Nr. 67, Band 5, KFA Jülich 1992, S.130 Franz Baumgartner / Mai

13 Energierücklaufzeiten von Dünnfilmsolarzellen Da das benötigte Halbleitermaterial einer Dünnfilmsolarzelle weniger als ein Hundertstel Millimeter dick ist, reduziert sich die Stoffmenge pro Flächeneinheit. Der Preis und der Energieaufwand für die Zellenherstellung sind geringer als für eine konventionelle einige Zehntel Millimeter dicke Siliziumzelle. Für CdTe - Dünnfilmsolarzellen wurden von Bonnet Energieamortisationszeiten in der Größenordnung von wenigen Monaten bis einem halben Jahr genannt. 12 Eine neue Untersuchung von CdTe Dünnfilmsolarzellen die mittels der Elektrodepositionsmethode hergestellt werden, ergab einen thermischen Energieaufwand von 242 kwh für die Herstellung eines Quadratmeters CdTe-Modul. 13 Dies entspricht einem äquivalenten elektrischen Energieaufwand von etwa 100 kwh pro Quadratmeter. Bei einem Modulwirkungsgrad von 10% und einer Solarstromproduktion von 1000 kwh pro kwp und Jahr, würde die zur Herstellung benötigte Gesamtenergie innerhalb eines Jahres erzeugt. Der Energieaufwand zur Herstellung des frontseitigen und des rückseitigen Glases macht etwa die Hälfte des gesamten Energieaufwandes zur Herstellung eines CdTe-Moduls aus. Als Rechengrundlage für die ermittelte Energieamoritsationszeit von einem Jahr diente bei dieser Analyse eine Pilotproduktionsanlage der Firma BP Solar. Folgende Zellstruktur wurde zugrunde gelegt : Glas / 0,12 µm SnO 2 / 0.2 µm CdS / 1,5µm CdTe / µm Cu / 1 µm Mo / Glas. Eine Jahresproduktionskapazität von 10 bis 50 MWp wurde angenommen. Für Dünnfilmsolarzellen auf der Basis der Chalkopyritverbindung CuInSe 2 werden von Siemens Solar ebenfalls Energieamortisationszeiten in der gleichen Größenordnung wie für CdTe, also noch besser als a-si genannt. Professor Bloss gab in der Zusammenfassung zur 12. Europäischen Photovoltaikkonferenz in Amsterdam 1994 folgende Energieamortisationszeiten, bei besten Einstrahlungbedingungen für Dünnfilmsolarzellen an: amorphes Silizium (a-si) 3 bis 6 Monate Chalkopyritverbindungshalbleiter (CIS) 3 bis 4 Monate CdTe/CdS Verbindungshalbleiter 1 bis 6 Monate 12 D. Bonnet, Int. J. of Solar Energy vol 12, April K. Hynes, A. Baumann and R. Hill; 12 th EPVSEC Amsterdam 1994 Franz Baumgartner / Mai

14 2.3. CO 2 -Reduktionspotential Die gemessene globale mittlere Temperatur auf unserer Erde ist Schwankungen unterworfen. (Abb.3) Trotzdem ist in den letzten 100 Jahren eine deutliche Erhöhung um etwa 0.5 C festzustellen. Die ebenfalls gemessene CO 2 -Konzentration in der Atmosphäre, hat im gleichen Zeitraum von 290 ppm auf den heutigen Wert von 350 ppm zugenommen. Blickt man nun einige tausend Jahre zurück in die Vergangenheit, so schwankte die CO 2 - Konzentration zwischen 200 ppm bzw. 300 ppm. Ein Maximum der CO 2 -Konzentration war verbunden mit einem Maximum der globalen mittleren Temperatur. Betrachtet man nun die Größenordnungen, so hat seit der letzten Eiszeit vor ungefähr Jahren die CO 2 -Konzentration um 80 ppm zugelegt. Dies ist etwa der gleiche Wert der der Atmosphäre in den letzten 100 Jahren durch anthropogene Einflüsse zusätzlich zugeführt wurde. Die heutige atmosphärische CO 2 - Konzentration ist mit 350 ppm höher als das bisherige Maximum vor Jahren. Die Ursache für den anthropogenen Treibhauseffekt ist die Zunahme der Verbrennung von fossilen Energieträgern. Der Mensch hat in den letzten 100 Jahren den jährlichen Ausstoß von CO 2 mehr als verfünffacht. Beispielsweise verursacht durchschnittlich jeder Deutsch bzw. jede Deutsche die Emission von 33 kg CO 2 pro Tag. Die letzten 100 Jahre 30 Konzentration von CO ,6 Gt CO 2 aus fossilen Quellen Temperatur Emission CO 2 - Emission [ppm] 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4 globale Temperatur [C] Dr. Baumgartner / Uni Konstanz Abb. 3 Die Zunahme der weltweiten Emission von CO 2 durch Verbrennung fossiler Energiequellen, sowie die Zunahme der Konzentration von CO 2 in der Atmosphäre und die Zunahme der globalen mittleren Temperatur in den letzten 100 Jahren. Franz Baumgartner / Mai

15 Tab.5 CO 2 -Emission pro erzeugter Kilowattstunde Netzstrom im Jahr ) Gebiet Österreich Bayern BRD England g CO 2 /kwh 210 2) 230 3) 590 4) 780 5) Quellen: 1) M. Cerveny, EVA Juni 93, Technologiebezogene CO 2 -Reduktionsmaßnahmen, Seite 85: Die drei Wiener kalorischen Kraftwerke, Simmering, Donaustadt und Leopoldau, erzeugten ,7 PJ elektrischer Energie; Sie wurden zu 86% mit Erdgas und zu 14% mit Erdöl befeuert. Seite 114: Im österreichischen Durchschnitt emittierten Gaskraftwerke 480 g CO 2 und Ölkraftwerke 740 g CO 2 pro erzeugter elektrischer Kilowattstunde. Kraftwärmekopplung wurde nicht berücksichtigt 2) F. Kok, Energiesparpotentiale jetzt verwirklichen; Landesakademie Krems Nov. 93, der kalorische Anteil hängt stark von der Wasserführung ab relativ wasserarm, 3) für das Jahr 1988, K. Scheurer, Elektrizitätswirtschaft 91 (1992) S.596 4) Enquete-Komission "Vorsorge zum Schutz der Erdatmosphäre" Bd.7 Deutscher Bundestag 1990 Economia Verlag Müller 5) M. Gover, 26th-International Symposium on Automotive Technology and Automation, Aachen Sep. 1993, S.293 Im internationalen Vergleich haben Deutschland und England, wegen der starken Kohlefeuerung bei der Stromerzeugung, eine um drei bis vierfach höhere Emission an CO 2 pro erzeugter Kilowattstunde Netzstrom. Im Jahr 1990 stammten 19% der österreichweiten CO 2 -Emission aus kalorischen Kraftwerken der Energieversorgungsunternehmen. Diese stellten in diesem wasserschwachen Jahr 31% des gesamten Stromaufkommens in Österreich. Die drei kalorischen Kraftwerke Simmering, Donaustadt und Leopoldau lieferten ein Drittel dieser Menge. Damit deckt Wien die Hälfte seines jährlichen Strombedarfes. Obwohl diese Kraftwerke zu fast 90% mit Erdgas betrieben werden, welches unter den kalorischen Energieträgern die geringste CO 2 -Emission verursacht, liegt die durchschnittliche Emission an CO 2 pro kwh Netzstrom über dem österreichischen Durchschnitt. Bei diesen Zahlen darf allerdings nicht vergessen werden, daß neben der Stromproduktion speziell in Wien die Abwärme der kalorischen Kraftwerke genutzt wird. Dadurch wird die Verbrennung fossiler Quellen z.b. zur Raumheizung eingespart. Der Einsatz von erneuerbaren Energien muß unter anderem zum Zeil haben, die CO 2 -Emission zu reduzieren. Bei der Realisierung der 1 MWp Solarstrominitiative in Wien könnten mehr als 200 Tonnen CO 2 pro Jahr eingespart werden. Dabei wurde angenommen, daß mit der Substitution von Netzstrom durch Solarstrom, in Wien 210 g CO 2 pro kwh eingespart werden, ein Wert der dem österreichischen Durchschnitt entspricht.(vgl. Tab.5) Die Kosten zur Bindung von einer Tonne CO 2 durch Wiederaufforstung des tropischen Regenwaldes betragen heute etwa zwischen 5 $ und 15 $. Daß mit dieser Vorgangsweise der Gaul von der falschen Seite aufgezäumt wird, dafür spricht die Tatsache, daß die Regenwaldfläche nicht ausreicht, um unsere heutige vom Menschen verursachte CO 2 -Emission zu binden Die Zeit Franz Baumgartner / Mai

16 2.4. Die Kosten des Solarstroms Die Kosten zur Erzeugung von Strom sind für das Gemeinwohl nur dann förderlich, wenn die damit verbundenen Schäden an der Natur und deren soziale Folgen monetarisiert werden. Die Aussage, dies sei alles zu komplex führt nur dazu, daß weiterhin die Natur und damit unsere Lebensgrundlage zum Nulltarif geschädigt wird. Als Beispiel für die Internalisierung dieser externen Kosten sei die Besteuerung von Energie entsprechend der CO 2 -Emission genannt, verbunden mit der zweckgebundenen Verwendung der vereinnahmten Mittel. Damit können die finanziellen Mittel bereitgestellt werden, um beispielsweise alternative Energien in breitem Maße einzuführen Kosten der PV-Systemkomponenten heute In einer Marktanalyse aller installierter netzgekoppelter PV-Anlagen, die im ersten Halbjahr 1993 vom Land Baden-Württemberg (BRD) gefördert wurden, ergab sich folgende aktuelle Kostenstruktur. Von diesen Gesamtkosten wurden 35% durch das Land gefördert. Tab.6 Kostenaufschlüsselung einer 1 kwp bzw. 2 kwp netzgekoppelten PV-Dachanlage in Baden-Württemberg - BRD (Preise für erstes Halbjahr 93 - inkl. 15% MWSt) Komponenten Anteilige Kosten für eine 1 kwp PV-Anlage Anteilige Kosten für eine 2 kwp PV-Anlage PV-Module 52% 60% Montage 17% 13% Wechselrichter 15% 12% Aufdachmontagegestell 7% 8% Anschlußkasten 4% 3% Planung und Dokumentation 1% 1% Leitungen AC und DC 1% 1% Kleinteile 3% 2% Gesamtkosten ös/kwp ös/kwp Quelle: H. Lutz, Sonnenenergie 5 (1993) S.7 Die Auswertung des 1000-Dächer-Programmes in Deutschland bei dem mit Beginn 1994 insgesamt 1423 Anlagen mit einer durchschnittlichen Leistung von 2,5 kwp im Betrieb waren, ergab durchschnittliche Gesamtinvestitionskosten von ös pro installierter kwp PV-Leistung (inkl. MWSt). 15 Zum Vergleich beliefen sich im österreichischen 200 kw - Breitentest die durchschnittlichen Gesamtkosten auf ös pro kwp. 16 Wenn man nach Tab.6 davon ausgeht, daß bis auf die PV-Module in absehbarer Zukunft alle übrigen Komponenten in Österreich produziert werden können, so beträgt die inländische Wertschöpfung etwa die Hälfte der Gesamtkosten einer PV-Anlage in Österreich. 15 V. Hoffmann; Neuntes Nationales Symposium PV-Solarenergie, Staffelstein März 1994, S H. Wilk; Neuntes Nationales Symposium PV-Solarenergie, Staffelstein März 1994, S.65 Franz Baumgartner / Mai

17 Die Kosten für die Module betrugen im obigen Förderprogramm nach Tab.6 für die Herstellerfirmen von Siemens, DASA und Kyocera zwischen 102 und 92 ös/wp (inkl. 15% MWSt). Im österreichischen 200 kwp Breitentest lagen die Modulkosten etwas höher, bei 90 und 150 ös/wp - Mittelwert 115 ös/wp. 17 In Tabelle 7 sind technische Daten sowie Preise von einigen PV-Modulen aufgelistet. Der Großteil der angebotenen Siliziummodule haben Modulwirkungsgrade von um die 12 %. Modulwirkungsgrade von 15% werden industriell nur mit einer aufwendigen mechanischen Texturierung der monokristallinen Silizumwafer mit Lasertechnik erzielt. Trotzdem sind die Herstellungskosten der Module bezogen auf das Wp nur um etwa 10% höher als jene von polykristallinen Silizummodulen in herkömmlicher Technik. In Kapitel in Tab. wird dargelegt, daß bereits heute Solarzellenwirkungsgrade von 17% auf polykristallinem Silizium im Labormaßstab demonstriert wurden. Daher ist in den nächsten Jahren mit 15% Modulwirkungsgrad auf der Basis von billigerem poly-silizium zu rechnen. Für Modulleistungen von über 50Wp sind zur Zeit nur kristalline und polykristalline Siliziumsolarzellen auf dem Markt. Generell ist bei den Modulherstellern der Trend zu beobachten, daß größere Module mit Leistungen über 100 Wp angeboten werden. Damit können die Gesamtkosten gesenkt werden, da bei der Installation sowie bei der Verdrahtung Kosten eingespart werden. Tab.7 Auswahl von in Europa gängigen PV-Modultypen ab 50Wp (Stand 1993, Preise inkl. MWSt) Leistung Wp Modultyp Hersteller Typenbezeichnung Modulwirkungsgrad % Preis BRD ös/wp mono-si, laser BP 1) BP ,1 groov mono-si 7) Siemens M 110 L ,9 mono-si 5) Siemens SM ,4 99 6) mono-si 5) Siemens M 100 L ,3 mono-si 5) Helios H ,3 97 6) mono Si 6) Telefunken MQ 40 D 58,5 11,7 poly-si 4) Kyocera LA721G (14) 96 6) poly-si; bifacial 2) Nukem PS (14,9) poly-si, bifacial 3) Nukem PS 184 T ,2-13 Die Werte in Klammern in der Spalte "Modulwirkungsgrade" geben die besten Einzelzellwirkungsgrade an. 1) BP Firmenprospekt 1992, A=0,630 m 2 2) W.Heit, K. Jäger; BMFT Statusreport Photovoltaik 1993, S.16 3) Nukem Firmenprospekt 1992, A=1,84 m 2 bis 3 m 2 möglich, Voc=98V 4) Kyocera Firmenprospekt 1992, A=0,852 m 2 5) Siemens Firmenprospekt 1992, A=0,427 m 2 bzw. A=0,816 m 2 6) Verbraucherpreis inkl 15% für ein Modul in Süddeutschland; ) G. Polster, Energie aus der Sonne, Gepo Verlag Nov S.56 A=0,852 m 2 8 ) Herstellungskosten 4.9 $/Wp versus 4.3 $/Wp für konventionelle polykristaline Siliziummodule A. Ricaud, 12 th Euro PVSC in Amsterdam ) 17 H. Wilk; Achtes Nationales Symposium PV-Solarenergie, Staffelstein März 1993, S.36 Franz Baumgartner / Mai

18 Sollen die Gesamtkosten einer netzgekoppelten PV-Dachanlage deutlich reduziert werden so muß der größte Einzelposten, die Modulkosten reduziert werden (vgl. Tab. 6). Durch die Ausweitung der Produktion und durch technologische Weiterentwicklungen kam es seit 1970 zu einer dramatischen Senkung des Modulpreises um den Faktor 10.(siehe Abb. 2) Beispielsweise produziert die größte Photovoltaikproduktionsanlage der Welt heute wenige MWp PV-Module im Jahr. Eine Ausweitung der Produktion um das Zehnfache würde zu einer Halbierung der Modulherstellungskosten führen. 18 Zu ähnlichen Werten kommt auch eine Kostenanalyse für Silizium-MIS-I-Großmodule in Gießharztechnik, wie sie heute von NUKEM, BRD mit einer Kapazität von 1 MWp/a produziert werden. Für eine Jahresproduktion von 20 MWp wurde errechnet, daß die Herstellungskosten des Si-MIS-I Modultyps auf 35 ös/wp fallen würden, gegenüber 74 ös bei einer Jahresproduktion von 1 MWp (siehe Fußnote 2 in Tab.8]. Betrachtet man die Einzelkosten für die Modulherstellung in Tab.8, so sieht man, daß die drei Produktionsschritte Silzium-Waferherstellung, Solarzellenprozeß und Einkapselung je etwa ein Drittel der Modulherstellungskosten ausmachen. In einer früheren Untersuchung aus dem Jahr 1987 stellte die Herstellung der hochreinen Silizium-Wafer, den Haupteil der Herstellungskosten von 4 $/Wp (siehe Fußnote 1 in Tab.8). Die großflächigen, rahmenlosen MIS-I-Module (1 x 2.5 m 2, 300 Wp) verursachen zwar einen höheren Kostenanteil bei der Moduleinkapselung als konventionelle kleine (50 Wp) Module, aber die Montagekosten bei der PV-Anlagenerstellung sinken. Eine Integration dieser kostengünstigen Glasmodule in die Häuserfassaden ist denkbar. Tab.8 Aufschlüsselung der kristallinen Silizium-Modulherstellungskosten Produktionsabschnitt Zellentyp Literatur Silizium- Wafer Solarzellen prozeß Einkapselung Glas Anteil an den Modulkosten pn-si 1) 40% 40% 20% Anteil an den Modulkosten pn-si 2) 31% 38% 31% Anteil an den Modulkosten MIS-I-Si 2) 33% 32% 35% 1) PV- European Handbook, M. Imamura, P.Helm, W.Palz; Brüssel 1992, S.11 (Daten aus 1987) 2) W. Hirtz, W. Huber, G. Kolb; Umweltvorsorgeprüfung bei Forschungsvorhaben - Am Beispiel von Photovoltaik, Angewandte Systemanalyse Nr. 67, Band 6, ISSN , Kernforschungsanlage Jülich im Mai 1993, p88 (Daten für eine Produktionskap. von 1MW/a) Multikristalline Si-Solarzellen mit der Low-cost Siebdrucktechnologie werden Ende 1994 in einer 5 MWp/a Produktionsanlage Herstellungskosten von 35 ös/wp erzielen, bei einem Zellenwirkungsgrad von 15%. Diese Herstellungskosten entspricht etwa einem Drittel des Preises (inkl. MWSt) den die Teilnehmer am österreichischen 200 Dächerprogramm im Schnitt für die Module bezahlt haben. 19 Bei Abnahme von größeren Stückzahlen (> 1000 Module) lag der Verkaufspreis eines großen italienischen Solarmodulherstellers Anfang 1994 bei etwa 60 ös/wp. 20 Eine große deutsche Photovoltaikfirma bietet ein 1 kwp Paket bestehend aus Solarmodulen und 1kWp Netzwechselrichter zu einem Nettopreis von etwa ös an (Preisstand April 1994). 18 Report of the UN Solar Energy Group on Enviroment and Development; The Yearbook of Renewable Energies 1992, S.26] 19 L. Verhoef, R&S Holland, 12 th EPVSEC Amsterdam Eurosolare - Firmenprospekt multikristalines Si Module 13% Wirkungsgrad Franz Baumgartner / Mai

19 Kosten der erzeugten Kilowattstunde Solarstrom Die jetzige Ökonomie ist solange unvollständig und gefährdet längerfristig die natürlichen Lebensgrundlagen, als sie sich nur auf menschliche Arbeitskraft, Kapital und handelbare Waren und Dienstleistungen beschränkt. 21 Dr. Hohenmeyer vom Fraunhofer Institut in Karlsruhe errechnete für Deutschland Stromkosten einschließlich der sozialen Kosten der konventionellen Stromerzeugung zwischen 2,8 bis 5,6 ös/kwh. 22 Dabei wurden folgende Einflußgrößen trotz der relativen großen Schwankungsbreiten quantifiziert und monetarisiert: Umweltschäden, Flora, Fauna, Gesundheit, Material, Klima, gesamtwirtschaftliche Effekte, Veränderung in der Beschäftigung, erschöpfbare Ressourcen, staatliche Subventionen. Zur Ermittlung des Photovoltaik-Kilowattstunde-Preises müssen die einmaligen Investitionskosten und die jährlichen Wartungs- und Betriebskosten auf die während der Anlagenlebensdauer produzierte Strommenge umgelegt werden. Dazu sollen hier vier Varianten unterschieden werden: 1. Fremdfinanzierung: Die PV-Investitionskosten werden über einen Kredit finanziert. Die jährlich fälligen Zinsen gemeinsam mit der Tilgung werden entsprechend einer konstanten Annuität (die nicht mit der Inflationsrate wächst) über die Lebensdauer hinweg berücksichtigt. Der nominale Kreditzinssatz von 8% ergibt bei einer Betriebsdauer von 25 Jahren mit der zusätzlich aufzubringenden Tilgung einen jährlich konstanten Kostenanteil von 9,37% der Investitionssumme, zu der noch die jährlichen Wartungs- und Betriebskosten addiert werden müssen. Eine konstante Vergütung für die jährlich eingespeiste Strommenge ist dann gegeben, wenn der Strompreis in den nächsten Jahren konstant bleibt und nicht einmal mit der Inflationsrate ansteigt (Fall H in Tabelle 9). 2. Fremdfinanzierung: Die PV-Investitionskosten werden über einen Kredit finanziert. Die jährlich fälligen Zinsen gemeinsam mit der Tilgung werden entsprechend einer mit der Inflation steigenden Annuität über die Lebensdauer hinweg berücksichtigt (Annahme: Der vergütete Strompreis steigt entsprechend der Inflationsrate). Inflationsbereinigt ist aber die Annuität konstant. Bei einem nominalen Kreditzinssatz von 8% ergeben sich bei einer Inflationsrate von 3.5% reale jährliche Solarstromkosten von 6.64 % der Investitionssumme zuzüglich der jährlichen Wartungs- und Betriebskosten (siehe Fall F und G in Tabelle 9). 3. Eigenfinanzierung: Die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme getätigte Investition entspricht einer Stromrechnungsvorauszahlung für die nächsten 25 Jahre (Lebensdauer der Anlage). Da mit der PV-Anlage der Zukauf von 900 kwh/kwp Netzstrom erspart wird, dessen Kosten in diesem Fall entsprechend der Inflationsrate ansteigen sollen, so entspricht das einer realen jährlichen Stromkostenersparnis von 4% des Investitionsbetrages (Lebensdauer 25 Jahre und keine Betriebs- und Wartungskosten) (siehe Fall D und E in Tabelle 9). 4. Eigenfinanzierung: Die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme getätigte Investition entspricht einer Stromrechnungsvorauszahlung für die nächsten 25 Jahre (Lebensdauer der Anlage). In diesem Berechnungsfall soll der künftige Strompreis (Netzstrom) überproportional zur Inflationsrate ansteigen. Dieser realistische Fall könnte mit einer kontinuierlichen Einführung einer 21 Internalisierung externer Kosten - Energiewirtschaft, Studie der Prognos AG Basel im Auftrag des BMWi BRD, Nov R. Hohenmeyer, Die sozialen Kosten der CO 2 -Emission, Vortrag in Gaienhofen BRD am Franz Baumgartner / Mai

20 Energiesteuer sowie mit einer Energiepreiserhöhung durch die in den nächsten Jahrzehnten spürbare Verknappung fossiler Energieträger einhergehen (siehe Fall A,B und C in Tabelle 9). In Referenz 23 wird analog dem Finanzierungsmodell nach Fall G in Tabelle F1 für eine heute installierte 3 kwp PV-Dachanlage mit konventionellen kristallinen Siliziummodulen (9 DM/Wp) ein über die Lebensdauer gemittelter PV-Kilowattstunde Preis von 1,38 DM 1990 /kwh (9,7 ös/kwh) errechnet. Berechnungen über die zukünftige PV-Preisentwicklung, basierend auf dem Hintergrundwissen eines führenden PV-Modulherstellers, liefern Stromgestehungskosten von 0,47 Pf/kWh (3,3 ös/kwh) unter folgenden Randbedingungen: Inbetriebnahmejahr 2010, Dünnfilmtandemmodule 1,5 DM/Wp, Wirkungsgrad 18%. In Referenz 24 wird bezugnehmend auf obige Studie für die verbleibenden Systemkosten eine stärkere Kostenreduktion abgeschätzt, was in einem Kilowattstunde-Preis von 26 Pf (1,8 ös/kwh) im Jahr 2010 resultieren soll. Tabelle 9: Finanzierungskosten von PV-Anlagen Investitionskosten: ös, Systemertrag: 900 kwh pro Jahr, Betriebsdauer 25 Jahre. Strompreise auf Geldwert des Installationsjahres bezogen. Fall Finanzierungsart Wartungs- und Betriebskosten Kredit zinsen 1) Inflation srate Strompreissteigerung Stromprei s ös/kwh 2) A Eigenfinanzierung 0% - - 4% höher als 2,67 Inflationsrate B Eigenfinanzierung 1% - - 4% höher als 3,78 Inflationsrate C Eigenfinanzierung 0% - - 1% höher als 3,93 Inflationsrate D Eigenfinanzierung 0% - - wie Inflationsrate 4,44 E Eigenfinanzierung 1% - - wie Inflationsrate 5,56 F G H Fremdfinanzierung Annuität steigt mit Inflat. Fremdfinanzierung Annuität steigt mit Inflat. Fremdfinanzierung konstante Annuität 1% 6% 3,5% wie Inflationsrate 7,08 1% 8% 3,5% wie Inflationsrate 8,49 1% 8% - keine Steigerung 11,51 1) Leitzinsen : BRD (Lombard 6,0%, Diskontsatz 4,5%) Österreich (Lombard 5,5%, Diskonts 4,5%). Tiefstwerte 1988 in BRD (Lombard 4,5%, Diskontsatz 2,5%) 2) Preisbasis Inbetriebnahmejahr, Mittelung über Betriebsdauer inflationsbereinigt. Betragen beispielsweise die Investitionskosten nicht ös sondern ös (wie in der Bayernwerkstudie für das Inbetriebjahr 1990 und einer 3 kwp-dachanlage in kristalliner Siliziumtechnik angenommen), so sind die oben berechneten Kilowattstundenpreise einfach mit dem Wert 1,26 zu multiplizieren. 23 R. Maier et al. ; Kostenentwicklung Photovoltaik in Mitteleuropa, Bayernwerke, München April R. Bischof, Das Solarzeitalter 1/1994 p26 Franz Baumgartner / Mai

21 Finanzierungskosten von PV-Anlagen ös/kilowattstunde versus Betriebsjahre Franz Baumgartner / Mai