Hat die Solarzelle eine Zukunft? Stand der Technologie und Trends

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1 1 Hat die Solarzelle eine Zukunft? Stand der Technologie und Trends Franz Baumgartner 1 Übersichtsartikel für e&i, Elektrotechnik und Informationstechnik, Zeitschrift des Österreichischen Verbandes für Elektrotechnik, Springer Verlag Wien, Ausgabe Okt. 95; e&i Jg. 112, H 10 (1995) 1. Die Rahmenbedingungen In den letzten 50 Jahren hat sich die vom Menschen verursachte Emission von CO 2 durch die Verbrennung fossiler Energieträger verdoppelt. Die von der überwiegenden Mehrzahl der Klimaexperten vorausgesagte Temperaturerhöhung wird zu markanten Veränderungen unseres globalen Ökosystems führen mit der vielfach diskutierten negativen Auswirkung auch für die Spezies Mensch [1]. Ein technisch gangbarer Ausweg aus der Treibhausproblematik ist die emissionsfreie Energiebereitstellung durch regenerative Energiequellen [2]. Diese haben nicht den Pferdefuß der dramatischen ökologischen Bedrohung und befreien zusätzlich von der Begrenztheit der fossilen Energieträger, da die Sonne der stabilste Energielieferant ist. Im Beschluß der Europäischen Gemeinschaft zum 4. Forschungsrahmenprogramm sind als die zu fördernden aussichtsreichsten erneuerbaren Energietechnologien die Photovoltaik, die Solarheizung, die Windenergie und die Biomasse genannt [3]. 1.1 Der Markt Unter der Vielfalt der regenerativen Energiequellen, die alle für die zukünftige Energieversorgung gebraucht werden, zeigt sich ein starkes Interesse für die Photovoltaik (PV), der direkten Erzeugung von Strom aus Sonnenlicht. Neben der Energieumwandlung ohne bewegte Teile, Lärm und Gestank ist dies auch auf die einfachen universellen Anwendungen zurückzuführen. Die technische Faszination basiert auf der riesigen Leistungsbandbreite des praktischen Einsatzes vom Solartaschenrechnern mit 0,1 W Spitzenleistung bis hin zum 10 MW Photovoltaik-Kraftwerk (siehe Abb. 1). Die Anwendungspalette erstreckt sich von, mit dem konventionellen Stromnetz gekoppelten PV- Anlagen auf Hausdächern oder in Hausfassaden bis zur Realisierung einer dezentralen 1 Dr. rer. nat. Dipl. Ing. Franz Baumgartner, Universität Konstanz, Fakultät für Physik, Postfach 5560, D Konstanz; (Außlandsösterreicher, Absolvent der Technischen Universität Wien)

2 2 Stromversorgung z.b. für elektronische Kleingeräte, Beleuchtungssysteme oder Berghütten [4]. Österreich hat an der weltweit installierten Leistung von etwa 400 MW Solarzellen einen bescheidenen Anteil von etwa einer Promille. Der allein vom größten PV-Kraftwerk in der Schweiz am Mont Soleil erzeugte Solarstrom entspricht in etwa dem Ertrag aller in Österreich im Einsatz befindlichen Solarzellen. Die Solarzellenleistung pro Kopf ist in der Schweiz auch zehnmal so groß wie in Österreich (siehe Tab.1). Bei den Eidgenossen dominieren nicht die netzfernen Photovoltaikinselanlagen, sondern die netzgekoppelten Solarstromkraftwerke auf Häusern. Vor allem aber in der Forschung und Entwicklung des Halbleiterbauelements Solarzelle hat heute Österreich den internationalen Anschluß verpaßt. Es ist natürlich nicht verwunderlich, daß bei zu wenigen öffentlichen Forschungs- und Entwicklungsarbeiten auf dem Gebiet der Photovoltaik, das Engineering und die Produktentwicklung auch in der Industrie und Wirtschaft auf der Sparflamme gekocht wird. Tabelle 1 Installierte PV-Leistung in Österreich und der Schweiz: Stand Ende 1993 Länder Gesamte installierte PV- Leistung PV Netzverbund PV Inselbetrieb PV-Installation pro Einwohner Österreich 1) 660 kw 345 kw 315 kw 0,1 W/Kopf Schweiz 2) 6100 kw 4400 kw 1700 kw 1 W/Kopf 1) 2) Stand Feb. 1994; Flucher, C.: Das Solarzeitalter 1 / 1994 S38; Dies entspricht für ganz Österreich einer Solarzellenfläche von der Größe eines Fußballfeldes. Stand Dez.1993; TNC Consulting, Männedorf, Schweiz, 12th EPVSEC Amsterdam 1994; Aber genau in der kontinuierlichen Forschung und Entwicklung neuer Technologien für die Solarzellenherstellung liegt der Schlüssel dafür, daß die Kostenschere zwischen Photovoltaikstrom und Netzstrom, die heute mindestens um den Faktor fünf auseinanderklafft, zu schließen. Schäden der konventionellen Stromerzeugung an der Umwelt allerdings außer acht gelassen. Deutschland ist mit der staatlichen Förderung der Photovoltaik mit jährlich etwa einer Mark pro Bundesbürger international gesehen vorbildlich. Anderseits sind dort die Fördergelder für die mit CO 2 behaftete Kohle etwa siebzigmal so hoch. Es gibt auch bei den heutigen Preisen für den Solarstrom eine Vielzahl von Anwendungsfelder die günstiger sind als andere Lösungen, wie netzferne Inselanlagen, PV-

3 3 Beleuchtungssysteme, Versorgung elektronischer Kleingeräte oder auch die netzgekoppelte Photovoltaikfassade [4]. 1.2 Die Kostenentwicklung In einigen Ländern wurden Programme zur Förderung von dachintegrierten Photovoltaikanlagen auf Einfamilienhäusern, die den Solarstrom direkt ins öffentliche Stromnetz einspeisen, durchgeführt. Den größten Anteil an den Gesamtinstallationskosten ( ös/kw) trugen dabei die Solarmodule mit 50% gefolgt vom Wechselrichter mit 17%. Der Endkundenpreis der Module liegt heute für kleine Stückzahlen etwa bei 90 ös pro Watt. Abhängig von der Art der Finanzierung (Zinssatz) und der Anlagenlebensdauer (über 20 Jahre) ergeben sich heute reale Kosten um die 10 ös pro Kilowattstunde Solarstrom. Das größte Potential die Kosten des Solarstroms zu senken, liegt also bei den Modulen selbst. Seit 1977 sind die Modulpreise bereits auf ein Zehntel gefallen. Dabei läßt sich der Preisverfall mit zunehmender Marktausweitung, ähnlich wie bei anderen Produkten der Elektrotechnikbranche mit einem Koeffizient im Exponentialgesetz von 0.82 beschreiben. Sollte diesem Trend entsprechend die Zunahme des Weltmarktes wie in der Vergangenheit mit 17% pro Jahr erfolgen, so werden die Modulpreise im Jahr 2010 auf etwa 24 ös/w sinken [5]. Dann wäre in unseren Breiten der netzgekoppelte Solarstrom zu 4 ös pro Kilowattstunde verfügbar. Um allein auf der Kostenschiene mit dem heutigen konventionellen Netzstrom konkurrieren zu können, müssen die Modulpreise knapp unter 10 ös/w sinken. Speziell für polykristalline Dünnfilmmodule ist dieses Ziel laut Kostenanalysen zukünftiger großtechnischer Produktionsanlagen mit einer Jahreskapazität von über 100 MW realistisch (Tab. 2). Eine derartige Anlage würde die weltweite Solarzellenproduktion der Jahre 1992 und 1993 überschreiten. Um diese zukünftigen Produktionsanlagen auch auszulasten, bedarf es einer progressiven Marktausweitung der Photovoltaik. Wenn alle Käufer auf die billigen Solarmodule der Zukunft warten, führt dies in die Sackgasse. Es gibt auch Stimmen, die glauben, daß heute wesentlich mehr Photovoltaikleistung abgesetzt würde, wenn dieser zu erwartende Preisverfall nicht gegeben wäre [6]. Aber die globalen ökologischen Rahmenbedingungen drängen auf eine rasche Marktpräsenz der Solarstromtechnik. Die Photovoltaik allein an den heutigen Kosten der Strombereitstellung zu messen, ist volkswirtschaftlich solange unsinnig, wie nicht die ökologischen Schäden herkömmlicher Energieerzeugung monetär internalisiert sind. Auch bei der Vergabe von Forschungs- und Entwicklungsgeldern sollte umgedacht

4 4 werden. Es ist volkswirtschaftlich gesehen fragwürdig, europaweit für die technologisch ungewisse Kernfusionsforschung mehr Geld auszugeben, wie für die knapp an der Wirtschaftlichkeitsgrenze stehende und technologisch entwickelte Solarstromtechnik. In den folgenden Abschnitten soll dieser technologische Stand der Photovoltaik, von den Siliziumzellen bis hin zu den Dünnfilmsolarzellen aus alternativen Materialien im Hinblick auf obige Zukunftsaufgabe diskutiert werden. 2.1 Kristalline und Polykristalline Siliziumsolarzellen Neunundneunzig Prozent der 1992 weltweit produzierten Solarzellen sind aus Silizium aufgebaut. Dabei dominierte der Verkauf von monokristallinen und polykristallinen Siliziummodulen, während Dünnfilmzellen aus amorphem Silizium nur mit etwa einem Fünftel am Weltmarkt präsent waren (Tab. 2). Der Wirkungsgrad 2 marktgängiger, kristalliner oder polykristalliner Siliziummodule liegt heute zwischen 11% und 15%. Den Weltrekord für den Wirkungsgrad von Siliziumsolarzellen hält die australische Forschergruppe um Martin Green. Mit einer Laborzelle von der Größe eines Fingernagels konnte 24% der eingestrahlten Lichtleistung der Sonne in elektrischen Strom umgewandelt werden. 3 Module aufgebaut aus diesen kostspieligen Greenschen Einzelzellen oder aus Punktkontaktzellen nach Swanson erzielten Rekordwirkungsgrade von über 20% (Tab. 2). Der Trend für kommerzielle großflächige Module geht weg vom einkristallinen hin zum kostengünstigeren polykristallinen Siliziumwafer. Dabei kann Solarsilizium eingesetzt werden, das nicht die hohen, teuren und energieintensiven Reinheitsanforderungen von üblichem Halbleitersilizium erfüllen muß. Mit Maßnahmen wie mechanische Texturierung, Oberflächenpassivierung und weitere Optimierungsschritte wurden Wirkungsgrade im Labor für polykristalline Zellen von über 17% erzielt. Bis zum Jahr 2000 sind für kommerzielle polykristalline Siliziummodule Wirkungsgrade von 16% zu erwarten bei Herstellungskosten 2 Der standardisierte Wirkungsgrad entspricht der elektrischen Ausgangsleistung einer Solarzelle bezogen auf die eingestrahlte Sonnenleistung von 1000 W/m 2 mit einer spektralen Verteilung entsprechend der Luftmasse 1.5 bei einer Zelltemperatur von 25 C. Bei voller Sonneneinstrahlung im Sommer liegt der tatsächliche Wirkungsgrad um etwa ein Zehntel unter obigem standardisierten Wert da die Zelltemperatur dann etwa 50C beträgt. Bei a-si Zellen sind die Verluste durch die Erwärmung etwas geringer. 3 Experimentell wurden mit einer Siliziumpunktkontaktzelle bei 140 facher Konzentration des Sonnenlichtes ein Wirkungsgrad von 27% demonstriert. Der höchste je erzielte Solarzellenwirkungsgrad lag bei 37% unter 100 fach konzentriertem Sonnenlicht für eine Tandemzelle aus GaAs/GaSb. Nachteilig dabei ist, daß der dazugehörige Konzentratorspiegel immer exakt der Sonne nachgeführt werden muß und nur in ausgewählten sonnenreichen Gebieten effizient betrieben werden kann.

5 5 von unter 24 ös/w. Neue Konzepte wie transparente Siliziumwafer, die durch mechanische Texturierungsverfahren möglich werden, erlauben auch den Einsatz von Siliziumsolarzellen als transparente Fassadenelemente [7]. Eine ebenfalls kostengünstiges Konzept ist die Spheral Solar Cell -Kugelzelle von Texas Instruments. Die aus kleinen Silizumkugeln (Druchmesser 0.7 mm) auf einer flexiblen Aluminiummatrix aufgebauten Zellen, haben bisher durchschnittliche Zellenwirkungsgrade von nur 9% erreicht. Basismaterial ist hier nicht halbleiterreines Silizium, sondern es wird das wesentlich billigere metallurgisch reine Silizium verwendet. Bei einer Jahresproduktion von 10 MW sollen die Herstellungskosten zwischen 15 und 24 ös/w liegen [8]. Die Reduktion der Dicke der kristallinen Siliziumsolarzelle auf ein Zehntel des heutigen Wertes ist ein anderer aktueller Forschungsschwerpunkt in der Siliziumphotovoltaik. In Verbindung mit geeigneten Konzepten zur Erhöhung des Lichtweges in diesen dünnen Siliziumschichten (light trapping) kann die resultierende Absorption ähnlich gute Werte erreichen wie bei dicken Siliziumwafern. Damit wird eine drastische Einsparung des hochreinen und energieintensiven Siliziumausgangsmaterials möglich, sofern die großtechnische Herstellung dieser dünnen Schichten gelingt. Bereits vor zehn Jahren wurden an der Universität Innsbruck erste Solarzellen mit 20 bis 100 µm dicken Siliziumschichten hergestellt. Trotz respektabler Wirkungsgrade von über 9% wurde diese zukunftsweisende Technologie in Österreich nicht weiterverfolgt [9]. Heute werden auf solchen kristallinen etwa 20 µm dicken Siliziumfolien im Labor Wirkungsgrade von über 15% demonstriert. Eine australische Forschergruppe prognostizierte für ein Schichtpaket aus diesen dünnen Siliziumschichten, Modulwirkungsgrade von 15% bei sensationellen Solarmodulherstellungskosten von unter 10 ös/w [10].

6 Tabelle 2 Bestwerte des Wirkungsgrades heutiger Laborsolarzellen und Module, prognostizierte Wirkungsgrade fürs Jahr 2000, Produktionskosten für unterschiedliche Produktionskapazitäten, Weltmarktanteile im Jahr 1992, Energieamortisationszeiten. 6 Kennzahlen verschiedener Solarzellentechnologien Kristallines Silizium Polykristal. Silizium Amorphes Silizium CIS-Typ Dünnfilme CdTe Dünnfilme Rekordlaborzellen 24 % (A 17,2 % (B 12,7 % (C 17,4 % (E 15,8 % (G Wirk- Fläche 4 cm cm 2 1 cm 2 0,2 cm 2 1 cm 2 ungs Rekordmodule 21,6 % (T 13,4 % (B 10,7 % (D 11,2 % (F 10 % (H grad Fläche 862 cm cm cm cm cm 2 Progn. Modulw (I 17% 16% 11 % 14% 13% Produktionskosten < 10 MW/a 39 ös/w (U 32 ös/w (J 32 ös/w (K 18 ös/w (L 20 ös/w (M Prog. Produktionskosten >100MW/a 23 ös/w (U - 18 ös/w (N 4 ös/w (O 4 ös/w (O Weltmarktanteil 1992 (P 40% 38% 21% - <1% Energieamortisationszeit [Jahre] 7 (Q 2,1 (R - 4,5 (Q 0,3-1,2 (R,S 0,3-1 (S 0,3-1 (M,S A) Green:UNSW, 1st WCPVEC Hawaii, Dez. 1994, bestes kommerzielles Modul 15,4 % (6300 cm 2 ) von BP Solar B) Sharp, Progress in Photovoltaics 1994/1, NT 907 EH 72 W (Einzelhandelspreis 1994: 12 DM/W inkl. MWStr.) bestes Testmodul 15% (1028cm 2 ), Sandia Lab. USA; King, D. et al.: 1st WCPVEC Hawaii, Dez C) Einfachzelle der Firma Sanyo; Green, M,: Progress in Photovoltaics Vol. 2, Nr. 1 S. 27, (1994) D) Einfachzelle stabil 8.4% (9,8% auf 4000cm 2 ), Siemens Solar, Aulich et al. 12 ECPVSC Amsterdam 1994 p691 E) IPE Stuttgart, CuInGaSeS 2 ; Schock, W., et al.: 1st WCPVSEC Hawaii, Dez F) ARCO Siemens Solar, 12,7% (69 cm 2 ); Gay, R.: 12th ECPVSEC 1994, Siemens F&E, Herbst 1994 S. 34 G) Uni South Florida; T Chu, C. Ferekides et al. 11th EC PVSC Montreux (1992) S. 988 H) 8,5% durchschnittlicher Modulwirkungsgrad, Bestwert von Solar Cells Inc. 8,9% auf 6862 cm 2 BP Solar; J. Woodcock et al. 12th EC PVSC Amsterdam (1994) S. 948 I) Prognostizierte Kosten für kommerzielle großflächige Module; Barlow, R.: 12th EC PVSEC April 1994 S. 901 J) heutige Kosten, R&S Holland, Zellenwirk. 15,7%; Verhoef. L., et al.: 1st WCPVEC Hawai, Dez K) heutige Kosten der Firma NAPS France bei 5% Modulwirk.; Bloss, W.: 12th EC PVSEC April 1994 S.37 L) Prognose: 18% Modulwirk. für das Jahr 2000, Daten von Siemens Solar; Maier, R. et al.: Kostenentwicklung Photovoltaik in Mitteleuropa, Bayernwerke München im April 1993 M) Bonnet, D.: Int. J. of Solar Energy Vol 12, April N) Ziel des New Sunshine Program Japan ; 10% Modulwirkungsgrad; andere Quellen geben für eine a-si Jahersproduktion von 1000 W eventuell im Jahr 2020 Produktionskosten von 7 ös/w an [siehe Fußnote S]. O) 4 ös/w bei 15% Wirkungsgrad und 6 ös/w bei 10% Wirkungsgrad; Department of Energy USA siehe Lit. [24] P) 1992 betrug die Weltjahresproduktion 55 MW; Q) Hagedorn, G., Hellriegel, E.: Angewandte Systemanalyse Nr. 67 Bd. 5 Kernforschungsanlage Jülich Juni 1992 R) Palz, W., Zibetta, H.: Yearbook of Renewable Energies 1992, S.181 S) siehe Tab. 3 und Bloss, W.: 12th EC PVSEC Amsterdam April (1994) S.37 T) Punktkontaktzelle, texturiertes FZ-Si; Swanson, R., et al.: 12th ECPVSEC Amsterdam, April (1994) S.1304 U) Stand 1992, die Produktionskosten von 5 großen Solarzellenherstellern lagen 1992 zwischen 25 und 50 ös/w. Für das Jahr 2000 werden 23 ös/w an Produktionskosten prognostiziert. Daten aus der Zusammenfassung zur Podiumsdiskussion bei der 11th ECPVSEC 1992 in Montreux, Mertens, R., et al. S.18

7 7 2.2 Amorphe Siliziumsolarzellen Bereits in den Siebzigerjahren wurde erkannt, daß amorphes Silizum (a-si) das Sonnenlicht besser absorbiert wie kristallines Silizium. Solarzellenschichten aus a-si können daher um das Tausendfache dünner sein als heutige kristalline Wafer. Die dünne halbleitende a-si Schicht läßt sich mit Plasmabeschichtungsverfahren sowohl direkt auf Glas, als auch auf einem metallischen Substrat abscheiden. Mittels Laserstrukturierung werden die Einzelzellen zum Modul verschaltet. All diese Voraussetzungen sind erfolgversprechend für eine kostengünstige Massenproduktion, sofern ein ausreichender stabiler Wirkungsgrad der Module erzielt werden kann. Berechnungen eines großen amerikanischen Solarzellenherstellers sagen für eine Ausweitung der Jahresproduktion einer a-si Solarzellenfabrik von 1 MW auf 10 MW ein Sinken der Modulherstellungskosten um mehr als die Hälfte voraus (Tab. 2). Mit nur einer 10 MW Produktionsanlage könnten beispielsweise so viele a-si Modulen produziert werden, wie 1993 auf dem Weltmarkt verkauft wurden. Wieder wird deutlich, daß ein geringer Modulpreis mit der PV- Marktausweitung verbunden ist, wie Henne und Ei. Japan will mit dem neuen Sunshineprojekt bis zum Jahr 2000 einen Markt von 100 MW Solarzellen stimulieren und so die Herstellungskosten für a-si Module auf 18 ös/w drücken. Die höchsten im Labor realisierten Anfangswirkungsgrade liegen für kleinflächige a-si Zellen bei 13%. Auf Modulebene betragen die Bestwerte des Anfangswirkungsgrades einiger Solarzellenproduzenten (Siemens Solar, Solarex, Cannon- USSC, Fuji, Sanyo) zwischen 10% und 11% (Tab. 2). Die bei allen amorphen Siliziumsolarzellen beobachtete Degradation [11] führt dazu, daß der Anfangswirkungsgrad um etwa 20% [12] abnimmt, so daß heute einige der besten a-si Module stabile Wirkungsgrade von über 9% erzielen. Speziell für den Einsatz von Modulen in Photovoltaikkraftwerken auf der grünen Wiese haben Analysen der Installationskosten gezeigt, daß die flächenproportionalen Kosten einen Modulwirkungsgrad von über 10% fordern. Für viele andere PV-Anwendungen wie Dachintegration, Fassadenintegration oder Consumer-Elektronik gilt dieses strenge Wirkungsgradlimit nicht. In vielen Applikationen bietet die Dünnfilmzelle, wegen der einfacheren Integration in eine bestehende Baugruppe (z.b. Taschenrechner, Taschenuhr) Kostenvorteile. Aktuelle Entwicklungarbeiten bei PV-Fassadenelemente und Dachelementen [13] befassen sich mit der Untersuchung anderer Trägerelemente als die normale Glasplatte, wie etwa Stahlblech oder Kunststofflaminate. Damit wird der direkte Einsatz der amorphen

8 8 Dünnschichtsolarzellen als einfach zu montierendes Fassadenelemente möglich, bei stark reduzierten Kosten für die Befestigungs- und Installationstechnik. Obwohl ein großes europäisches Unternehmen im Jahr 1993 mit dem Modulwirkungsgrad an der Weltspitze lag, wurde kurz danach die gesamte a-si Technologie aufgegeben. Der japanische Konzern Canon hingegen, plant mit einer dreischichtigen a-si/a-sige/a-sige Struktur und einer raschen Plasmaabscheidung der Einzelschichten, bis zum Jahr 2000 Module mit einem Fünftel des heutigen Preises pro Watt anzubieten. 3. Grenzen des Wirkungsgrades von Solarzellen Trotz der heutigen Dominanz von Siliziumsolarzellen gibt es andere Halbleitermaterialien die erwarten lassen, Sonnenlicht effizienter in Strom umzuwandeln. Bereits zwei Jahre nach der Erfindung der Solarzelle [14] legte Loferski 1956 [15] den Zusammenhang dar, daß der theoretisch maximale terrestrische Solarzellenwirkungsgrad ganz wesentlich von der Größe der Bandlücke [16] des Halbleiters bestimmt wird. Die Funktionsweise der Solarzelle bedingt, daß nur jene Photonen des Sonnenspektrums ein Elektron ins Leitungsband anheben können, deren Energie höher als die Bandlücke ist. Ein Halbleiter mit einer kleinen Bandlücke erlaubt also viele Elektronen ins Leitungsband anzuregen und erreicht damit einen hohen Kurzschlußstrom. Andererseits steigt die Leerlaufspannung einer Solarzelle mit der Bandlücke an (e V OC 2/3 E g nach [17]). Da aber das Produkt aus Spannung und Strom maximal sein muß, liegt der Bereich der idealen Bandlücke bei mittleren Werten um etwa 1.4 ev [18]. Halbleitermaterialien wie CdTe, GaAs, InP, InSe oder CuInS 2 liegen mit einer Bandlücke zwischen 1.3 ev und 1.6 ev eher im Optimum des Wirkungsgrades als kristallines Silizium, wie Abb. 2 zeigt. Thermodynamische Berechnungen, bei denen die Bandlücke als einzige Materialgröße einbezogen wurde, liefert ein oberes Limit des maximal möglichen Wirkungsgrades von 31% (nicht konzentriertes Sonnenlicht) [19]. Berücksichtigt man zusätzlich andere halbleiterphysikalische Kenndaten der Solarzelle, so ergeben sich etwas kleiner maximal mögliche Wirkungsgrade (z.b. 27% für kristallines Silizium) [20]. In Abb. 2 sind für die heute wichtigsten Solarzellenmaterialien die experimentell erreichten Wirkungsgrad, die halbleiterphysikalischen Grenzwerte sowie das thermodynamische Limit als Funktion der Bandlücke dargestellt. Mit den bisher mit kristallinen Silizium bzw. GaAs-Solarzellen experimentell erzielten Wirkungsgraden von 24% und 25% ist man dem theoretisch

9 9 machbaren schon sehr nahe gekommen. Die Beherrschbarkeit der Si und GaAs Halbleitertechnologie legte dafür den Grundstein. Werden mehrere Solarzellen mit unterschiedlicher Bandlücke übereinandergestapelt, so daß die oberen Zellen die Photonen hoher Energie nutzten und für Photonen kleiner Energie transparent sind, so läßt sich der Wirkungsgrad aus Abb. 2 noch weiter erhöhen. Beispielsweise liegt der halbleiterphysikalische Grenzwert eine CuGaSe 2 /CuInSe 2 Tandemzelle bei etwa 31% (bei 1000-fache Konzentration 38% vgl.) [21]. Es besteht allerdings noch ein großer Grundlagenforschungsbedarf auf dem Gebiet der Materialwissenschaft, bei der Suche nach andern als die oben erwähnten Halbleitermaterialien. Sie könnten möglicherweise das Sonnenlicht effizienter in Strom umwandeln, zudem billiger und weniger energieeffizient bei der Herstellung sein [18]. 4. Dünnfilmsolarzellen aus Verbindungshalbleitern In den letzten Jahren Solarzellenforschung konnten bei den polykristallinen Dünnfilmsolarzellen bemerkenswerte Fortschritt verzeichnet werden. Nur wenige Tausendstel Millimeter dünne low-cost Solarzellen aus den Halbleitermaterialien CdTe und CuInSe 2 (kurz CIS) nähern sich stetig der 20% Wirkungsgradgrenze. Ein wesentlicher Vorteil der polykristallinen Dünnfilmzelle gegenüber der traditionellen Dünnfilmsolarzelle aus amorphem Silizium liegt in der Langzeitstabilität des Wirkungsgrades. Es wurde bisher bei weder bei CdTe- noch bei CIS-Zellen eine Degradation, Wirkungsgradabnahme bei Sonneneinstrahlung, verzeichnet. Mit dem quaternären Verbindungshalbleiter aus CuGa 0.3 In 0.7 Se 2 konnten sogar Wirkungsgrade von 17% auf kleinsten Flächen erreicht werden. Auf Modulebene wurden um die 11% demonstriert (Tab. 2). Ein Wert der sich schon heute mit kommerziellen Siliziummodulen vergleichen läßt. Nach Aussagen des weltgrößten Solarzellenherstellers sollen die künftigen Herstellungskosten für CIS-Module mit 12 ös/w etwa halb so groß sein, wie jene von polykristallinen Siliziummodulen [22] (siehe auch Tab. 2). Der Schwerpunkt der breiten internationalen Forschungsaktivitäten liegt heute darin, das quinternäre System CuInGaSeS zu optimieren und Tandemstrukturen zu untersuchen. Die jüngsten Erfolge bei der Herstellung von CuInS 2 -Dünnfilmsolarzellen mit Wirkungsgraden von 12% (Abb. 2), eröffnen die Möglichkeit Verbindungen vom CIS-Typ ohne Selen herzustellen. Diese

10 10 Substitution von Selen durch Schwefel reduziert die Herstellungskosten durch den Wegfalls der aufwendigen Sicherheitsvorkehrungen, die für das Arbeiten mit Selen notwendig wären. CdTe-Solarzellen sind relativ einfach mit geringem Energieaufwand mit Wirkungsgraden um die 10% herzustellen. Im Labor wurden Rekordwirkungsgrade auf Quadratzentimetergröße um die 16% erreicht (Tab. 2). Von den verschiedenen Dünnfilmherstellungstechnologien, die für CdTe erfolgreich demonstriert wurden, scheinen die Elektrodeposition, die Spraypyrolyse und die Sublimationstechnik einer großtechnischen Lösung am nächsten zu kommen. Obwohl dieses Material technologische Vorteile bringt, muß die Umweltrelevanz von Cadmium in Betracht gezogen werden. Das Ergebnis von detaillierten Umweltverträglichkeitprüfungen von CdTe-Solarmodulen, die sich in Ausarbeitung befinden, wird mit Spannung erwartet [23]. Zur Zeit werden in den USA 2000 Mio Tonnen Cadmium in Form von NiCd-Akkus pro Jahr weggeworfen. Allein diese Menge an Cadmium würde ausreichen, um in einer Zeitspanne von 30 Jahren die gesamte Stromversorgung der USA auf CdTe-Solarzellen umzustellen [24]. Zum Vergleich wurden bei der Kohleverstromung 1983 weltweit nach Schätzungen bis zu 400 Tonnen Cadmium freigesetzt [25]. Was die Rohstoffe anlangt, so scheint für eine Massenproduktion nur Tellur problematisch zu sein. Die Reserven würden aber ausreichen um etwa das fache der heutigen Photovoltaik-Weltjahresproduktion mit CdTe zu realisieren. Das dazu nötige Cadmium würde sowieso als Abfall aus der Zinkproduktion anfallen und somit nicht auf der Halde, sondern in Solarzellen landen. Bei einer Jahresproduktion von 10 MW sollen CdTe-Solarzellen, laut Dieter Bonnet von der Firma Antec bei Frankfurt, bereits 1997 mit Kosten von 24 ös pro W hergestellt werden [26] (Tab.2). In den USA wurde dieses Jahr eine CdTe Solarzellenfertigung der Firma Golden Photon Inc. mit einer Jahreskapazität von 2 MW in Betrieb genommen. Im Jahr 1996 will die Firma Solar Cells Inc. mit einer 10 MW CdTe-Anlage starten [27]. All den Dünnfilmsolarmodulen aus a-si, CIS oder CdTe ist der große Vorteil gemein, daß die Form der Modulfläche nahezu beliebig gewählt werden kann. Auch das optische Erscheinungsbild z.b. als PV-Fassade ist homogen und nicht in einzelne Wafersegmente unterteilt. Aber ähnlich wie beim Ottomotor und Dieselmotor werden in Zukunft Siliziumsolarzellen und Dünnfilmverbindungshalbleiter gemeinsam den wachsenden Weltmarkt an Solarzellen decken.

11 11 5. Energieamortisation von Solarzellen 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. Pikanterweise wurde in Deutschland eine der umfangreichsten Untersuchungen zur Energieamortisation von Solarzellen vom Kernforschungszentrum Jülich durchgeführt, bezogen auf bundesdeutsche Produktionstechnologie [28]. Als abschließendes Ergebnis wurde erhalten, daß ein 300 kw PV-Kraftwerk bestehend aus kristallinen Siliziummodulen, in unseren Breiten 7 Jahre arbeiten müßte, um die gesamte Energie zu erzeugen, die für die Herstellung der Module notwendig ist. Diese Studie erbrachte für polykristalline Siliziummodule Energierücklaufzeiten von 4,5 Jahre. Im gleichen Jahr, wie obige deutsche Untersuchung datiert ist, veröffentlichte Wolfgang Palz (Leiter des Renewable Energy Department bei der EC in Brüssel, DGXII) eine Untersuchung der Energierücklaufzeiten von PV-Modulen, die aus französischen Produktionsanlagen stammen. Als ein Ergebnis wurde erhalten, daß etwa die Hälfte der benötigten Energie für die Bereitstellung des Siliziumwafers gebraucht wird (Tab.3) Palz erhielt Energierücklaufzeiten von weniger als 2,1 Jahre, um die Hälfte weniger als obige deutsche Analyse. Die große Differenz ergaben sich aus unterschiedlichen Ausgangsgrößen für Waferdicke, Sägeverluste und Energieinhalt des verarbeiteten Siliziums. Die deutsche Untersuchung griff in vielen Punkten auf Zahlen aus dem Jahre 1989 zurück, die nicht den neuesten Stand der Produktionstechnologie repräsentierten. Bei einer Lebensdauer von über 20 Jahren ist die Aussage, die Solarzellen produzieren nicht einmal soviel Energie wie für ihre Herstellung notwendig ist, eine bewußte Fehlinformation oder Resultat blanker Unwissenheit (Energieamortisationszeit siehe Tab. 2).

12 12 Tabelle 3 Aufteilung der Modulherstellungsenergie auf die verschiedenen Prozeßschritte (Produktionsanlage für polykristallines Silizium: Firma Photowatt, für CdTe: BP Solar) Werte der Energieamortisationszeit zeigt Tab. 2. Produktionsschritte Si- Scheiben a-si Depos CdTe elekt. Solarzellen präparation Modulglas Rest Modulfertigung Fabrik Licht, Heizung Herstellun -gsenergie 1) [kwh e /m 2 ] polykrist. Si Modul 2) 52% 10% 14% 4% 20% 235 a-si Dünnfilmmodul 3) 26% 20% 15% 8% 31% 80 CIS Dünnfilmmodul 4) dominant 90 CdTe Dünnfilmmodul 5) 16% 10% 48% 26% ) Elektrisches Energieäquivalent zur gesamten eingesetzten thermischen und elektrischen Energie (1 kwh e elektrischer Energie soll 2,56 kwh thermischer Energie entsprechen) 2) 12% Wirkungsgrad, Palz, W., Zibetta, H.: Yearbook of Renewable Energies 1992 S.181 3) 10% Wirkungsgrad, a-si Tandem; Engelenburg, B.: 12th ECPVSEC Amsterdam 1994 S.305, 4) Engelenburg, B.: Universität Utrecht Belgien, Dept. Science, Report Nr (1993), 5) 10% Wirkungsgrad, Hynes, K. et al.: 12th ECPVSEC Amsterdam, 1994 S.309 CdTe Abscheidung mittels Elektrodeposition, Jahresproduktionskapazität MW. 5.2 Energierücklaufzeiten von Dünnfilmsolarzellen Da das benötigte Halbleitermaterial einer Dünnfilmsolarzelle, wie oben erwähnt, dünner als ein Hundertstel Millimeter sein darf, reduziert sich die Stoffmenge pro Flächeneinheit. Der Energieaufwand und auch die Kosten für die Modulherstellung sind mehr als um die Hälfte geringer als für eine konventionelle einige Zehntel Millimeter dicke Siliziumzelle (Tab.3). Die Materialeigenschaften von CuInSe 2 erlauben zusätzlich die Herstellung von CIS Dünnfilmsolarzellen bei Temperaturen von um die 500ºC. Dies ist fast tausend Grad geringer als die Schmelztemperatur von Silizium, wie sie zur Siliziumkristallzucht erreicht werden muß. Neuere Untersuchungen haben gezeigt, daß eine nur wenige Minuten dauernde Temperaturbehandlung genügt, um den Verbindungshalbleiter CIS aus den Einzelschichten der drei Ausgangselemente herzustellen [29, 30]. Dies bedeutet nicht nur eine günstige Energiebilanz sondern auch die Vorteile einer zeitoptimalen inline Massenproduktion, vom Glassubstrat bis zur fertigen Solarzelle. Für Dünnfilmsolarzellen auf der Basis von CIS werden von Siemens Solar ebenfalls Energieamortisationszeiten in der gleichen Größenordnung wie für CdTe genannt (Tab. 2).

13 13 Eine aktuelle Untersuchung an CdTe-Dünnfilmmodulen, bei denen die aktive CdTe/CdS Schicht nur zwei Tausendstel Millimeter dicke ist, ergab einen thermischen Energieaufwand für die Modulherstellung von 242 kwh/m 2. Dies entspricht einem äquivalenten elektrischen Energieaufwand von etwa 95 kwh pro Quadratmeter (Tab.3). Bei einem Modulwirkungsgrad von 10% und einer jährlichen Solarstromproduktion von 1000 kwh pro kw installierter Solarzellenleistung in unseren Breiten, wird 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 (Tab. 3). Wie sich der kumulierte Energieaufwand weiter auf die einzelnen Prozeßschritte und Energieinhalte der Ausgangsstoffe aufteilt, zeigt Tab. 3. Professor Bloss von der Universität Stuttgart gab in der Zusammenfassung zur 12. Europäischen Photovoltaikkonferenz in Amsterdam 1994 für Dünnfilmsolarzellen, Energieamortisationszeiten zwischen 3 und 6 Monaten unter den besten Einstrahlungsbedingungen an (Tab. 2). Es ist natürlich nicht direkt vergleichbar, aber trotzdem erwähnenswert, daß die Herstellung eines Personal Computers mehr Energie verbraucht, wie die Herstellung einer 1 kw Photovoltaikanlage basierend auf polykristallinen Modulen [31].

14 14 6. Zusammenfassung und Ausblick Die Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der Photovoltaik hat in den letzten Jahren erfolgversprechende Fortschritte gemacht. So konnten für Dünnfilmsolarzellen aus CuInSe 2 sowie CdTe die Bestwerte der Laborwirkungsgrade in den letzten 12 Jahren verdoppelt werden. Mit diesen beiden Dünnfilmtechnologien einschließlich amorphem Silizium wurde soeben auf Modulebene die 10% Wirkungsgradhürde überschritten. Bis zum Jahr 2000 werden die Modulwirkungsgrade bis nahe an den Wert von 15% heranrücken. Der Modulpreis für die marktbeherrschende Siliziumsolarzelle hat sich seit 1985 mehr als halbiert. Bereits heute ist klar absehbar, daß mit obigen Dünnfilmsolarzellen, aber auch mit optimierten polykristallinen Siliziumzellen, zur Jahrtausendwende Modulherstellungskosten von um die 20 ös/w erreicht werden. Voraussetzung sind großtechnische Produktionsanlagen, die den stark wachsenden Markt bedienen werden. Für die Zeit danach wird der netzgekoppelte Solarstrom nicht nur ökologisch sondern auch ökonomisch mit dem konventionell erzeugten Strom konkurrieren können. Trotz dieser Fakten versäumen namhafte Vertreter der traditionellen Energiewirtschaft nicht zu erwähnen, daß sie die Photovoltaiktechnologie auch in Zukunft für aussichtslos halten, wie jüngst einer der Eigentümer der größten Solarzellenfirma der Welt meinte [32]. Der beste Beweis dafür, daß sie der Solarzelle sehr wohl eine große Zukunft zutrauen, ist das Faktum, daß sich die Mehrzahl der internationalen Solarzellenfirmen heute im Eigentum von Ölkonzernen oder nuklearen Stromproduzenten befinden (Beispiele: BP-Solar, Mobil Solar, Solarex gehört Amcon, R&S gehört Shell, Eurosolare gehört Agip, Photowatt gehört Total, Arco Solar jetzt Siemens Solar gehört Siemens und den Bayernwerke, ASE früher DASA und NUKEM gehört jetzt RWE und Daimler).

15 15 LITERATURZITATE: [1] Bericht der Enquete-Kommission Schutz der Erdatmosphäre des 12. Deutschen Bundestages.- Klimaänderung gefährdet globale Entwicklung, Bonn 1992 Economica Verlag [2] Friedrich, K., Simander, G., Wallner, W., und Zoglauer, M., ÖVE:Energieinnovationen: Ein Weg in die Zukunft. e&i, 110. Jg. (1993), H. 12, S. 655 bis 663, S. 655 bis 6633 [3] Amtsblatt der Europäischen Gemeinschaft L 126/ Mai 1994 [4] Baumgartner, F.,: Strom von der Sonne für Wien Studie über den schon heute möglichen Einsatz von Solarzellen im Stadtgebiet von Wien, erstellt im Auftrag der Wiener Stadtwerke- Wienstrom im Mai 1994, mit 96 Seiten, 34 Abb., 31 Tab. [5] Der Modulpreis für PV- Großkraftwerke betrug 1993 etwa 50 ös/w Ricaud, A.: 12th ECPVSEC 4 Amsterdam, April 1994, S.7 [6] Müller, F.: Sonnenenergie DGS, München, Nr.5 Oktober 1994 S.4 [7] Fath, P., Willeke, G.: 1st WCPVEC 5 Hawaii, Dez [8] Schmit, R., et al.: 12th ECPVSEC Amsterdam, April 1994, S.737 Schmit, R., et al.: 1st WCPVEC Hawaii, Dez [9] Kerber, M., Bettini, M., und Gornik, E.: 17th USPVSEC 6 (1984) S.275 [10] Green, M., Wenham, S., Sproul, A. et al.: 1st WCPVEC Hawaii, Dez Die Green - Gruppe bearbeitet zur Zeit an einem mit 45 Mio ausstralischen $ dotiertem Forschungsprogramm zur Entwicklung und Marktüberleitung dieser Silicon Mulitlayer Thin Film Solar Cell, [11] Stäbler, D., Wronski, C.: Appl. Phys. Lett. 31 (1977) S.292 [12] Baumgartner, F. et al.: 8. Symposium PV Solarenergie BRD, Staffelstein 1993, S.539 [13] Weng, M., Kiess, H., Kaelin, T., Toggweiler, P.: 12th ECPSEC Amsterdam, 1994 S.1873 Yukimi Ichikawa, 1st WCPVEC Hawai 1994 [14] Chapin, Fuller and Pearson, J. Appl. Phys. 25 (1954)S.676 [15] Loferski, J.: J. Appl. Phys. 27 (1956) S. 777 [16] Bandlücke: Bezeichnet die Energiedifferenz zwischen dem energetischen Niveau von Elektronen (Leitungsband) und Löchern (Valenzband) und stellt eine charakteristische Größe eines Halbleitermaterials dar. [17] Böer: Survey of Semiconductor Physics - Vol. II, Van Nostrand Reinhold 1992, S.1126 [18] Bucher, E.: Phys. Technol. 17 (1986), BMFT Statusreport 1993, Kapitel 47, Herausgeber BEO Forschungszentrum Jülich, BRD [19] Henry, C., J. Appl. Phys. 51 (1980) S [20] Green, M.: Solar Cells, Buchausgabe, Verlag: Prentice-Hall N.J. (1982) S.89 4 ECPVSEC steht für European Communities Photovoltaic Solar Energy Conference; Die Proceedings werden von der Commission der Europäischen Gemeinschaft DG XII mitherausgegeben. 5 WCPVEC steht für die im Dezember 94 erstmals durchgeführten gemeinsame World Conference on Potovoltaic Energy Conversion in Hawaii. Die zweite WCPVEC soll 1998 in Wien stattfinden. 6 USPVSEC steht für United States Photovoltaic Solar Energy Conference, Mitherausgeber der Konferenzberichte ist IEEE.

16 16 [21] Mitchell, K.: Techn. Dig.-Inter. Electron Devices Meet. IEEE (1978) S.254 [22] Gay, R.: Siemens-Zeitschrift Special - FuE - Herbst 1994 S. 35 [23] Steinberger, H.: BMFT Statusreport 1993, Kapitel 64, Herausgeber BEO Jülich, BRD, [24] Zweibel, K., et al.: 23rd USPVSEC Louisville 1993, S.384 [25] Sounders, P.: Int. Conference on Nuclear Safety, Bruessels 1991 Tab. II [26] Bonnet, D.: Focus 38/1993, S.120 [27] Ullal, H.; Zweibel K., et al.: 1st WCPVEC Hawaii, Dez [28] Hagedorn, G. und Hellriegel, E.: Umweltvorsorgeprüfung bei Forschungsvorhaben - Am Beispiel von Photovoltaik, Angewandte Systemanalyse Nr. 67, Band 5, ISSN , Kernforschungsanlage Jülich im Juni 1992 [29] Karg, F., et al: 23rd USPVSEC Louisville, 1993, S.441 [30] Baumgartner, F., Regula, M., Bucher, E.: 12th ECPVSEC Amsterdam, April 1994, S.637 [31] Grote, A., c t Computer Technik (1994) Heft 12, S. 92 [32] Interview des Vorstandsvorsitzenden der Bayernwerke (49% Eigentümer von Siemens Solar) im Greenpeace Magazin BRD 3/1994 S. 26

17 17 Abb. 1. Die Solarzelle wird im netzfernen Betrieb sowohl für die Stromversorgung von Kleingeräten im Wattbereich, bis hin zur Versorgung von Beleuchtungssystemen, Wetter-, Funk-, Meßstationen und Berghütten eingesetzt. Für Leistungen über einem kw dominiert der netzgekoppelte Betrieb, sei es auf dem Hausdach, in der Hausfassade, als Solarstromtankstelle für Elektrofahrzeuge oder als Photovoltaikgroßkraftwerk im Megawattbereich. Wirkungsgrad [%] FeS2 CuInSe2 cr-si CuInGaSe2 InSe InP WSe2 GaAs CdTe TiO2 CuInS2 a-si CuGaSe2 AgGaSe2 GaInP2 Baumgar tner, 1996 thermodynamisches Limit halbleiterphysikalisches Limit experimentell erzielter Wirkungsgrad Licht n-typ p-typ Rückkontakt + Anschluss Frontkontaktfinger Bandschema 5 5 p-typ h υ= E g ev oc 0 0 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 Bandlücke E g [ev] n-typ Abb. 2: Das rechte obere Teilbild zeigt den Aufbau einer konventionellen kristallinen Solarzelle bestehend aus einer n-leitenden und p-leitenden Schicht mit den dazugehörigen Front- und Rückkontakten. Im darunterliegenden Bandschema ist veranschaulicht, daß in der Solarzelle ein einfallendes Lichtquant ein Elektronen über die Energiebarriere der Bandlücke anhebt und somit den Solarstrom generiert. Im linken Teilbild ist für unterschiedliche Solarzellenmaterialien mit den charakteristischen Bandlücken, der experimentell demonstrierte Wirkungsgrad, dem halbleiterphysikalischen Limit [20] sowie der thermodynamischen Obergrenze [19] gegenübergestellt.

18 18 Hat die Solarzelle eine Zukunft? Stand der Technologie und Trends The Future of Solar Cells? Technology State of the Art and Trends Franz Baumgartner Kurzfassung Eine Übersicht über den Stand der internationalen Forschung und zukünftiger Trends verschiedener Solarzellentechnologien wird gegeben. Die erreichten Rekordwirkungsgrade für Laborzellen aus kristallinem Silizium und Dünnfilmsolarzellen (aus amorphem Silizium, CdTe und CIS) sowie die Bestwerte großflächiger Modulen werden diskutiert. Physikalische Grenzen und die zu erwartenden Wirkungsgrade für kommerzielle Module im Jahr 2000 werden dargestellt. Der Vergleich der Herstellungsenergie für die unterschiedlichen Solarzellentypen ergibt, das polykristalline Siliziummodule in ungefähr 2 Jahren und Dünnfilmsolarzellen bereits in weniger als einem Jahr die Energie erzeugen, die für deren Produktion notwendig ist (Lebensdauer über 20 Jahre). Aus Kostenanalysen für Solarstrom folgt, daß im nächsten Jahrzehnt Dünnfilmsolarmodule aus großtechnischer Produktion nicht nur ökologisch sondern auch kostenmäßig dem konventionellen Netzstrom aus fossilen Energien überlegen sind. Bis dahin gibt es aber eine Vielzahl von Anwendungen, für die die Solarzelle die kostengünstigere Variante ist Strom zu erzeugen (elektronische Kleingeräte, Beleuchtungssysteme, Sol

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