Perspektiven und Aussichten der PV Solarstromindustrie

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1 Perspektiven und Aussichten der PV Solarstromindustrie 5. Nationale Photovoltaiktagung Zürich ETH Zürich, 25./26. März 24 Dr. Winfried Hoffmann Sprecher der Geschäftsführung der RWE SCHOTT Solar GmbH Sprecher der AG PV Solarstrom im BSi und Vorstandsmitglied der EPIA Carl-Zeiss-Str. 4, D Alzenau Tel. +49 () Einleitung und Zusammenfassung: PV (Photovoltaik)-Solarstrom ist die mit Abstand eleganteste Methode, um den universellen Energieträger Strom ohne bewegte bzw. sich aufbrauchende Teile, Geräusche oder sonstige Emissionen zu erzeugen und dies auch noch unter Ausnutzung unbegrenzt vorhandener Sonnenenergie. Es ist deshalb nicht verwunderlich, dass in der öffentlichen Diskussion die Meinungen weit auseinander gehen, wann und wieviel dieser Energiewandler zu den zukünftigen globalen Energieszenarien beitragen kann. In Abb. 1 sind individuelle Puzzle-Elemente dargestellt, die den Weg zeigen, wie sich ausgehend vom heutigen Kundennutzen für PV-Anwendungen, zukünftigen Wachstumsannahmen und technologischen Entwicklungen in den nächsten Jahren eine respektable Industrie mit einem Jahresumsatz von 1 Mrd. Euro entwickeln wird; danach wird ein immer größerer Beitrag zur globalen Stromerzeugung geleistet werden können. PV Solarstrom Kundennutzen Technologie Szenario 1 Mrd. Umsatz nach 22 Jährliches Wachstum > 25% Langfristiger tragfähiger Energiebeitrag in 24+ Preis-Erfahrungskurve / Economy of Scale Abb. 1: PV Solarstrompuzzle

2 Seite 2 von PV Marktwachstum: Historie und Zukunft Der PV Solarstrommarkt ist in den letzten 6 Jahren global mit 36% pro Jahr gewachsen. In Abb. 2 ist dieses Marktwachstum getrennt nach netzgekoppelten Anwendungen und nach bereits heute ohne Unterstützung wirtschaftlichen Marktsegmenten dargestellt. Letztere beinhalten die in Abb. 3 gezeigten Segmente Konsumeranwendungen, netzferne industrielle sowie ländliche Elektrifizierung. Market Size in MWp % p.a % p.a. 6 % p.a. On-Grid Off-Grid & Consumer Abb. 2: Historisches Marktwachstum nach Anwendungen Netzferne Industrie Anwendungen Konsumer 7 MW / 15% 3 MW / 7% 3 MW / 7% Wirtschaftlich ohne Förderung Netzferne ländliche Stromversorgung Netzgekoppelte Systeme 32 MW / 71% Abhängig von Förderung Markt in 22 Abb. 3: Vier wesentliche Marktsegmente der PV Solarstromindustrie Während die drei bereits heute marktfähigen Marktsegmente mit moderaten 15% pro Jahr wuchsen, ist für den netzgekoppelten Markt ein erstaunlich hohes jährliches Wachstum von ca. 6 % zu verzeichnen. Letzteres ist auf später noch genauer beschriebene industriepolitische Marktunterstützungsprogramme zurückzuführen. Ein Blick in die zukünftige Markterwartung ist in Abb. 4 gezeigt. Hier wurde bis 21 ein Jahreswachstum von 3%, danach von 25% angenommen. Ausgehend von einer in 23 neu installierten Menge von 6 bis 7 MW ergibt sich in 21 ein Jahres-

3 Seite 3 von 15 markt von 3.7 MW, in 22 ca. 3 GW und in 23 ca. 3 GW. Die dazu notwendigen Investitionen liegen bis 21 kumuliert im Bereich von ca. 6 Mrd Euro, bis 22 bei ca. 3 und bis 23 bei ca. 25 Mrd Euro für die jeweilige Dekade - eine dann wahrhaft deutlich wachsende Industrie! Mit dem hier angenommenen Marktwachstum ergeben sich aus Abb. 3 die in Abb. 5 dargestellten Mengen in den jeweiligen Anwendungsfeldern. Zusammen mit einer Preiserfahrungskurve, die in Abb. 6 die mögliche Entwicklung der mittleren Verkaufspreise zeigt, ergibt sich in 21 ein Jahresumsatz von ca. 6 Mrd Euro, in 22 ca. 2 Mrd Euro und in 23 bis zu 2 Mrd Euro, vergleichbar zu den heutigen Jahresumsätzen der Halbleiterbranche. Dies veranschaulicht in deutlicher Form das Heranwachsen einer der großen Wachstumsund Zukunftsindustrien % p.a GW/Jahr 1 3 % p.a. 1, Jahr Investition [ /W] 1, ,5, für jeweils 1 Jahre [Mrd ] Abb. 4: Prognose des PV Marktes bis 23 und notwendige Investitionen in Produktionsanlagen Netzferne Industrieanwendungen 7 GWp p.a. Konsumer 2 GWp p.a. Netzferne ländliche Stromversorgung 6 GWp p.a. Gesamt 3 GWp 2 Mrd. Modul-Umsatz in 23 Netzgekoppelte Anlagen 15 GWp p.a. Abb. 5: Aufteilung der prognostizierten Jahres-PV-Installation in 23 auf die 4 Marktsegmente

4 Seite 4 von 15 1 Historie /Wp Modulpreis 1 1,1 Vorschau 5 MWp/a MWp/a 21 /Wp Modulpreis MWp kumuliert 33 GWp/a 22 2 % Preisreduzierung bei Verdopplung des kumulierten Verkaufsvolumens 3 GWp/a 23 Lernfaktor 15% 18% GWp kumuliert 8th Scientific Board Meeting, 2nd October 23, Alzenau, Germany RWE SCHOTT Solar GmbH Abb. 6: Preiserfahrungskurve für PV Solarstrommodule 2. PV Solarstromindustrie: wächst wo der Markt wächst! Es ist eine für viele Industrien bekannte Tatsache, dass insbesondere in der Wachstumsphase einer neuen Industrie die lokale Marktumgebung einen sehr wichtigen Einfluss auf das Wachstum dieser Industrie hat. Dies gilt ebenfalls für die PV Solarstromindustrie. In Abb. 7 ist das historische PV Marktwachstum nach lokaler Installation aufgetragen. Deutlich ist die Dominanz der USA während der 8er bis Anfang der 9er Jahre zu sehen. Viele von uns erinnern sich an das damals größte und auch heute noch beachtliche 6 MW Carissa Plain Projekt Anfang der 8er! Als Konsequenz ergibt sich, dass zwei der damals größten Hersteller - ARCO Solar (heute in Shell Solar integriert) und Solarex (heute bei BP Solar) - ihre Produktion in USA hatten (siehe Abb. 7). Shipments in MWp e JP GER USA ROW Quelle: PV News & Strategies Unlimited Abb. 7: Historisches Marktwachstum nach Regionen

5 Seite 5 von 15 MWp Sharp Top Fife Fünf > 5MW/a Top Top Fünfzehn Fifteen > 2 MW/a BP Solar Kyocera Shell Solar RWE SCHOTT Solar Astropower Isofoton Mitsubishi Sanyo Q-Cells Deutsche Cell Motech Photowatt Ersol Kaneka Plan 23 PV News, March 22, Vol. 21/No.3, Paul D. Maycock Photon InterneationalMarch 23 Photon April 23 Producers publications 1 Abb. 8: Zeitliche Entwicklung der PV Solarzellenproduzenten Der enorme Anstieg des japanischen Marktes seit Mitte der 9er Jahre von ca. 1 MW auf heute 25 MW wurde begleitet von einem ebenso stürmischen Aufbau der japanischen PV Industrie: Sharp ist heute der Marktführer bei der Zellherstellung mit Kyocera, Mitsubishi und Sanyo ebenfalls unter den ersten 1 größten Herstellern. Mit dem in 2 begonnenen und nach Technologien differenzierten Stromeinspeisegesetz in Deutschland wurde in nur 4 Jahren der Markt von 13 MW auf 13 MW in 23 verzehnfacht mit der Folge, dass in Deutschland erheblich in neue Fertigungskapazitäten investiert wurde. 3. Industriepolitisch stimuliertes Marktwachstum Das in Abb. 7 beobachtete Marktwachstum ist eindeutig entsprechenden industriepolitischen Marktunterstützungsprogrammen zuzuordnen. In Japan wurde vom dortigen Industrieministerium (METI) Mitte der 9er Jahre im Rahmen des Sunshine-Projektes ein ehrgeiziges Programm gestartet mit dem Ziel, die japanische Industrie zum dominierenden globalen Marktführer zu machen. Die pro Jahr degressiv gestaltete Investbezuschussung war so gewählt worden, dass der Endkunde für ein 3 kw großes Standardsystem zusammen mit den sinkenden Preisen ungefähr den gleichen absoluten Eigenbetrag zu zahlen hatte. Der geschickt gewählte Vertriebsweg zum Endkunden über die Haushersteller zusammen mit der Finanzierung über die Hypothek (mit den seit Jahren bekannt niedrigen Zinsen in Japan) brachte den gewünschten Erfolg, wie in Abb. 9 zu sehen.

6 Seite 6 von 15 Vergleich der in Japan produzierten und installierten PV Leistung Leistung in MWp Produzierte Leistung Installierte Leistung Wechselkurs Wechselkurs in EURO/Yen Quelle: PV News & New Energy Foundation Japan, 23 Zahlen sind die Hochrechnung eines japanischen PV Herstellers Abb. 9: Entwicklung des japanischen PV Marktes Interessant ist die Beobachtung, dass der investitionsintensive Kapazitätsaufbau der produzierenden Industrie ebenfalls von den extrem niedrigen Zinsen am japanischen Geldmarkt profitierte: während in Europa ein langfristiger Kredit mit ca. 5 % zu finanzieren ist, beträgt der Vergleichszins in Japan deutlich unter 1 %. Neben dem Aufbau des Heimmarktes war ab 2 der Aufbau von zusätzlichen Produktionskapazitäten vom METI für den Export vorgeschlagen worden. Dieser strategische Ansatz war dann erfreulich für die japanische produzierende Industrie mit einer signifikanten Abwertung des Yen gegenüber dem Euro währungsbedingt unterstützt worden. Während in 1999 für 1 Euro nur ca. 1 Yen gezahlt wurden, erhöhte sich dieser Wert in 23 auf 14 Yen (vergleiche rechte Ordinate und Teilbild in Abb. 9). Wie auch bei anderen global gehandelten Produkten wird zukünftig ein Weg gefunden werden müssen, um solche schnellen Währungsschwankungen, die einen enormen Einfluß auf die Produzenten in unterschiedlichen Währungszonen haben, zumindest teilweise auszugleichen. Überlegungen zu diesem Thema wurden kürzlich von dem Wirtschafts-Nobelpreisträger Robert Mundell in einem interessanten Artikel im Handelsblatt vom 19. Januar 24 beschrieben. In Deutschland wurde 199 mit dem "1.-Dächer-Programm" der erste Breitentest für netzgekoppelte PV-Systeme erfolgreich durchgeführt. Die auf ca. 7 MW in 3 Jahren beschränkte Größe des Programmes gab jedoch keinen Anstoß für Investitionen in zusätzliche Kapazitäten der produzierenden Industrie und induzierte auch keinen dauerhaften Marktaufschwung (Abb. 1).

7 Seite 7 von 15 jährlich installierte MWp Dächer- Programm (2.5 x 3kW) 1.-Dächer- Programm KfW EEG Abb. 1: Entwicklung des deutschen PV-Marktes Das in 1999 begonnene 1.-Dächer-Programm (zinsgünstige KfW-Darlehen) und insbesondere das in 2 nach Technologien differenzierte Stromeinspeisegesetz (EEG) gaben dem Markt wie auch der produzierenden Industrie einen heftigen Aufschwung: in nur 4 Jahren wuchs die installierte Jahresmenge von 13 MW in 1999 auf 13 MW in 23 um das Zehnfache. Wie schon in den zehn Jahren davor für die Windenergiebranche konnte auch hier das Förderinstrument Einspeisevergütung als für den Anwender leicht gewinnbringendes Unterstützungsprogramm den Beweis erbringen, dass hiermit am schnellsten und auch nachhaltig eine neue Industrie mit einem entsprechenden Marktaufbau unterstützt werden kann. Die Vorteile eines solchen Einspeisegesetzes sind in Abb. 11 zusammengefaßt. Alle Erneuerbaren Technologien erhalten durch differenzierte Vergütung vergleichbare Chance Qualität der Produkte im freien Wettbewerb steht beim Kunden im Vordergrund Anwender kümmern sich um eine langfristig hohe Anlagenverfügbarkeit - hohe Erträge über 2 Jahre - Mittelfristig besser planbare Jahresmenge installierte Systeme (im Vergleich zu Investbezuschussungsprogrammen) EEG Win-win-Situation: Stimulierung Kundennachfrage Economy of Scale bei Produktion (Bsp. SmartSolarFab bei RWE SCHOTT Solar) Vergütungs- und Preisdegression Abb. 11: Vorteile des EEG Die beiden Abb. 12 und 13 sollen das Instrument Energieeinspeisegesetz in allgemeiner Form als Marktförderungsprogramm für Zukunftstechnologien beschreiben. Dazu wäre in gemeinsamer Diskussion zwischen Industrie, Politik und Gesellschaft zunächst die Entscheidung zu treffen, welche Industrie die Kriterien einer Zukunftstechnologie besitzt. Wichtige Kriterien hierzu sind in obiger Darstellung zusammengefasst

8 Seite 8 von 15 Zukunftstechnologie global für Produktion und Anwendung zweistelliges Wachstum über mindestens zwei Dekaden High-Tech Produktion zunächst am Industriestandort mit späterer Verlagerung von Downstream-Wertschöpfungsstufen Relevanz zum Strommarkt Nachweis der Wettbewerbsfähigkeit spätestens nach zwei Dekaden Industriepolitsche Aktion keine Haushaltsmittel, sondern langfristig gesicherte Finanzmittel keine Subventionen für Industrie, sondern Unterstützung des Kunden Abb. 12: Energieeinspeisegesetz als industrie-politische Aktion zum Erreichen der Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie für neue Zukunftstechnologien Nach Festlegung einer Zukunftsindustrie (wie beispielsweise 199 die Windenergie, 2 PV Solarstrom, evtl. als zukünftiges Beispiel in 21 die mobile Brennstoffzelle) wird mit einem kostendeckenden Energieeinspeisegesetz begonnen. Die benötigten Finanzmittel kumulieren in den ersten 2 Jahren bis zum Erreichen der Wettbewerbsfähigkeit und damit dem Ende des EEG-Marktunterstützungsprogrammes zu einem Maximum, um dann mit dem 2-Jahre-Nachlauf wieder auf Null abzufallen. Innerhalb der ersten 2 Jahre ist eine der jeweiligen Technologie angepaßte Degression des Vergütungssatzes (Bsp. PV Solarstrom, - 5 % p.a.) festzulegen. Erreichen der Wettbewerbsfähigkeit Relevanz als Zukunftstechnologie Benötigte Finanzmittel (auf Strommarkt umlegen) FuE Nischenmärkte Jahre Nachlauf Beginn kostendeckendes Energieeinspeisegesetz Ende Marktunterstützung Abb. 13: Prinzip für zeitliche Entwicklung des Cash-Flows zur EEG-basierten Entwicklung einer Zukunftsindustrie

9 Seite 9 von Wirtschaftlichkeit netzgekoppelter Anlagen Seit Einführung des 1.-Dächer-Programmes in Deutschland im Jahr 199 sind die spezifischen Investkosten und damit die PV Stromgestehungskosten deutlich gesunken. PV-Stromgestehungskosten im Vergleich zu Preisen von EVU für Spitzen- und Grundlaststrom Photovoltaik /kwh 1,,8,6,4,2 9 h/a*:,6 /kwh 18 h/a*:,3 /kwh Spitzenlast Grundlast, * Sonneneinstrahlung pro Jahr Abb. 14: Wettbewerbsfähigkeit netzgekoppelter Solarstromanlagen Die Investkosten sind von ca per kw in 199 auf 7.5 /kw in 2 und ca. 6. /kw zum heutigen Zeitpunkt gefallen. Dementsprechend ergeben sich für nordeuropäische (9 Sonnenstunden/a z.b. Deutschland) und südeuropäische (1.8 h/a z.b. Spanien, Griechenland) Installationen die entsprechenden Stromgestehungskosten in /kwh wie in den beiden Kurven dargestellt. Die Extrapolation in die Zukunft wurde mit der gleichen prozentualen Verringerung von ca. 5 % p.a. wie im Zeitraum 199 bis heute vorgenommen. Trägt man in dem gleichen Diagramm den Strompreis ein, den ein Kunde an sein EVU zu zahlen hat und berücksichtigt die im liberalisierten Strommarkt eingetretene Differenzierung nach Grundlast (untere Kurve), Mittel- und Spitzenlast (oberes Kurvenband), ergibt sich ein Break even von in Südeuropa erzeugten PV-Solarstrom und Spitzenlastpreisen um das Jahr 21, 1 Jahre später auch in nördlichen Regionen wie z.b. Deutschland. Unter der Voraussetzung, dass der Solarstrom mehrheitlich zu Zeiten der Spitzenlast im EVU-Netz bereitgestellt wird, kann damit der Anwender die freie Entscheidung pro Solaranlage an seinem Gebäude oder dem künftigen - teureren Bezug von Spitzenlast-kWh vom EVU treffen (siehe nächste Abb. 15).

10 Seite 1 von 15 Abb. 15: Tagesprofil eines Bürogebäudes und Energieangebot einer Solarstromanlage in Spanien Dargestellt ist das typische Leistungsprofil im Tagesverlauf eines spanischen Bürogebäudes. Deutlich ist der Peak im mittäglichen Zeitraum von 8 bis 16 Uhr zu erkennen, der im Sommer auch deutlich höher als im Winter ist. In Phase hierzu ist auch die von PV Solarstrommodulen gewonnene Energie. Im Gegensatz zur Windenergienutzung, die wirtschaftlich nur in zentralen Kraftwerkparks (multi GW off-shore) zukünftig betrieben werden kann, wobei das stochastische Windangebot eine zeitliche Zuordnung nicht möglich macht, ist bei der Solarstrahlung eine klare tages- und jahreszeitliche Zuordnung möglich (wesentliche Jahresenergieabgabe einer PV-Anlage mittags und im Sommer). Deshalb werden bei der Bewertung von elektrischer Energie aus unterschiedlichen Energiewandlern folgende Kostenarten zu berücksichtigen sein: - Klassische Energiewandler (fossil und Kernkraft, große Wasserkraftwerke) (a) Brennstoff, Investition, Ensorgung, laufender Betrieb (b) Netzkosten (inkl. Verluste durch den Transport) (c) Externe Kosten (Umwelt, Klima, etc.) - Neue Erneuerbare Energiewandler Bei Windenergie sind die in (a) und (b) genannten Kosten relevant; die in (c) aufgeführten entfallen. (d) zusätzlich müssen entstehende Regelenergiekosten in Rechnung gebracht werden. Bei Solarstrom entfallen bei dezentraler "vor-ort"-anwendung zusätzlich zu (c) auch die in (b) erwähnten Netzkosten; Regelenergiekosten (d) sind auf absehbare Zeit ebenfalls nicht zu berücksichtigen. Abb. 16 verdeutlicht die Höherwertigkeit von PV Solar erzeugtem Strom im Sommer und in der Mittagszeit an einem Standort in Australien (ähnliche Abhängigkeiten sind in Südeuropa, im Süden der USA und Japan zu finden).

11 Seite 11 von ct/kwh Sommer Winter : 2: 4: 6: 8: 1: 12: 14: 16: 18: 2: 22: 16 Abb. 16: Strompreise in 2 in Abhängigkeit von Grund- und Spitzenlast in Victoria, Australien (a) (b) Quelle: Abb. 17: Korrelation von PV-erzeugten kwh (b) mit Preisen der Strombörse (a) Die Höherwertigkeit von PV Solar erzeugtem Strom im Sommer und zur Mittagszeit ist für Australien in Abb. 16 und für Europa in Abb. 17 dargestellt. Die gute Korrelation zwischen Spotmarktpreis und der Amsterdamer (APX) sowie der europäischen (EEX) Strombörse und dem Leistungsprofil einer zur gleichen Zeitperiode gemessenen PV-Anlage wurde in einer Studie vom Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme (FhG-ISE) ausgearbeitet und ist in Abb. 17b dargestellt.

12 Seite 12 von Vergleich der für 21 gesetzten Ziele in Japan und Europa Das bereits beschriebene und in 1995 begonnene japanische Unterstützungsprogramm hat klar definierte Ziele bis einschließlich 21: bis dahin sollen in Japan 4,8 GW PV Systeme kumuliert installiert sein. Geht man von den bis jetzt bereits installierten Systemen aus und nimmt ein konstantes Jahreswachstum so an, dass kumuliert obengenanntes Ziel erreicht wird, erhält man die in Abb. 18 dargestellte Jahresmenge im betrachteten Zeitraum. Demnach müssten in 21 ca. 1.2 MW Neuinstallationen erfolgen! Akummunlierte Installation in MWp Jährliche Installation in MWp Jährliche Installation in Europa, im Wesentlichen Deutschland Akkumulierte Installation in Europe Nicht in kumulierten Mengen enthaltene Zusatzinstallation z.b. durch EU-weites Einspeise programm Jährliche Installation in Japan Akkumulierte Installation in Japan Abb. 18: Marktpotential in Japan und Europa bis 21 Da die Jahresziele bis jetzt immer erreicht, ja übererfüllt wurden, sollte davon ausgegangen werden, dass wohl alles unternommen wird, auch die ehrgeizigen Ziele in 21 zu erreichen. Mit der in 21 beschlossenen europäischen Direktive, in 21 von dem dann in Europa verbrauchten Strom 22% aus Erneuerbaren Energien zu erzeugen, werden auch nationale wie technologieorientierte Ziele in einem Weißbuch beschrieben. Danach war bis 21 ein Ziel von 3 GW kumuliert in Europa vorgegeben, was mit der gleichen Überlegung zu der in Abb. 18 dargestellten Jahresmenge unterer Teilbalken für Europa führt. Mit diesem Ziel würde nur die Hälfte des Jahresvolumens in Europa im Vergleich zu Japan erreicht. Für die Massenproduktion von Konsumerprodukten ist es aber von entscheidender Bedeutung, dass eine in Europa (im Vergleich zu Japan) produzierende Industrie eine vergleichbare Economy of Scale hat. Nach der Novellierung des Einspeisegesetzes (PV Vorschaltgesetz im Dezember 23) kann in Deutschland realistisch von einem Jahreswachstum von 25% bis 21 ausgegangen werden. Dies allein würde ausreichen, das im EU- Weißbuch gestellte Ziel zu erreichen. Um aber mit der japanischen Vorgabe gleichzuziehen, brauchen wir in Europa eine gemeinsame Kraftanstrengung, die aus heutiger Sicht am besten mit einem europaweiten Einspeisegesetz für PV Solarstrom unterstützt werden kann. Um von vornherein einem etwaigen Vorwurf wegen Übervorteilung vorzubeugen, sollte die in Deutschland praktizierte Einspeisevergütung im EEG mit den Einstrahlungsdaten in den verschiedenen europäischen Regionen korreliert werden. Dabei sollte man die Feinheit der Anpassung an der Praktikabilität

13 Seite 13 von 15 orientieren; geringere als 1 kwh/m²xa-änderungen in der jährlich eingestrahlten Sonnenenergie sollten nicht zugrunde gelegt werden. Würde eine solche Regelung in den einwohnerstärksten Ländern schnell eingeführt werden, könnte in 21 durchaus das in Tab. 1 dargestellte Potential für den PV-Markt erreicht werden. Hier wird vereinfacht angenommen, dass bei einem derart angenommenen EEG die installierte PV-Systemgröße für Einwohner gleich, die durch das EEG hervorgerufene Marktgröße der Bevölkerungszahl proportional ist. Die in 21 erzielbaren 1.35 MW könnten dann mit den in Japan angestrebten 1.2 MW gleichziehen. Eine grobe Abschätzung für die nachfolgenden Jahre zeigt, dass auch in 215 ein ähnlich großer Markt in beiden Wirtschaftsregionen von ca. 4.5 MW angenommen werden kann. Tab.1: Marktpotential bei schneller Einführung eines europaweiten EEG's bis 21 Land Bevölkerung [Mio] Markt 22 [MW] Potential 21 [MW] (215) [MW] Deutschland < 1. Frankreich > 5 Italien > 1. Spanien > 1. Griechenland > 5 Benelux/Österreich > 7 Summe > 4.7 zum Vergleich: Japan ca Beitrag unterschiedlicher Technologien für unterschiedliche Kundennutzen Es ist ein nach wie vor weit verbreiteter Irrtum, dass für ein starkes Wachstum einer Industriebranche eine stark technologieorientierte Entwicklung der beste Garant sei ("Technologie-Push"). Dabei wird meistens übersehen, dass eine wettbewerblich ausgerichtete Marktoffensive ("Market-Pull"), die sich die bestmögliche Erfüllung von Kundennutzen zum Ziel setzt, die erfolgreichere Strategie zur nachhaltigen Entwicklung einer neuen Industriebranche ist. Ein gutes Beispiel hierfür ist im Bereich der Windindustrie der gescheiterte Growian (Große Windanlage 3 MW in 198), aber die nach 199 stürmische, vom Marktwachstum (dank Einspeisevergütung) geprägte industrielle Entwicklung. Im Bereich PV Solarstrom zielt die häufig zitierte Entwicklung nach "Technologie-Generationen" ebenfalls in die falsche Richtung: die Notwendigkeit einer 3. Generation suggeriert, dass die so genannte 1. Generation (c-si Wafertechnologie) und die 2. Generation (Dünnschichttechnologie) in einem kurz- bis mittelfristigen Zeitraum beendet wird. Ganz im Gegenteil werden die innerhalb der 3. Generation ausgezeichneten wissenschaftlichen Ideen - wie Ausnutzung heißer Elektronen, Quantenstrukturen und Nanotechnologien - als Teil der "Neuen Technologien" zusätzliche Produktideen und Marktsegmente öffnen. Dieser Sachverhalt ist in Abb.19 und die mögliche zeitliche Entwicklung in Abb. 2 dargestellt.

14 Seite 14 von (Vorschau) Jp 1.2 EU 1. US 5 SOA 5 ROW 5 Σ 3.7 MW %p.a. c-si Dünnschicht "Neue Konzepte" 7 25%p.a c-si Dünnschicht "Neue Konzepte" GW c-si Dünnschicht "Neue Konzepte" Abb. 19: Die vier wesentlichen Technologierichtungen 1 Preis pro Wp Neue Konzepte a-si Nanokrist. Farbstoffzelle 2-5 Dünnschicht CTS CIS 5-7 multi-si mc EFG 7-15 mono-si OECO n + pp + III - V Preis pro Fläche Preis pro Fläche Technologie Neue Konzepte high eta Technologie Wirkungsgrad Leistung pro Fläche Abb. 2: Preis und Leistung pro Fläche für die verschiedenen Technologien Wie die verschiedenen Technologierichtungen am besten unterschiedliche Kundennutzen bedienen können, ist am Beispiel der Auftragung nach Preis pro Fläche eines PV-Generators in Abb. 21 zusammengefasst. (a) Kristallines Silcium Cz, Fz mc & Folie (EFG) Hohe Premium Preis eta % Weltraum, Nischenmärkte Kosteneffektive Leistungsanwendungen eta % "Das PV Arbeitspferd" (b) Dünnschicht II - VI Verbindungs-Halbleiter (CIS, CTS) a-si / µc-si und dünne Si Filme pin-asi und ASI-THRU Zusätzliche Lösungen für kosteneffektive Leistungsanwendungen eta 8-18 % Nierdiger niedriger eta eta 4-6 % "Solarstrom Glas" (c ) III - V Verbindungs-Halbleiter (d) Neue Konzepte "multi Bandgap" GaAs Höchste sehr hohem Preis eta 25-4 % Weltraum, Konzentrierende Systeme Farbstoffzellen "Farbe in die PV" (eta 3-1 %) organische Zellen "Option für niedrige Materialkosten" Abb. 21: Wissenschaftliche Überlegungen zu Höchsteffizienzzellen für eta 3-6 % Die vier wesentlichen Technologie-Richtungen Ausnutzung heißer Elektronen, up/down Konversion, Quanten- und Nanostrukturen etc.

15 Seite 15 von 15 Auch wenn die Preise pro Wp auf Modulebene für die unterschiedlichen Technologien nur um den Faktor 2-3 variieren, so ist durch den Multiplikationseffekt (Preis/Wp x Wp/Fläche = Preis/Fläche) der Preis pro Fläche um den Faktor 1-15 für die verschiedenen Technologien unterschiedlich. Für Flächenanwendungen (Fassaden, Lärmschutzwände etc.) wird man Technologien mit niedrigerem Preis/Flächen- Verhältnis einsetzen (z.b. amorphes Si, später auch Farbstoffzellen). Im Gegensatz dazu wird bei Anwendungen, bei denen auf geringer Fläche eine hohe Leistung verlangt wird, auch die deutlich teureren mono-si Zellen eingesetzt. Für den Massenmarkt bewegt man sich zwischen den beiden Extremen in der Mitte (mc-si und EFG- Si-Folie). 7. Ausblick: Längerfristig angestrebter Beitrag zu Stromerzeugung mit PV-Solarstrom Im PV Solarstrom-Puzzle in Abb. 1 war bereits auf den längerfristig ausgelegten Aspekt eines signifikanten Beitrages zur Stromerzeugung mit PV Solarstrom hingewiesen worden. In Abb. 22 ist die weltweite Stromerzeugung von knapp 2. TWh in 2 bis 35. TWh in 23 zusammen mit den jeweiligen 1 % und 1 % - Kurven hierzu dargestellt. Mit dem in Abb. 4 angenommenen Wachstum der PV Solarstromindustrie errechnet sich ein Anteil an der weltweiten Stromerzeugung von ca. 1 % kurz vor 23, der dann bis 24 auf über 1 % ansteigen kann. Dies wäre im Zusammenspiel mit den anderen Erneuerbaren Energieträgern ein wichtiger Beitrag zur lang anhaltenden und umweltfreundlichen Erzeugung von Strom mit Sonnenenergie. 1. 1, 1 % Weltweite Stromerzeugung 35, 1. 1, 3,5 1 % 1 GW % TWh 11 +3%p.a. PV +25%p.a Jahr 23 Abb. 22: Entwicklung der weltweiten Stromproduktion