Forschung und Praxis: Photovoltaik A - Z
Folgende Kürzel für Solarzellen-Technologien haben sich in der PV-Branche etabliert und werden auch in diesem Beitrag verwendet: • a-Si: amorphes Silizium; wird für Dünnschicht-Solarzellen verwendet. • c-Si: kristallines Silizium • CI(G)S: Sammelbegriff für Kupfer-Indium-Diselenid und Kupfer-Indium-Disulfid; gebräuchlich für Dünnschicht-Solarzellen. Optional werden diese Halbleiter mit Gallium (G) legiert. • CdTe: Cadmium-Tellurid; das dritte wesentliche Halbleitermaterial für Dünnschicht-Solarzellen. Betriebstemperaturen Mit steigender Temperatur nimmt der Wirkungsgrad von Solarzellen kontinuierlich ab - bei kristallinen Modulen bis zu 0,5 % pro Kelvin Temperaturanstieg. Selbst bei hinterlüfteten Fassaden können sich die Module im Sommer auf bis zu 80 °C erwärmen; ihre Leistung lässt dabei um mehr als 25 % gegenüber der spezifizierten Leistung nach. In der Jahressumme verlieren sie im Vergleich zu völlig frei umströmten Modulen (z. auf Freiflächen oder Flachdächern) etwa 5 bis 6 % an Energieertrag, bei Warmfassaden sind es bis zu 11 %. Bei Dünnschichtmodulen fallen diese Verluste geringer aus, da ihr Temperaturverhalten weniger ausgeprägt ist als bei kristallinen Modulen. Brandschutz Photovoltaikanlagen auf brennenden Gebäudedächern können für die Einsatzkräfte der Feuerwehr lebensgefährlich sein. Denn solange die Sonne scheint, stehen sie ständig unter Strom - auch dann noch, wenn sie vom öffentlichen Netz getrennt sind. Dabei entstehen Spannungen bis zu 1000 Volt Gleichstrom. Erste Hersteller haben daher inzwischen Notfall-Abschaltvorrichtungen für die Anlagen entwickelt, die die einzelnen Module bei Bränden kurzschließen und damit spannungsfrei schalten. Allerdings sind diese Vorrichtungen noch neu am Markt; Langzeiterfahrungen fehlen bislang. Eigenverbrauch Solarstrom, der dort verbraucht wird, wo er entsteht, entlastet die Stromnetze. Bis 2011 erhielten Besitzer kleinerer PV-Anlagen in Deutschland daher eine höhere Einspeisevergütung, sofern sie mehr als 30 % ihres Solarstroms selbst verbrauchen. Zahlreiche Hersteller haben zuletzt Systeme entwickelt, die einen solchen höheren Eigenverbrauch ermöglichen sollen (Abb. In der Regel bestehen sie aus einer Batterie und einem multifunktionalen Wechselrichter, der den Stromfluss zwischen PV-Anlage, Stromnetz und Haushaltsgeräten regelt. Forscher erwarten, dass sich mit solchen Systemen die Eigenverbrauchsquote des PV-Stroms mittelfristig auf 60 -70% steigern lässt. Allerdings gelten Batteriesysteme für den Haushaltsgebrauch derzeit noch als unwirtschaftlich. In Gebäuden mit Wärmepumpenheizung bietet sich jedoch eine kostengünstigere Alternative an: Wird die Wärmepumpe mithilfe eines Energiemanagement-Systems stets dann in Betrieb genommen, wenn Solarstrom zur Verfügung steht - also vorwiegend mittags - lassen sich immerhin Eigenverbrauchsquoten von 40-50 % erreichen. EEG-Umlage Die EEG-Umlage (EEG = Erneuerbare-Energien-Gesetz) ist jener Aufpreis auf die »normalen« Stromkosten, der zur Finanzierung der Einspeisevergütung dient. 2011 lag sie bei 3,53 Cent je Kilowattstunde Strom - immerhin ein Anstieg um 270 % binnen zwei Jahren. Der Kostenschub lag vor allem daran, dass immer mehr Photovoltaikanlagen installiert wurden. Rund 50 % der Umlage flossen 2011 in die Förderung des Solarstroms, obwohl dieser nur 17 % des gesamten Ökostroms in Deutschland lieferte (zum Vergleich: Auf die Windenergie entfielen nur 25 % der Förderkosten, aber 50 % der erzeugten Ökostrommenge). Die deutsche Solarwirtschaft hat sich daher zum Ziel gesetzt, den Anteil der EEG-Umlage, der in die Photovoltaik fließt, langfristig auf zwei Cent zu begrenzen. Einspeisevergütung Für Strom aus PV-Anlagen in Deutschland garantiert das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 20 Jahre lang eine gleichbleibende Vergütung pro Kilowattstunde Strom, die ins Netz eingespeist wird. Da die Module jedoch immer preisgünstiger und effizienter werden, ist auch die Einspeisevergütung für neue Anlagen seit 2006 um über 50 % gesunken (Abb. Noch für das erste Halbjahr 2012 plant die Bundesregierung (Stand Mitte März) einen weiteren Einschnitt um 20 % bis 30 %. Ferner sollen die Vergütungssätze künftig nicht mehr halbjährlich, sondern monatlich um 0,15 Cent je Kilowattstunde reduziert werden (Abb. Die Höhe der Einspeisevergütung in Deutschland richtet sich seit jeher nach der Anlagengröße. Diese wird nicht in Quadratmetern, sondern in Kilowatt-peak (kWp) angegeben und entspricht der rechnerisch ermittelten, theoretischen Maximalleistung der Anlage. Künftig, so die Regierungspläne, soll es in Deutschland nur noch drei Anlagenklassen geben (Abb. Ferner soll in Zukunft nur noch 80 % des Stroms aus Dachanlagen vergütet werden; bei großen PV-Anlagen sollen es 90 % sein. Die verbleibenden 10 bzw. 20 % müssen die Anlagenbetreiber direkt vermarkten oder selbst (zum Beispiel im eigenen Haushalt) verbrauchen. In Europa haben die meisten Länder in den letzten Jahren Einspeisevergütungen nach deutschem Vorbild eingeführt. Allerdings haben viele Länder zuletzt drastische Kürzungen beschlossen oder die Menge der jährlich neu ins Förderprogramm aufgenommenen Anlagen insgesamt gedeckelt. Die Gründe hierfür sind überall ähnlich: Die Preise für PV-Module sind stark gefallen, und es wurden weit mehr neue Anlagen installiert als erwartet. Damit steigt wiederum die Gesamt-Fördersumme stärker als geplant, was entweder die öffentlichen Haushalte belastet oder den Strompreis in die Höhe treibt. Erträge In Deutschland erzeugen günstig ausgerichtete, gut hinterlüftete und unverschattete PV-Dachanlagen in Gebäuden pro kWp und Jahr rund 860-980 kWh Strom, vertikale Südfassaden etwa 550 - 650 kWh. Bei kristallinen Modulen mit 13 - 14 % Wirkungsgrad entspricht dies einem Stromertrag von etwa 110-140 kWh/m²a (Dach) bzw. 70-85 kWh/m²a (Fassade). Bei amorphen Dünnschichtmodulen sind es 50-70 bzw. 40-50 kWh/m²a. Je nach Witterungsschwankungen bewegen sich die Stromerträge in den meisten Jahren um ±5 % um diesen langjährigen Mittelwert. Konzentratormodule Konzentratorsysteme eignen sich vor allem für Freilandanlagen. Sie werden üblicherweise mit Motoren der Sonne nachgeführt und bündeln die Solarstrahlung mit Spiegeln oder Linsen auf spezielle, hocheffiziente (und teure) Konzentrator-Solarzellen (Abb. Darin sind mehrere Schichten unterschiedlicher Halbleiter »übereinandergestapelt«, die jeweils eine andere Wellenlänge des Sonnenlichts nutzen. Im Konzentratormodul ist rund zehn Zentimeter über der nur 3 mm³ großen Solarzelle eine Fresnellinse angebracht, die das Licht 400- bis 500-fach konzentriert. Solche Module erreichen Wirkungsgrade von 28 % - das ist fast das Doppelte handelsüblicher Siliziummodule. Ein weiterer Vorteil: Den größten Teil der Modulfläche nehmen nicht die teuren Halbleiter, sondern die vergleichsweise günstigen Linsen ein. Daher erwarten Experten, dass die Kosten für Konzentratormodule bald rapide sinken werden. Kosten In der PV-Branche gilt ein ungeschriebenes Gesetz: Mit jeder Verdopplung der weltweit installierten Leistung sinken die Modulpreise um rund 20 %. Zuletzt war dies alle zwei Jahre der Fall, somit reduzierten sich die Kosten jährlich um 10 %. Die Systempreise kompletter Photovoltaikanlagen werden in Euro je Kilowatt Anlagenleistung (€/kWp ) gemessen. Sie haben sich in den letzten fünf Jahren mehr als halbiert (von 5000 €/kWp Mitte 2006 auf 2100 €/kWp Ende 2011). Die Gründe für den Preisverfall sind vielfältig: sinkende Weltmarktpreise für Silizium, aber auch technische Fortschritte in der Herstellung. Kristalline Solarzellen sind heute nur noch halb so dick wie 1980 (180 statt 400 �m), und die Größe der Zellen hat sich mehr als verdoppelt (von 100 auf 240 cm²). Die Modulherstellung wird damit immer wirtschaftlicher. Experten erwarten, dass die Preisbewegung nach unten noch mindestens 1-2 Jahrzehnte anhalten wird und dass Module und Anlagen 2020 nur noch halb so teuer sein werden wie heute. Marktanteile Bislang haben kristalline Siliziummodule mit rund 85 % den größten Marktanteil in der Photovoltaik. Der Rest entfällt fast ausschließlich auf Dünnschichtmodule. Hier hat vor allem Cadmiumtellurid (CdTe) seinen Marktanteil von 1 % im Jahr 2004 auf 9 % (2009) stark gesteigert. Marktentwicklung Noch 2010 wurde fast jedes zweite neue Photovoltaikmodul weltweit in Deutschland installiert, und auch von allen je installierten PV-Anlagen stand fast die Hälfte in Deutschland (Abb. Bis 2015 jedoch, so erwarten Branchenanalysten, wird Italien Deutschland als wichtigsten europäischen Markt ablösen. Global wird sich die Nachfrage eher nach Nordamerika und Asien verlagern - bei erwarteten jährlichen Wachstumsraten von 15 %. Ökobilanz Das Vorurteil, dass PV-Module in der Herstellung mehr Energie verbrauchen, als sie während ihrer Lebensdauer erzeugten, ist inzwischen vielfach entkräftet worden. Mit heutiger Produktionstechnik amortisieren sich optimal orientierte Anlagen mit kristallinen Modulen in Mitteleuropa nach etwa drei Jahren energetisch. Bei Dünnschichtmodulen beträgt die energetische Amortisationszeit etwa 1,4 bis 2,4 Jahre (Abb. An südeuropäischen Standorten mit höherer Sonneneinstrahlung - die mit 1700 kWh/m2a auch repräsentativ für den weltweiten Mittelwert sind - verkürzen sich die Zeitspannen auf etwa 0,8 bis 1,7 Jahre. Für Fassaden verlängern sie sich auf maximal 4,5 Jahre bei Süd- bzw. 5,3 Jahre bei Ost- oder Westausrichtung. Tendenziell dürfte die energetische Amortisationszeit der Module in den kommenden Jahren weiter fallen, da die Modulherstellung selbst immer energieeffizienter wird. Organische Solarzellen Organische Solarzellen werden (nach kristallinen und Dünnschicht-Solarzellen) auch als »dritte Generation« der Solarzellen bezeichnet. Sie basieren auf farbstoffähnlichen Molekülen, sind nur wenige Hundert Nanometer dick und können in kostengünstigen Druckverfahren (ähnlich dem Offsetdruck) hergestellt werden. Außerdem bieten sie eine große Gestaltungsfreiheit: Farbton und Transparenzgrad der Zellen sind relativ frei wählbar. Bislang erreichen im Handel erhältliche organische Solarzellen jedoch nur einen Wirkungsgrad von rund 3 % und eine Lebensdauer von wenigen Jahren. Dennoch wird die Technologie auch für Gebäude immer wieder ins Gespräch gebracht: Anfang 2011 stellte das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) ein erstes, 60 ≈ 100 cm großes Farbstoff-Solarmodul speziell für den Einsatz in Gebäuden vor, das in den kommenden Jahren zur Serienreife entwickelt werden soll (Abb. Unter anderem soll der Wirkungsgrad durch Verbesserungen in der Drucktechnik von 3 % auf 5 % steigen. Mit derzeit verfügbaren Technologien lassen sich aus kristallinen und aus CdTe-Dünnschichtmodulen über 90 % des Halbleitermaterials und ein ähnlicher Prozentsatz des Glases zurückgewinnen (Abb. Zwar ist die Menge der Module, die das Ende ihrer Lebensdauer erreichen, noch überschaubar (2008 fielen in der EU 3800 Tonnen an), doch bis 2030 wird ein Anstieg der Menge auf 130 000 bis 220 000 Tonnen prognostiziert. Seit Anfang 2012 unterliegen PV-Module - wie alle anderen Elektrogeräte auch - der WEEE-Direktive, die die Hersteller zur Rücknahme von 85 % und zum Recycling von 80 % aller verkauften Solarmodule verpflichtet. Bis 2014 müssen alle EU-27-Mitgliedsländer die Verordnung in nationales Recht umsetzen. Zuvor hatten die Hersteller versucht, dieser Verpflichtung durch das 2007 initiierte, freiwillige Rücknahmesystem »PV-Cycle« zu entgehen. Es sollte ein europaweites Netz an Rücknahmestellen aufbauen und deckte nach eigenen Angaben zeitweise 90 % des europäischen Markts ab. Kostenlos ist die Entsorgung jedoch nur für Module der Mitgliedsunternehmen von PV-Cycle. Auch unter der künftigen Gesetzgebung dürfte PV-Cycle eine wesentliche Rolle beim Modulrecycling in Europa spielen, so die Erwartung von Experten. Die Kosten für Rücknahme und Recycling - derzeit rund 175 bis 300 Euro je Tonne Module - dürften künftig allerdings deutlich steigen, da die 27 EU-Mitgliedsstaaten die neue Direktive in 27 unterschiedliche nationale Gesetze umsetzen werden, die es für die Hersteller zu beachten gilt. Solarkataster Seit einigen Jahren stellen immer mehr deutsche Städte Solarkataster ins Internet, in denen Hausbesitzer kostenlos die Eignung ihrer Dachflächen für Photovoltaik, den jährlich erreichbaren Stromertrag und die daraus resultierenden möglichen Einnahmen und CO2-Einsparungen einsehen können (Abb. 10). Die Kataster werden von spezialisierten Unternehmen im Auftrag der Städte erstellt. Sie basieren meist auf dreidimensionalen Laserscans der Erdoberfläche, die von Flugzeugen aus aufgenommen werden, und auf den Karten der Liegenschaftsämter. Die Scans sind so hochauflösend, dass selbst Schornsteine, Dachgauben und Verschattungen durch Nachbargebäude bei den Berechnungen berücksichtigt werden können. Eine Auswertung der bislang erstellten Solarkataster durch den Dienstleister Sun-Area hat ergeben, dass pro Gemeinde zwischen 20 und 50 % aller Dachflächen für die solare Energienutzung geeignet sind. Damit ließen sich deutschlandweit rund 100 % des privaten Strombedarfs decken. Das wäre mehr als das 100-Fache der heutigen Nutzung. Stromspeicherung Mithilfe von Batteriesystemen lässt sich der Eigenverbrauch von PV-Strom im Haushalt annähernd verdoppeln. Bisher sind in Haushalten vor allem Blei-Akkus gebräuchlich, die zwar recht preisgünstig sind, aber nur einen Wirkungsgrad von 85 % aufweisen. Teurer, aber mit 95 % Wirkungsgrad effizienter und auch langlebiger sind Lithium-Ionen-Akkus. Sie erreichten in einem Praxistest bereits eine Lebensdauer von 20 Jahren bei 60 % Entladetiefe pro Tag (Abb. 11). Wirkungsgrade Die theoretisch erreichbaren Wirkungsgrade von Solarzellen sind begrenzt. So kann zum Beispiel eine einzelne Solarzelle nie das gesamte Farbspektrum des Lichts in Strom umwandeln. Bei kristallinen Silizium-Solarzellen liegt der theoretisch mögliche Wirkungsgrad bei 29 %; Labor-Solarzellen sind diesem Wert schon recht nahegekommen. Höhere Wirkungsgrade lassen sich nur mit Mehrfach-Solarzellen erreichen, bei denen unterschiedliche, » übereinandergestapelte« Halbleiterschichten unterschiedliche Spektralbereiche des Lichts nutzen. Der bislang erreichte Rekord für diesen Zelltyp liegt bei 41 %. Mit CIGS-Dünnschichtzellen sind prinzipiell Wirkungsgrade von über 30 % möglich. In der Realität sind die Hersteller hiervon aber noch weit entfernt. Die Wirkungsgrade von PV-Modulen sind stets niedriger als die einzelner Zellen, weil Module nie lückenlos mit Solarzellen belegt werden können und zudem Leitungsverluste im Modul auftreten (Abb. 12). Die Wirkungsgrad-Rekorde, die Hersteller gelegentlich für ihre Module melden, gelten meist für teure Spezialmodule. Der durchschnittliche Wirkungsgrad aller am Markt verfügbaren Module entwickelt sich eher langsam (z. bei kristallinen und Dünnschicht-Siliziummodulen: plus 1,5 % in den letzten zehn Jahren).
