Neuere Entwicklungen Und Perspektiven Der Photovoltaik

Beuth Hochschule für Technik Berlin LABOR für REGELUNGSTECHNIK und PROZEßSIMULATION

University of Applied Sciences Photovoltaik

0. Ziel und Zweck

Der kommerzielle Einsatz neuer innovativer Techniken gelingt häufig später als erwartet wurde oder wünschenswert wäre. Dafür sind neben umwelt-, gesellschafts- und wirtschaftspolitischen auch häufig technische Detailprobleme verantwortlich. Dies wird hier am Beispiel der Photovoltaik gezeigt. Die technischen Grenzen der Systeme werden ausgelotet und die daraus folgenden speziellen Einsatzbedingungen untersucht. (Anmerkung: der Photvoltaische Effekt wurde 1839 von Becquerel entdeckt, 1941 wurde die erste Silizium-Solarzelle patentiert).

1. Entwicklungen und Perspektiven der Photovoltaik

Der Ausbau erneuerbarer Energiequellen als Ergänzung zu den herkömmlichen Energieformen ist in vollem Gange. Die Photovoltaik (PV) ist eine dieser neuen, öffentlich geförderten Energiewandlungs- techniken. Charakteristischen Merkmale der Photovoltaik sind: Einfachheit der Systeme, geringe Wartungsanforderungen, geringe Unterhaltskosten, Umweltfreundlichkeit und breitgefächerte Anwendungsmöglichkeiten. Bei einer Lebensdauer von 20 bis 30 Jahren liefert eine PV-Anlage etwa 5 bis10 mal soviel Energie, wie zu ihrer Produktion gebraucht wurde. Es gibt eine Vielzahl von erprobten, zuverlässig arbeitenden Photovoltaik-Systemen für die verschiedenen Anwendungen in einem breiten Leistungsspektrum:

• Minigeneratoren für Uhren, Taschenrechner, Messgeräte, smart cards, wearable computing (Minicomputer in Bekleidung und Accessoires) im mW-Bereich • Haus-, Geräte-, Campingstrom- und Verkehrssignalversorgungen im W-Bereich • Stromversorgungen für abgelegene Dörfer oder Bewässerungssysteme im kW-Bereich • netzverbundene Solar-Kraftwerke im MW-Bereich.

Beispiele: Freianlagen: Auf Gut Erlasee (Franken) wurde 2006 das größte PV-Kraftwerk mit zweiachsig nach- geführten Modulen errichtet (11,4 MWp, 1464 Module, Fläche 85 ha, 14 GWh/Jahr, 70 Mio €). In Köthen steht eine Anlage (45 MWp, 56 ha, 205000 Dünnschicht-Module First Solar) mit 13 GWh/Jahr , in Finow liefert die erste Stufe (24,5 MWp ,22,4 GWh/Jahr, 58 Mio. €, 77ha, 90000 polykristalline Module) ab Mai 2010 Strom . Auf dem Gelände der stillgelegten Grube Göttelborn (Saarland) wurde ein Solarkraftwerk von 8,4 MWp Leistung gebaut (Fläche 16 ha, 50000 Module, 8,4GWh/Jahr, Investition 35 Mio€). Der Bavaria Solarpark hat Ende 2004 an 3 Standorten insgesamt 10,1 MWp (58.000 Module, 25 ha) errichtet, wobei die Module einachsig nachgeführt werden (System Power- tracker). In Brandis (bei Leipzig, Solarpark Waldpolenz) wurden bis 2009 550000 Solarmodule (Fläche 110 ha, Dünnschichttechnologie, First Solar, 130 Mio.€) installiert, die Jahresleistung soll 40 GWh/Jahr betragen. Lieberose (Brandenburg) mit einer 53 MW Anlage auf 162 ha Fläche (150 Mio. €, 700000 Dünnschicht Module, First Solar) und Straßkirchen (Bayern) (54 MWp, 140 ha, Q-Cells, 160 Mio€) hatten die Führung nach Größe inne. In diesen Tagen ans Netz geht der Solarpark Meuro (Oberspreewald-Lausitz, 152 ha, 70 MWp), Ende 2011 soll Finow auf 84,5 MWp (Suntech-Module, Wechselrichter SMA, Gestelle Mounting Systems, 112 Mio€) erweitert sein. Im Wasserwerk Tegel 2 steht die größte Anlage Berlins: 5434 m (Dünnschicht, First Solar), 560 kWp, 537 MWh/Jahr Ertrag. Für Italien ist eine 150 MWp- Anlage geplant, für Australien 190 MWp, die größte Anlage in Spanien hat 60 MWp. Dachanlagen: Die Anlage der Beuth Hochschule (ehemal. Bewag-Projekt SolarInvest) hat 30 kWp, eine 145 kW-Anlage steht auf einer Neubausiedlung in Pankow (GSW, 1360 m2, Phönix Solarinitia- tive), eine 130 kWp Anlage im Moabiter Werder, eine 370 kWp-Anlage (Berliner Energieagentur, 1500 Module, 6900 m2, 309MWh/Jahr) im Wohngebiet Eiserfelder Ring, der neue Haupt-Bahnhof 2 hat eine PV-Fassade mit 189 kWp (1800 m ). 2007 wurde das Projekt „Solarstrompark Berliner Schulen“ gestartet, bei dem auf 24 Dächern öffentlicher Gebäude in 6 Bezirken PV-Anlagen

 doc Seifert 2011 Seite 1 von 18 Photovoltaik installiert werden sollen. Ende 2008 standen in Berlin 1585 PV-Anlagen mit 9,85 MWp Leistung. Die größten dachintegrierten Anlagen in Deutschland befinden sich in Herne (1 MWp ) und in München (Messe, 2,1 MWp). OBI stellt die Dachflächen seiner Baumärkte für PV-Anlagen der Solarstrom AG zur Verfügung (erster Schritt: 20 Anlagen mit insges. 1MW). Die Photovoltaikfassade (1400 m2 Folie aus nanokristallinen Siliziumzellen) der Duisburger Warmbandspaltanlage der Thyssen Krupp-Stahl bietet eine Nennleistung von 51 kW, Schott Solar in Alzenau erzeugt 11000 kWh/Jahr aus der 2 Fassade, Audi am Servicecenter Ingolstadt aus 400 m Fassade 17 kWp, eine BP-Solar-Anlage auf dem Dach des Münchener Flughafens (2000 m2, 2,65 Mio €) 450 kW , auf dem Dach der Messe Freiburg 440 kW, auf einem ehemaligen Erz- und Kohlebunker in Gelsenkirchen 355 kW. Die Audienzhalle des Vatikans ist mit 2400 Solarmodulen (Solarworld, 220 kWp 300 kWh/Jahr) auf dem Dach ausgestattet. 15% des Energiebedarfs der Berliner Regierungsbauten sollen aus erneuerbaren Energien gedeckt werden. Das Bundespräsidialamt hat eine Anlage (400 m2, 44 kW, Solon AG), auf dem Paul-Löbe- Haus wurde eine 123 kW-Anlage (3239 m², semitransparent, nachführbar, 500 Wh/ kWinst., 4,5 Mio DM) aus amorphem Silizium (Solon AG) errichtet. Das Bundeskanzleramt hat eine 149 kW-Anlage (1270 m2), das Bundeswirtschaftsministerium ein 102 kW Solardach (monokristallin, 1000 m²). Sonstige: Ein Solarschiff (21 m lang, 100 Personen) mit 17 kW verkehrt im Hafen von Sydney, ein Boot (100 Personen) mit 8,2 kW PV-Anlage und Elektroantrieb wird in Hamburg eingesetzt, ein 20 kW-Katamaran (33 m lang, 200 Personen) ist für den Einsatz auf den Juraseen geplant, auf dem Neckar verkehrt ein Solarboot (25 m lang, 110 Personen, 5,78 kWp, 24 V Versorgung, 200V Antrieb). In Berlin steht ein Solarkatamaran (SolarWaterWorld C60, 60 Personen, 5,6 kWp) für Stadtrund- fahrten zur Verfügung. An der BAB 6 (Sausenheim) und in Österreich an der A2 (Gleisdorf) stehen Solar-Lärmschutzwände mit je 100 kW Leistung. Das Schweizer Solarflugzeug „Solar Impulse“ (64 m Spannweite, 12000 Solarzellen) konnte im Juli 2010 einen Nonstop-Flug von mehr als 24 Stunden zurücklegen. Hinweis: das Projekt „Desertec“ will überwiegend Kraftwerke einsetzen, kaum PV.

Ende 1996 waren in Deutschland ca. 16 MWp, weltweit ca. 500 MWp installiert, Ende 2001 in Deutschland 190 MWp . Ende 2005 waren es in Deutschland 1910 MWp, Ende 2006 2742 MWp, Ende 2007 3846 MWp. , Ende 2008 5979 MWp, Ende 2009 9785 MWp, Ende 2010 17 GWp. Damit ist Deutschland weltweit an zweiter Stelle (hinter Japan, vor USA). Langfristig (2010) rechnet die deutsche Solarstrombranche mit bis zu 100.000 neuen Arbeitsplätzen, in 2004 haben die deutschen PV-Hersteller erstmals einen Umsatz von über 1 Mrd.€ erzielt und ca. 20.000 Arbeitsplätze bereitgestellt, für 2007 hat allein Q-Cells einen Umsatz von 1,2 Mrd. € gemeldet, für 2009 werden 2Mrd.€ angestrebt. Die auf den Weltmarkt drängenden chinesischen Solarmodul-Hersteller machen den deutschen Firmen zunehmend zu schaffen. In 2011 sind jetzt viele der Firmen in den roten Zahlen. Der Preis für Dünnschichtmodule ist derzeit auf 0,85$/Wp gefallen.

Die technische Entwicklung der Solarzelle bzw. des Solarmoduls, die neben Anwendungen in der Sensortechnik vor allem auf die Energieversorgung von Satelliten gerichtet war, hat in den letzten 30 Jahren Fortschritte gemacht. Die Leistung der Module hat sich zwischen 1984 und 1996 nahezu vervierfacht. Heute können Solarzellen mit fast 20 % Wirkungsgrad (Verhältnis von erzeugter elekt- rischer Energie zu eingestrahlter Solarenergie) hergestellt werden. Aufgrund der Abhängigkeit der Systeme vom wechselnden Energieangebot der Sonne ist für die Beurteilung der Wirtschaftlichkeit der Einsatzort von entscheidender Bedeutung. Bei gleicher Auslegungsleistung eines Systems können sich damit die wirtschaftlichen Randbedingungen wesentlich verändern. Trotz der erreichten Fortschritte im Hinblick auf Kostensenkung und Wirkungsgradsteigerungen von PV-Systemen ist eine preisliche Konkurrenzfähigkeit mit herkömmlichen Energiewandlungssyste- men (Kohle, Öl, Gas, Kernenergie) noch nicht gegeben. Wesentliche Gründe sind einerseits die immer noch hohen Herstellungs- und Anlagenkosten von ca. 3€/Wp in 2007 (1995 noch 30 DM/Wp), der erst jetzt überwundene Engpaß beim Rohstoff Silizium sowie die geringe Energiedichte und die begrenzte Verfügbarkeit der Energiequelle Sonne, andererseits auch die Subventionierung anderer Energiequellen (Kohle, Kernkraft). Auch die sehr niedrigen Betriebskosten der Solaranlagen (keine Brennstoffkosten) können das nicht ganz ausgleichen. Ein wirtschaftlicher Einsatz von PV-Systemen ist daher heute nur unter bestimmten Voraussetzungen möglich (s. Bild 3): • möglichst großes Energieangebot (Sonnenscheindauer pro Jahr),

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• eine preiswerte Netzversorgung ist nicht vorhanden bzw. sehr teuer (Kabelverlegung über große Entfernungen), und/oder • andere dezentrale Energieversorgungssysteme (Dieselgeneratoren) haben hohe Betriebskosten, • die Subventionierung anderer Energiequellen entfällt, • auch die Umweltentlastung wird monetär bewertet. Die derzeit stark steigenden Energiekosten konventioneller Systeme werden diese Einschätzungen verändern können, auch wenn die staatliche Förderung für PV z.Z. reduziert wird. Branchenexperten sagen die „Grid parity (Netzparität)“ in Deutschland für 2016 voraus, optimistische Schätzungen schon für 2011/12. Die Reduktion der Investitionskosten von PV-Systemen und die Erhöhung des Wirkungsgrades als Voraussetzung für günstigere Stromerzeugungskosten dienen auch dem Aufbau einer Exportindustrie. Es existierte bislang eine starke Nachfrage aus Südeuropa (Spanien, Griechenland, Italien). Auch der Energiebedarf in den Entwicklungsländern kann wirtschaftlich und zuverlässig durch Photovoltaik erfüllt werden. In den letzten Jahren ist ein stetiger Aufwärtstrend in der Entwicklung des PV-Weltmarkts zu verzeichnen. Ein deutlicher Nachfrageschub seit 1988 mit Steigerungsraten von teilweise > 40% hat folgende Gründe: • Die Photovoltaik-Technik und ihre Anwendungen sind aus dem Entwicklungsstadium in die kommerzielle Produktion überführt worden. • Neue Produkte vereinfachen die Anwendung: Solardach, Solarziegel, Indach-Technik, Anpassung an beliebige Dachformen, Solar-Fassaden, Solar-Schallschutzwände usw. • Durch Aufklärung über Medien und durch die Vertriebsaktivitäten der PV-Branche ist der Bekanntheitsgrad von PV-Anwendungen gestiegen. Das führte zu stärkerer Akzeptanz der Anwender (z.B. kostenlose Auskunft: 0800solar00, Kommunalwettbewerb „Solarbundesliga“, Programm „Kirchengemeinden für die Sonnenenergie“, Solardachbörse in Berlin). • Die Substitution von Diesel- und Gasgeneratoren wird durch das gewachsene Umweltbewusst- sein, staatliche Vorschriften und verbesserte wirtschaftliche Randbedingungen vorangetrieben. • Durch breitere Kenntnis der PV-Technik werden ständig neue Anwendungsgebiete erarbeitet (Fahrradleuchte, GPS, Kleidung). • Zunehmend werden Finanzierungshilfen durch öffentliche Kreditgeber (100.000 Dächer Pro- gramm der KfW mit ca. 130 MW pro Jahr, Bayern, Berlin, NRW, Bewag-Programm „Energie 2000“, Solarinitiative Brandenburg, 50-Solarsiedlungen NRW, Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bzw. vergleichbare Einspeisevergütungen in vielen Ländern (z.B. China), „Solar-na klar“- Kampagne, 88 Mio DM Programm in Malaysia zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete, Export- initiative Erneuerbare Energien, „Leuchtturm-Projekt“ PV-Anlagen auf deutschen Schulen), aber auch durch private Kreditfinanzierung und Leasingsysteme angeboten. • Kalifornien hat ein Investitionsprogramm von 2,9 Milliarden $ über 11 Jahre zur Installation von 1 Mio Solarenergieanlagen aufgelegt. In 35 Ländern gibt es Einspeisevergütungen. • Die Liberalisierung und Öffnung des Strommarktes führt vermehrt zu Angeboten von Öko-Tarifen (Greenpricing, „grüner Strom“, „Öko-Pur“) für Strom aus regenerativen Quellen.

Weitere Wachstumsraten von 20% bis 40% jährlich weltweit (besonders stark Spanien, Korea, USA), 10% für Deutschland werden prognostiziert (2011 2% erreicht). Für das Jahr 2020 wird ein Anteil der PV von 10% an der Stromerzeugung für möglich gehalten (1998: 0,003% oder 16*106 kWh, 1999 0,019%, 2004 weltweit 0,024%). Neu installiert wurden in Deutschland 1997 14 MW, 1998 12 MW, 1999 15 MW, 2001 75 MW, 2003 130 MW, 2004 300 MW, 2005 700 MW, 2006 900 MW, 2007 1207 MW, 2008 1809 MW, 2009 3810 MW, 2010 7250 MW, 2011 9,5 GW (Prognose). Seit mehr als 10 Jahren wächst der Weltmarkt um jährlich rund 15%, in letzter Zeit deutlich stärker, in 2009 um 109%, in 2010 um 139%, für 2030 werden 300 GW prognostiziert. Die weltweite Ferti- gung betrug 1997 ca. 126 MW, 1998 155 MW, 1999 202 MW, 2000 286 MW, 2006 1,9 GW, 2007 4,279 GW, 2008 6,8 GW, 2009 9,34 GW (davon 50% in China /Taiwan, 18% Dünnschicht). Der größte Produzent Japan fertigte 2006 Solarzellen von 920 MW und Solarmodule von 645 MW. Deutschland belegt 2006 weltweit den zweiten Platz mit einem Weltmarktanteil von 27% bei den Zellen und 21% bei den Modulen. 2007 ist China mit 28% vor Japan mit 22% und Deutschland mit 21% in Führung. Der japanische Modulhersteller MSK Corporation hat im September 2003 in Nagano eine Modulfabrik mit 100 Megawatt Kapazität eröffnet, Sharp verfügt seit 2006 über 400 MW, 2007 führt Q-Cells mit einer Produktion von 389 MW vor Sharp mit 363 MW und Suntech (China) mit 336 MW.  doc Seifert 2011 Seite 3 von 18 Photovoltaik

Q-Cells will 2009 die Produktion auf 570 MWp steigern. Von Bedeutung sind noch BP-Solar (weltweit Nr.2 bei den Firmen), Kyocera und in Deutschland Siemens, RWE Schott Solar, Solar World (nach Übernahme von Shell Solar weltweit Nr.3), Solon (Berlin, z.Z. 210 MW, will 2008 auf 500 MW aufstocken), Q-Cells (führend in Deutschland und weltweit 11% Marktanteil, bezieht Silizium für Zellen von 6 GW aus China und 410 t Silizium aus Kanada), Ersol Solar Energy (Bosch), aleo solar AG (früher Solar-Manufaktur Deutschland), Solarwatt Solar-Systeme, Solar-Fabrik, Sunways (bezieht Siliziumwafer für 100 MW jährlich aus China, auch Hersteller farbiger und transparenter Sonderzellen, wollte ab 2010 1000 t Silizium jährlich in Schwarze Pumpe herstellen, hat die Anlagen aber an LDK-Solar (China) verkauft), Centrosolar und First Solar (deutsche Marktführer für Dünnschichtmodule). Seit Anfang 2009 fallen die Erzeugerpreise für Solarzellen und –module (unter 2€/kWp), weil weltweit Produktionskapazitäten aufgebaut worden sind (2009 betrug die Kapazität 18 GW). Am Markt zeichnet sich eine Konsolidierung ab, viele Firmen müssen aufgeben oder fusionieren („Sonnenwende“). Auch die Großen, wie Q-Cells, Solon, Ersol, senken ihre Jahresprognosen. Der starke Preisverfall ist auch Grund dafür, dass die Einspeisevergütungen in 2010 bereits zweimal abgesenkt wurden. Allein die 2009 installierten Anlagen kosten die Verbraucher in den nächsten 20 Jahren 14 Mrd. € an Einspeisevergütung. Andererseits erhöht sich die Wettbewerbsfähigkeit von Solarstrom durch den Preisverfall früher als vorhergesagt.

2. Aufbau von Photovoltaik-Systemen

Solarmodule können direkt einen Verbraucher versorgen, z. B. Wasserpumpen, Ventilatoren, Leuchten usw. Hierbei ergeben sich jedoch Wirkungsgradverluste durch Fehlanpassung (PV-Modul und Verbraucher passen in ihren elektrischen Leistungswerten nicht zueinander), Verluste durch Energiewandlung und Regelung (s. Bild 8) sowie eine nach Sonneneinstrahlung stark schwankende Leistungsabgabe, sofern nicht ein Zwischenspeicher (Akku) verwendet wird.

In Bild 1 ist der Aufbau eines einfachen PV-Systems dargestellt. Wesentliche Komponenten sind • der Solargenerator (aus einem oder mehreren Modulen bestehend), • die elektrische Speicherbatterie mit Laderegler, • die diversen Verbraucher, und • falls Wechsel- oder Drehstrom benötigt wird, ein Wechselrichter.

Alle Komponenten müssen so aufeinander abgestimmt sein, dass die Energie optimal umgewandelt, gespeichert und verbraucht werden kann und wenig Verluste (im Laderegler, im Wechselrichter, in Verbindungsleitungen) auftreten. Dabei ist das charakteristische Verhalten des Solargenerators anhand seiner Strom/Spannungskennlinie zu berücksichtigen. Bild 2 zeigt die typische Strom/Spannungskennlinie eines Solargenerators für einen bestimmten

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Betriebszustand. Unter den angegebenen Randbedingungen ergibt sich die maximale Leistung bei einer Spannung von ca. 33 V und einem Strom von 2,3 A. Jede Abweichung von diesen Werten, z.B. durch einen anderen Verbraucherwiderstand, reduziert den Wirkungsgrad der Anlage. Durch optimierte Technik (Hardware) und entsprechende Software kann jedes Modul einer größeren Anlage einzeln eingestellt werden. Das gilt auch im Hinblick auf die Anschaltung der Wechselrichter, die bei ca. 90% Maximallast ihren besten Wirkungsgrad haben.

3. Funktionsprinzip der Solarzelle

Durch Ausnutzung des Photoeffektes kann in der Solarzelle (Bild 1.1) die Strahlungsenergie der Sonne direkt in elektrische Energie umgewandelt werden. Maßgebend sind die aus der Transistor- technik bekannten elektrophysikalischen Mechanismen halbleitender Materialien. Eine kristalline Silizium-Solarzelle ist eine etwa 350 µm dicke, mit Bor dotierte Silizium-Scheibe, in die auf der Vorderseite ca. 0,3 µm tief Phosphor eindiffundiert wurde. Der Phosphor bewirkt in der dünnen Si-Schicht einen Überschuss an Leitungselektronen, wodurch diese n-leitend wird. Die Bordotierung führt in der restlichen Scheibe zu einem Überschuss an Defektelektronen (positive Löcher), wodurch diese p-leitend wird. Die Vorderseite der Silizium-Scheibe trägt fingerförmige oder netzförmige metallische Kontakte, damit möglichst viel Licht in das Silizium eindringen kann. Die Rückseite der Scheibe ist ein ganzflächiger Metallkontakt. Die Oberfläche ist meist mit einem Antireflexbelag versehen, um die Verluste durch Lichtreflexion gering zu halten. Das einfallende Sonnenlicht erzeugt in der gesamten Zelle Elektronen-Loch-Paare, deren Konzentration von der Intensität und der spektralen Zusammensetzung des einfallenden Lichtes abhängt. Die Elektronen und „Löcher“ (Defektelektronen) diffundieren durch den Kristall und werden durch das elektrische Feld der Raumladungszone getrennt. Die Elektronen werden dem Vorderseitenkontaktgitter zugeführt (Minuspol), die „Löcher“ dem Rückseitenkontakt (Pluspol). Die Umwandlung des Sonnenlichtes in elektrische Energie erfolgt aber nicht zu 100 %, da Verluste auftreten: Reflexionsverluste, ungenügende oder zu hohe Energie der einfallenden Photonen, Wärmeverluste durch Photonen mit zu hoher Energie, Rekombination von Elektronen-Loch-Paaren und elektrische Verluste durch den Eigenwiderstand der Zelle. Solarzellen aus kristallinem Silizium erreichen im Labor Wirkungsgrade von über 20% , in der Serienfertigung werden Wirkungsgrade von ca. 14-17 % erzielt. (Hinweis: Der maximal erreichbare Wir- kungsgrad bei Siliziumzellen beträgt 28% , weil nur ein Teil des Sonnenspektrums physikalisch den Photoeffekt auslösen kann, vgl. Bild 1.5). Die Leerlaufspannung einer Si-Zelle liegt bei 0,5 Volt, der Kurzschlussstrom bei 30 mA/cm2 Fläche.

4. Solarzellentypen

Die für terrestrische Anwendungen wichtigsten Zellentypen sind Dickschicht-Zellen (z. B. aus kristallinem Silizium) und Dünnschicht-Zellen (z.B. aus amorphem Silizium).

Dickschicht-Solarzelle (1. Generation)

Auf Grund der Entwicklungen für Raumfahrtanwendungen sind Solarzellen aus kristallinem Silizium am stärksten verbreitet. Die Zellen werden aus ca. 0,4 mm dicken Scheiben aus hochreinem Silizium hergestellt. Mit Solarzellen aus monokristallinem (die gesamte Zelle besteht aus einem Kristall) Silizium werden in der Serienfertigung die höchsten Wirkungsgrade erreicht. Für eine einzelne Solarzelle liegen die Werte bei Normbedingungen (Zellentemperatur T = 25 °C, Einstrahlungsleistung G = 1000 W/m2) zwischen 13 und 16%. Diese Spannbreite ist neben der üblichen Streuung in der Fertigung auf die unterschiedlichen Herstellungsverfahren und Qualitäten des Siliziums zurückzuführen. Nachdem zunächst hochreines Silizium verwendet wurde, konnten die Anforderungen im Hinblick auf eine Kostenoptimierung reduziert werden. Die einfacheren Herstellverfahren sind jedoch mit Wirkungsgradeinbußen der Zellen verbunden. Sanyo fertigt Solarzellen aus monokristallinen Hybrid-Wafern, beschichtet mit dünnem amorphen Silizium. Die Zellen haben einen Wirkungsgrad von 17,8%, das Modul noch 16%. Angekündigt sind 200 W-Module mit Zellenwirkungsgraden von 19,5%. Sunways fertigt Si-Zellen mit über 18% Wirkungsgrad, 19% werden angestrebt, Bosch Solar hat PERC-Zellen mit 19,6% angekündigt.

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Zur Herstellung polykristalliner Si-Solarzellen (erkennbar an der „marmorierten“ Struktur) wird das gereinigte flüssige Silizium in Blöcke mit einer Kantenlänge von bis zu 40 cm gegossen und gezielt abgekühlt. Dadurch bildet sich eine begrenzte Zahl von Kristallen, die alle in eine Richtung orientiert sind. Diese Blöcke werden dann entsprechend der Kristallausrichtung in ca. 0,4 mm dicke Scheiben gesägt. Der gegenüber monokristallinen Si-Zellen vereinfachte Herstellungsprozess und die resultie- renden geringeren Kosten werden allerdings noch durch einen geringeren Wirkungsgrad von nur 10 bis 12% aufgewogen. Das gleiche Ziel der Kostenreduzierung verfolgt die Entwicklung zur Herstellung von Flächensilizium. Hierbei wird ein Siliziumband direkt aus der Schmelze gezogen, nach Abkühlung geteilt und zur Solarzelle verarbeitet. Nachteilig sind die niedrigen Flächengeschwindigkeiten < 100 cm2/min, die ungünstige Kristallbildung und die Verunreinigung des Materials. Die wirtschaftlichen Aussichten dieser Verfahren sind zur Zeit noch nicht entschieden. Die Verbesserung der Energieausbeute wird auch durch besondere Oberflächengestaltungen der Solarzellen angestrebt, z.B. -Rillenzellen zur Vermeidung von Reflexionsverlusten -Powerzellen: Oberfläche in Pyramidenstruktur, damit einfallendes Licht mehrfach auftrifft -Konzentratorzellen mit Spiegel- und Linsensystemen

Dünnschicht-Solarzelle (2. Generation)

Solarzellen aus amorphem Silizium sind heute die bekanntesten Dünnschicht-Solarzellen. Durch das besondere Absorptionsverhalten des amorphen Siliziums gegenüber kristallinem Silizium genügen bereits sehr dünne Schichten zur vollständigen Absorption der Photonen. Der Wirkungsgrad ist aber 1-2% geringer. Vergleichsmessungen mit monokristallinen Zellen haben ein erwartetes besseres Temperaturverhalten der Dünnschichtzellen nicht bestätigen können. Die rund 1µm dicken Schichten des amorphen Siliziums werden mit einem Glimmentladungsver- fahren bei ca. 250°C aus der Gasphase abgeschieden. Auf einem Glas, das mit einer transparenten, leitfähigen Oxidschicht (TLO) bedeckt ist, werden im Glimmentladungsreaktor der Reihe nach eine p-leitende Schicht (Bor dotiert), eine undotierte i-Schicht und dann eine n-leitende Schicht (Phosphor dotiert) abgeschieden (Bild 1.3). Anschließend wird eine hochreflektierende Metallschicht als Rückelektrode aufgebracht. Als Schichtträger ist jedes Material geeignet, das die Prozesstemperatur aushält und in seinen Eigenschaften sowie bezüglich Stabilität und Preis dem Ziel einer kostengün- stigen Solarzelle angepasst ist. Glas, Stahlblech und bestimmte organische Kunststoff -Folien werden als Substrate eingesetzt. Neueste Entwicklung: nanokristalline Siliziumzellen als Folie auf Stahlblech (z.B. Thyssen-Solartec). Aussichtsreich ist auch das EFG-Verfahren (Edge-defined-Film- fed-Growth) der ASE GmbH (jetzt RWE Schott Solar), zur Herstellung von Siliziumfolien (Dicke der Folie ≥ 280 µm). Von Vorteil für die Anwendung ist, daß diese Zellen weniger Silizium (Preis steigt kontinuierlich) brauchen, lichtdurchlässig sind, also z.B. als Fassaden oder Dächer eingesetzt werden können, und als Kunststofffolien flexibel und leicht (ca. 1 W/1,5 g) sind. Werden höhere Spannungen benötigt, als eine Zelle abgeben kann, werden mit Hilfe von Maskendrucktechniken und Lasertrennverfahren Zellen als serienverschaltete, integrierte Solarmodule hergestellt (Bild 1.4) . Die Vermeidung von Sägeverlusten und die Minimierung der aktiven Schichtdicke führen zur Einspa- rung von Silizium und damit verringerten Herstellungskosten. Eine Einsparung von Silizium wird auch von der CSG-Technik (Crystalline Silicon on Glass) erwartet, bei der eine 2µ-Schicht aus kristallinem Silizium auf ein Glassubstrat aufgebracht wird (Hersteller CSG Solar AG). Die Leistung der Zellen soll nur auf ca. 65% der Leistung üblicher kristalliner Zellen abfallen. In den letzten Jahren sind eine Anzahl von Materialverbindungen untersucht worden, die sich eben- falls zur Herstellung von Solarzellen eignen. Als Verbindungshalbleiter werden sämtliche Zellen- materialien bezeichnet, deren aktive Schichten aus verschiedenen Halbleitermaterialien zusam- mengesetzt sind. Von der Vielzahl der möglichen Kombinationen werden insbesondere Kupfer- indiumdiselenid (ClS)-Dünnschicht-Solarzellen als entwicklungsfähig eingestuft. Der grundsätzliche Vorteil gegenüber kristallinen Silizium- (Dickschicht)zellen besteht auch hier in den deutlich dünne- ren Halbleiterschichten (ca. 2 bis 3 µm) aufgrund des besseren Absorptionsverhaltens. Nach der intensiven Entwicklung der ClS-Zelle in den USA stellt dieser Zellentyp inzwischen eine wichtige Ergänzung bzw. Alternative zur amorphen Silizium-Solarzelle dar. Die Firma Würth Solar (Marbach)

 doc Seifert 2011 Seite 6 von 18 Photovoltaik hat 2004 CIS-Module von 1,2 MW gefertigt. Eine flexible CIGS-Solarzelle (Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid) der ETH-Zürich weist einen Wir- kungsrad von 13% auf, die Firma Solarion in Leipzig baut die Fertigung für CIGS-Folien-Solarzellen auf und prognostiziert 10-15% Wirkungsgrad in der Serie. Sulfurcell meldet 12,6%, die Firma Ascent Solar hält derzeit den Rekord bei flexiblen CIGS-Zellen mit 9,64% Wirkungsgrad, im Forschungs bereich (Zentrum für Sonnenenergie BW) wurden 20,3% erzielt. CdTe-Dünnschichtmodule (Cadmiumtellurid) erreichen nur 6-7% Wirkungsgrad, der aber mit abnehmender Einstrahlung steigt. Sie eignen sich daher besonders für Gebiete mit vielen trüben Tagen. Die Firma Antec Solar Energy (Frankfurt) hat davon 2004 7,5 MW gefertigt, für 2005 sind 25 MW geplant, die First Solar-Fabrik in Frankfurt/Oder ist für 120 MW Produktionskapazität ausgelegt. In der Entwicklung sind Solarzellen aus Siliziumgermanium-Verbindungen, die sich theoretisch durch gezielte Beimengungen von C und H genau auf die gewünschten Spektren einstellen (z.B. auch auf Kunstlicht) und Wirkungsgrade von mehr als 20% erwarten lassen, elektrochemische Flüssig- keitssolarzellen (Grätzel-Zelle) und Solarzellen aus halbleitenden Polymeren. Durch die Kombination von mehreren Dünnschicht-Solarzellen unterschiedlicher spektraler Empfind- lichkeit zu Tandem- oder Multispektralzellen (multi-junction-Module) lässt sich die Strahlungsenergie der Sonne stärker ausnutzen. Im Bild 1.5 ist die Kombinationsmöglichkeit am Beispiel einer Tandem- zelle aus amorphem Silizium und Kupferindiumdiselenid dargestellt, mit der in Zukunft Wirkungs- grade von über 18 % erwartet werden. Im Labormaßstab sind bereits 14 % erreicht worden. Sanyo gibt für seine Module, die aus einem Sandwich aus kristallinem und amorphen Silizium bestehen, einen Wirkungsgrad von 17,3% an. Entwicklungen in USA und Japan mit Indium-Galliumnitrid lassen als Zweischichtzelle (in einem kontinuierlich gezüchteten Kristall) einen Wirkungsgrad von 50% als möglich erscheinen, bei Vielschichtzellen 70%. Thyssen Bausysteme vertreibt ein Dachelement mit integriertem Solarmodul aus amorpher Dreischichtzellentechnologie. Die kalifornische Boeing-Tochter Spectrolab hat im Juli 2003 eine Solarzelle (Dreischichtzelle mit Spiegel-Linsen-System) mit 36,9 Prozent Wirkungsgrad vorgestellt, auch das Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme (ISE) hat eine Tandem-Konzentratorzelle (Galliumarsenid+Galliumantimonid) mit >30% Wirkungsgrad und meldet 2008 für eine Dreifach-Konzentratorzelle 39,7%. Diese oder andere Zellenentwicklungen (z.B. Injektionssolarzellen, beidseitig lichtempfindliche Bifacialzellen, Zellen aus organischen Polymeren) lassen erwarten, dass die heute üblichen Dickschichtzellen auch für Leistungsanwendungen in absehbarer Zeit durch kostengünstigere Dünnschichtzellen mit vergleichbaren Wirkungsgraden (oder geringere Wirkungsgrade bei deutlich geringeren Kosten) ersetzt werden können und damit der Engpaß „Silizium“ umgangen wird.

Solarzellen aus organischen Halbleitern (3. Generation, elektr. leitende Kunststoffe, Umkehrung der OLED, erfunden 1979 bei Kodak) können in einer unkomplizierten Drucktechnik hergestellt werden, die einzelnen Schichten werden nacheinander auf eine Trägerfolie aufgebracht. Sie können einge- färbt werden, sind leicht verformbar und können ein breiteres Lichtspektrum in Strom umwandeln als Silizium. Ihr Wirkungsgrad ist zwar mit ca. 5% (im Labor 7-8%) geringer, bleibt aber auch bei Kunst- licht erhalten (Einsatz bei Taschenrechnern). Kritisch ist derzeit noch die Lebensdauer der Kunst- stoff-Solarzellen, die anfällig für Oxidation und Feuchtigkeit sind. Eine der führenden Firmen bei der Entwicklung von Kunststoff-Solarzellen ist Konarka (Power Plastic), die gemeinsam mit Lapp Kabel, Bayer Sheet Europe, Bischoff Glastechnik und dem Fraunhofer Inst. für Energiesystemtechnik die Gebäudeintegration vorantreibt. Das BMBF hat 2007 eine Technologie-Initiative (Bosch, BASF, Merck, Schott) zur Organischen Photovoltaik gegründet und für die Forschung 60 Mio € zur Verfü- gung gestellt. Hauptanwender soll ab 2015 die Bauindustrie sein, wo die Zellen als dünne Kunst- stoffschicht auf Dächern, Fenstern oder Fassaden zum Einsatz kommen werden (=>energieautarkes Haus, Abdeckung für Gewächshäuser). Wirkungsgrade von 10%, Lebensdauer 20 Jahre und Kosten von 1€/Wp werden angestrebt.

5. Kennwerte einer Solarzelle

Die Beziehung zwischen Einstrahlung, Spannung und Stromstärke einer Solarzelle ist in Bild 2.1 wiedergegeben. Die Stromstärke steigt proportional zur Sonneneinstrahlung an, während die Span- nung bereits bei ca. 30 % der Einstrahlung ihren Maximalwert erreicht. Bei jeweils gleichbleibender Einstrahlung zeigen Solarzellen die für Halbleiter typischen I/U-Kennlinien (Bild 2.3). Folgende Größen charakterisieren dieses Verhalten:

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• die Leerlaufspannung (offene Kontakte, kein Strom fließt), • der Kurzschlussstrom (Ober- und Unterseite der Solarzelle direkt miteinander verbunden), • der MPP (maximum power point) (größte elektrische Leistung bei der jeweiligen Einstrahlung). Eine Silizium-Solarzelle mit 100 mm Kantenlänge liefert bei senkrechter Sonneneinstrahlung unter Normalbedingungen (Zellentemperatur T = 25 °C, Einstrahlungsleistung G = 1000 W/m2 ) eine 2 maximale Leistung von ca. 1,6 Wpeak (d.h. 0,016 W/m ), wobei die Spannung 0,5 V und die Strom- stärke 3,2 A betragen.

Zur Messung einer Strom/Spannungs-Kennlinie kann die Schaltung des Bildes 4.3 verwendet werden. Darin ist eine Solarzelle mit einem einstellbaren Lastwiderstand RL verbunden. Ein Ampere- meter (A) und ein Voltmeter (V) dienen der Messung des Stromes und der Spannung. Wird die Solarzelle beleuchtet, entsteht an ihren Anschlüssen eine Spannung U und in dem Stromkreis fließt ein Strom I. Die elektrische Leistung ergibt sich aus P = U*I. Der Lastwiderstand RL wird zuerst auf Null eingestellt (RL = 0). Dann fließt durch den Kreis der Kurzschlussstrom IK, der maximal mögliche Strom der betreffenden Solarzelle. Die Spannung U beträgt 0 V. Durch eine Erhöhung des Lastwiderstandes RL sinkt der Strom I im Kreis während die Spannung U ansteigt. Sobald der Wert des Lastwiderstands RL unendlich groß wird (offener Kreis), sinkt der Strom I auf Null. Zugleich erreicht die Spannung ihren Maximalwert, die bei ca. 0,5 bis 0,6 V liegende Leerlaufspannung UL. IK und UL können also technisch bedingt (RL= 0 bzw. RL=∝) niemals gleichzeitig auftreten bzw. gemessen werden. Mit der Änderung der Strahlungsintensität ändert sich auch der erzeugte Strom I. Die Leerlauf- spannung UL ändert sich mit der Größe der betreffenden Solarzelle und der Strahlungsintensität nur wenig. Für vier verschiedene Einstrahlungsleistungen ergeben sich so die Strom/Spannungs- Kennlinien des Bildes 4.5. Der Kurzschlussstrom IK hängt von der Bauart und der Fläche der betreffenden Solarzelle sowie von der Strahlungsintensität ab. Kurzschlussstrom IK und Betriebs- strom IB (bei einem bestimmten Lastzustand RL) liegen oft nicht sehr weit auseinander, der Unter- schied zwischen Leerlaufspannung UL und Betriebsspannung UB ist dagegen meist groß.

Wenn elektrische Geräte mehr Spannung bzw. Leistung benötigen als eine Zelle abgibt, müssen mehrere Solarzellen zusammengeschaltet werden. Bei der Reihenschaltung erhöht sich mit jeder Solarzelle die Spannung um ca. 0,5 V. Bild 2.4 zeigt eine Reihenschaltung aus drei Solarzellen; die Spannung an den Klemmen beträgt 1,5 V, die maximale Stromstärke 3,2 A, die Leistung also 4,8 Wp. Bei der Parallelschaltung bleibt die Spannung bei 0,5 V, die maximale Stromstärke steigt jedoch mit jeder hinzukommenden Solarzelle um 3,2 A an. Bild 2.5 zeigt eine Parallelschaltung aus drei Solarzellen. Die Spannung an den Klemmen beträgt 0,5 V, die maximale Stromstärke 9,6 A, die Leistung also 4,8 Wp. In der Praxis werden beide Schaltungsarten miteinander verknüpft, d. h. Reihen gebildet um die Spannung zu erhöhen und anschließend mehrere dieser Reihen parallel geschaltet, um größere Stromstärken zu erreichen. Bild 2.6 zeigt eine Schaltung aus neun Solarzellen, die Spannung an den Klemmen beträgt 1,5 V, die maximale Stromstärke 9,6 A, die Leistung also 14,4 Wp. In großen Anlagen sind Werte von 20 A bei 1000V üblich. Auf keinen Fall dürfen daher die Steckver- bindungen der Module unter Last getrennt werden, weil ein Lichtbogen die Kontakte zerstören würde. => Einsatz von Wechselrichtern mit Lichtbogendetektor (AFD). Besondere Vorkehrungen sind auch im Brandfall einer Anlage bzw. eines Daches zu treffen: Löschen mit Wasser ist lebensgefährlich! (Hinweis: da sich das Sonnenlicht nicht abschalten lässt, kann die Anlage nicht völlig stromlos gemacht werden!) .=> Sicherungssysteme zum Kurzschluss der Module. Anschlussdosen und Steckverbinder sind in der Schutzart IP 67 bzw. IP 68 für Temperaturen von – 40°C bis +110°C auszuführen (vgl. VDE 126).

Bei Zellen, die zu bestimmten Zeiten im Schatten liegen, steigt der Innenwiderstand stark an. Dadurch erhitzt sich die Zelle (evtl. bis zur Zerstörung, Hot-Spot) und blockiert den Stromfluss durch die anderen Zellen. So würde dann eine ganze Reihe von Zellen keinen Strom mehr liefern. Um dies zu verhindern, werden den Solarzellen Bypass-Dioden parallel geschaltet. Der Strom kann dann an der verschatteten Zelle vorbei weiter fließen. Bisher waren diese Dioden in Anschlussdosen auf der Rückseite der Zellen angebracht, jetzt wurden auch in die Module integrierte Chipdioden entwickelt, wodurch der Installationsaufwand gesenkt werden kann.

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6. Einflüsse auf die Leistung einer Solarzelle Das elektrische (Ersatz-)Schaltbild einer Solarzelle zeigt Bild 7. Die Spannung UB einer Solarzelle (an den Ausgangsklemmen) hängt davon ab, ob sie an einen Verbraucher angeschlossen ist oder nicht (also ob ein Strom fließt), die Leerlaufspannung UL ist durch die physikalischen Eigenschaften des verwendeten Halbleitermaterials gegeben. RI ist der elektrische Innenwiderstand der Solarzelle, der sich aus dem Widerstand des Halbleitermaterials, dem Widerstand der Anschlusskontakte sowie dem Übergangswiderstand zwischen Halbleiter und Anschlusskontakten zusammensetzt. Die elektrische Leistung P = U • i einer Solarzelle hängt vom Verhältnis zwischen dem Lastwider- stand Rv = RL des Verbrauchers und dem Innenwiderstand RI der Solarzelle ab. Sie erreicht ihren Maximalwert (MPP= Maximum Power Point) sobald Rv = RI wird, weil in diesem Fall Anpassung zwischen Energiequelle und Verbraucher herrscht (rechner. Beweis s. S. 14; Hinweis: diese Bedingung gilt für alle Gleichstromquellen, also auch für Akkus und Batterien). Die abgegebene Leistung P wird Null, sobald RL = 0 bzw. RL= ∞ wird. Bild 4.4 zeigt den Verlauf des P-Wertes in Abhängigkeit vom Wert des Lastwiderstandes RL. Da RI von der Lichtintensität abhängig ist, existiert für jede Einstrahlungsstärke eine eigene Strom/Spannungskennlinie (Bild 4.5) mit einem MPP-Punkt bei einem speziellen U/i-Verhältnis. Im Beispiel ist ein Lastwiderstand von RL=0,18 Ω gewählt (RI=U/i=0,45 V/2,5 A =0,18 Ω), so dass der MPP-Punkt der i/U-Kennlinie für 0,8 kW/m2 erreicht wird. Steigt oder sinkt die Lichtintensität, ver- schiebt sich der Arbeitspunkt nach rechts oder links vom jeweiligen MPP-Punkt, d.h. es ver- schlechtert sich die Anpassung (=mismatch), es sinkt die aus der Solarzelle entnehmbare elektrische Energie. Soll bei jeder Lichtintensität optimal gearbeitet werden, muss der Last- widerstand RL dem Innenwiderstand RI bei der jeweiligen Lichtintensität angepasst werden. Diese Aufgabe erfüllen MPP- oder Tracking-Schaltungen, die in Ladereglern oder Wechselrichtern größerer Anlagen eingesetzt werden. Es sind auch z.B. spezielle Gleichstrom-Umwälzpumpen mit MPP-Tracking auf dem Markt (www.laing.de). Bei Kombination mehrerer Module ist die Parallelschaltung im Hinblick auf diese Anpassungsverluste günstiger, weil die Modulspannung sich bei Fehlanpassung weniger ändert als der Modulstrom bei der Serienschaltung. Die elektrischen Daten von Solarzellen sind temperaturabhängig. Steigt die Temperatur einer Solar- zelle an, steigt auch ihr Kurzschlußstrom IK um etwa 0,05 bis 0,07%/°C. Im Gegensatz dazu sinkt die Leerlaufspannung UL um etwa 1 bis 2 mV/°C, Bild 2.2 . Eine Temperatursteigerung von 20°C bewirkt also ein Absinken der Leerlaufspannung um ca. 0,4%/°C. Da die negative Beeinflussung der Spannung durch die Temperatur größer ist als die positive Beeinflussung des Stromes, sinkt die erzeugte elektrische Energie mit steigender Temperatur um etwa 0,3 bis 0,6%/°C. Aus diesem Grund sollen Solarmodule mit einem Abstand von ca. 5 cm zum Untergrund befestigt werden, damit die darunter hindurchstreichende Luft die Module kühlen kann. Die Hersteller versuchen, Module mit möglichst kleinem Temperaturkoeffizienten herzustellen, um den Ertrag zu erhöhen.

Zusammenfassung: • Die Spannung einer Solarzelle bleibt über weite Bereiche der Einstrahlung gleich. • Die Stromstärke ist stark abhängig von der Einstrahlung. • Für jede Einstrahlung gibt es nur einen Betriebspunkt (MPP) für größtmögliche Leistung. • Die Leistung einer Solarzelle fällt mit zunehmender Temperatur. • Durch Reihen- oder Parallelschaltung mehrerer Zellen kann ein Modul mit der gewünschten Spannung oder Stromstärke hergestellt werden. • Optimale Einsatzbedingungen für Solarzellen erfordern (neben der Ausrichtung nach der Sonne) auch eine Anpassung des Verbrauchers, damit die Solarzelle stets im MPP betrieben wird (z.B. MPP-Tracking bei Stromversorgungen).

7. verfügbare Solarenergie, Praxisergebnisse, Performance Ratio

In einer halben Stunde strahlt die Sonne den gesamten Weltenergiebedarf eines Jahres auf die Erde ein. In Solarzellen kann aber nur ein Teil dieser Energie in Strom umgewandelt werden, Infrarot- und UV-Strahlung z.B. weitgehend nicht. Die jährliche Globalstrahlung (Energie) beträgt in (s. Bild 10.6): Sahara 2200 kWh/m² München 1168 kWh/m2 Würzburg 1095 kWh/m2 Berlin 1000 kWh/m2 Hamburg 949kWh/m²  doc Seifert 2011 Seite 9 von 18 Photovoltaik

Die Einstrahlung schwankt dabei zwischen 5,18 kWh/m2d im Juni und 0,58 kWh/m2d im Dezember. Haben Solarzellen einen Wirkungsgrad von z. B. 10 %, kann in Berlin eine elektrische Energie von ca. 100 kWh/m2 jährlich gewonnen werden. Die Auswertung eines Großprogrammes mit 220 unterschiedlichen Anlagen ergab im Mittel einen Ertrag von 780 kWh/kWp, wobei Anlagen in Süddeutsch- land eine um 15% höhere Leistung bringen.

Die besten Anlagen erreichen eine „Performance Ratio“ von ca. 80%. Die „Performance Ratio PR“ erlaubt eine weitgehend standortunabhängige Bewertung der Anlagenleistung. Sie wird gebildet aus:

PR = tatsächlicher (gemessener) Wechselstrom-Energieertrag / theoret. möglicher Ertrag bei Standardbedingungen aus der Einstrahlung an diesem Ort = gemessener Energieertrag / (unverschattete Jahreseinstrahlung•Standard-Modulwirkungsgrad bei 25°C). Sie bewertet also die Verluste innerhalb der PV-Anlage (im Modul selbst, den Leitungen und im Wechselrichter, durch Schattenwurf). Da die Leistung der Anlage mit fallender Temperatur steigt, kann PR rechnerisch auch Werte über 100% annehmen. Die Energieausbeute kann gesteigert werden, wenn das Solarmodul in Richtung Sonneneinstrahlung ausgerichtet wird. Der Neigungswinkel (Winkel zur Horizontalen) hängt vom Breitengrad des betreffenden Ortes ab, er soll etwa 20° kleiner gewählt wird als der Breitengrad (für Deutschland also ca. 50°-20° ≈ 30°). Bei einem größeren Neigungswinkel ist der Energieertrag während der Wintermo- nate günstiger als während der Sommermonate, weil die Sonne im Winter tiefer am Horizont steht. Soll der Energieertrag während der Wintermonate maximiert werden, muss der Neigungswinkel größer sein, z. B. 65° in Berlin. Auch die Ausrichtung in Südwest/Südost-Richtung bringt Energiegewinn. Die beste Nutzung wird erreicht, wenn die betreffende Fläche der Sonne nachgeführt wird (Solar-Tracker), also der Nei- gungswinkel und die Ausrichtung mit Tages- und Jahreszeit angepasst werden. Eine solche doppel- te Nachführung ist mit technischem Aufwand verbunden und wird nur selten angewendet, zumal auch der Energieaufwand für die Nachführung und die Einflüsse auf die Verfügbarkeit der Anlage kostenmäßig zu berücksichtigen sind. Eine einachsige Nachführung (Sonnenverlauf Ost=>West) kann nach Literaturangaben bis zu 20% mehr Leistung erbringen, zweiachsig 35 bis zu 40%. Die Lebensdauer von Solarmodulen hat sich in den letzten Jahren deutlich verbessert. So garantiert z.B. Vaillant für seine Module 80% der Nennleistung nach 25 Jahren, Isofoton 88% in 20 Jahren, Sanyo 80% in 20 Jahren. Zur Gütesicherung und zur Kennzeichnung der Qualität von PV-Anlagen werden z.Z. verschiedene Gütesiegel entwickelt. Das von der Weltbank anerkannte internationale PV-Gap-Prüfzeichen soll in Deutschland durch ein RAL-Gütesiegel für die Qualität der Komponenten sowie für Planung, Ausführung und Betrieb der Systeme ergänzt werden.

PV-Gap-Prüfzeichen RAL-Gütesiegel

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Zahlenbeispiele: Bei der Standard-Strahlungsintensität von 1 kW/m2 (=Solarkonstante) ergeben sich die folgenden Anhaltswerte für ein Solarmodul Siemens M20 (monokristalline Solarzellen) UB ≈ 0,5 V Daraus ergibt sich die Leistung: IB ≈ 32 mA/cm2 P = 0,5 x 32 x 10-3 = 0,016 W/cm2 = 160 W/m2

Beispiel 1: Eine Solarzelle weist die Abmessungen 10 cm x 10 cm = 100 cm2 auf. Welche Leistung P liefert sie bei einer Standard-Strahlungsintensität (1 kW/m2)? Lösung: P = 0,016 W/cm2 x 100 cm2 = 1,6 W

Beispiel 2: Wie groß ist ihr Wirkungsgrad bei dieser Einstrahlung? Lösung: Bei einer Fläche von 1 m2 ergäbe sich eine Leistung von 1,6 W x 100 = 160 W, d. h. ein Wirkungs- grad von η=160 W/1000 W = 0,16 = 16%.

Beispiel 3: Die gewünschte Leistung eines Solargenerators beträgt 100 W. Wie groß muss seine Fläche sein? Lösung: 100 W/0,016W/cm2 = 6250 cm2 = 0,625 m2

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8. Aufgabenstellung Wesentlicher Schwerpunkt der Auswertung soll es sein, die Messergebnisse zu aussage- kräftigen Diagrammen und/oder Tabellen zu verdichten, diese zu interpretieren und die Folgerungen für den Solarmoduleinsatz in der Praxis darzustellen. Machen Sie dazu quantitative Aussagen, d.h. geben Sie Zahlenwerte an! Beantworten Sie die Fragen nicht mit „ziemlich genau“, „relativ klein“, „starker Einfluß“, „im Prinzip“, „meistens“, „grundsätzlich ja“! Geben Sie z.B. statt „ändert sich stark“ an, um wieviel % sich der Parameter ändert! Ermitteln Sie: a) den Aufbau des verwendeten Solarmoduls -Anzahl der Zellen, Parallel- oder Serienschaltung, Größe der Solarfläche, Art der Zellen? -Welche Leerlaufspannung, welcher Kurzschlussstrom sind daraus theoretisch zu erwarten? b) die Kennwerte für das Solarmodul bei Sonne und Scheinwerferlicht und unterschiedlichen Einstrahlwinkeln -Kurzschlussstrom IK, Leerlaufspannung UL und Innenwiderstand RI als Funktion des Winkels -Erstellen Sie ein geeignetes Diagramm mit den Messwerten. -Welcher Zusammenhang müsste sich rechnerisch für die Abhängigkeit des Innenwiderstandes RI vom Einstrahlwinkel ergeben? Zeichnen Sie die theoret. Kurve in das Messergebnis-Diagramm ein! -wie genau (wieviel Grad Toleranz?) muss das Modul zur Lichtquelle ausgerichtet werden? c) die Strom-/Spannungskennlinien bei Sonne und Scheinwerferlicht als Funktion von RL -Erstellen Sie ein oder zwei geeignete/s Diagramm/e mit den Messwerten d) den MPP -Bestimmen Sie den MPP-Punkt zu jeder Kennlinie von c) möglichst genau (keine grobe Schätzung!) -Überprüfen Sie das Ergebnis anhand der Vorgabe RL = RI am MPP, Erklärung? e) den Wirkungsgrad des Solarmoduls für Sonne und Scheinwerferlicht -Wie kann der Unterschied Sonne/Scheinwerfer im Wirkungsgrad begründet werden? -Welcher Wirkungsgrad müsste höher sein? Wie stehen dazu die Messergebnisse? f) den Temperatureinfluss auf die Kennwerte des Moduls bei Scheinwerferlicht -Erstellen Sie ein geeignetes Diagramm mit den Messwerten -Vergleichen Sie mit den Literaturangaben und zeigen Sie Folgerungen für die Praxis auf g) den Einfluss von Schattenwurf auf die Kennwerte des Moduls -Erstellen Sie ein geeignetes Diagramm mit den Messwerten. -Schlussfolgerungen für die Praxis? h) Beantworten Sie folgende Fragen konkret aus den Werten dieses Versuchs bzw. dem Umdruck: 2 -welcher Zusammenhang besteht zwischen den Kennwerten MW, MWp, MW/m , MWh/Jahr, MWh/MWp , MWh/ MWinst? 2 -Ermitteln Sie aus den Angaben im Umdruck Durchschnittswerte für MW/m , MWh/MWinst und €/W. -Welche PV-Fläche in m2 ist notwendig, um 1000 Einwohner (Deutschland) mit Strom zu versorgen? -Skizzieren Sie den Berechnungsgang, um die Wirtschaftlichkeit einer Winkelnachführung des Moduls zu prüfen (konkreter Ablauf, nicht „der Mehrgewinn ist mit den Kosten zu vergleichen“); -welche Produktkosten hat ein Nachführsystem (z.B.SOLAGO,Sun tracer,Solar-Trak,KemTRACK,.)? -ist die Nachführung des Verbraucherwiderstandes (tracking) wirtschaftlich sinnvoll? (Rechengang angeben, welche der im Versuch aufgenommenen Daten bräuchten Sie dazu?) i) Können Solarzellen auch bei Scheinwerferlicht vermessen werden? -Welche Parameter zeigen bei Sonne und Scheinwerferlicht die gleiche Tendenz, welche sind unterschiedlich? j) Ermitteln Sie zusätzlich folgende Fakten: -welchen Preis hat die Leipziger Strombörse für 1 kWh? -wieviel CO2-Emission wird bei 1 GWh/Jahr PV-Strom gegenüber Kohlekraftwerken eingespart? -welche Aussagen macht das heutige Erneuerbare-Energien Gesetz (EEG) für PV-Anlagen? -PV- Strom selbst verbrauchen oder ins Netz einspeisen? Vor-/Nachteile? -welche Förderprogramme für PV gibt es z.Z. in Berlin und von der Bundesregierung? -wofür gilt die Förderung im Marktanreizprogramm MAP? Wichtiger Hinweis: Aus Diagrammen sollen Werte ablesbar sein. Jedes Diagramm muss daher mindestens die Größe DIN A5 (1/2 DIN A4) haben! Verwenden Sie beim Zeichnen der Diagramme mit Excel die  doc Seifert 2011 Seite 12 von 18 Photovoltaik

Funktion „Trendlinie hinzufügen“ , um eine Ausgleichskurve durch die Messpunkte zu legen! Die einfache Funktion „Punkte verbinden“ ist für die Darstellung (fehlerbehafteter) Messwerte ungeeignet! Die im Internet verfügbaren Versionen von Ausarbeitungen erfüllen die genannten Bedingungen meist nicht und sind zudem häufig mängelbehaftet.

9. Normen, Richtlinien, Literatur, Software, Verbände EN 50313 PV-Systeme; Prüfanforderungen Sicherheit u. Leistung EN 50315 Akkumulatoren für PV-Systeme DIN EN 50380 Datenblatt- und Typschildangaben von Photovoltaik-Modulen DIN EN 60891 Verfahren zur Umrechung gemessener Kennlinien DIN EN 60904 PV-Einrichtungen; Messungen und Anforderungen DIN EN 61194 Charakteristische Parameter von PV-Systemen DIN EN 61215 Terrestrische kristalline Silizium-PV-Module, Bauartzulassung DIN EN 61646 Terrestrische Dünnschicht-PV-Module, Bauartzulassung DIN EN 62108 Konzentrator-PV-Module, Bauartzulassung DIN EN 61277 Terrestrische PV-Stromerzeugungssysteme, Leitfaden DIN EN 61724 Überwachung des Betriebsverhaltens von PV-Systemen DIN EN 61725 Analytische Darstellung solarer Tagesstrahlungsprofile DIN EN 61730 Photovoltaikmodule - Sicherheitsqualifikation DIN EN 61829 PV-Module aus kristallinem Silizium, Messung der Strom-Spannungs-Kennl. DIN EN 61701 Salznebel-Korrosionsprüfung von PV-Modulen DIN EN 61702 Bemessung direktgekoppelter PV-Pumpensysteme DIN IEC 82(CO)19 Allgemeine Beschreibung der PV-Stromerzeugungssysteme DIN IEC 82(Sec)74 Überwachungsverfahren für das Betriebsverhalten von PV-Systemen VDE 0100-712 Anforderungen für Betriebsstätten – Solar-PV-Stromversorgungssysteme

Literatur: „Leitfaden Photovoltaische Anlagen“, Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie „Solaradressbuch“, SunMedia GmbH „Photovoltaik in Gebäuden“, Fraunhofer IRB Verlag „Solare Technologien für Gebäude“, Fraunhofer IRB Verlag „expert Praxislexikon Sonnenenergie und solare Techniken“, expert-Verlag „Gebäudeintegrierte Photovoltaik“, Verlagsgesellschaft Müller „Photovoltaik. Gebäude liefern Strom“, Fachinformationszentrum Karlsruhe Photon-Solarstrom-Magazin, Solar Verlag Aachen Sonne Wind&Wärme, BVA Bielefelder Verlag Sonnenenergie, Solar Promotion Verlag, München Photovoltaik, Solarpraxis AG und Gentner Verlag, Stuttgart

Software: SOLARGIS Planungswerkz. für Stadtplaner, Verschattungsanalyse, Widemann Systeme T SOL Planung thermischer Solaranlagen, Valentin & Partner PV SOL Auslegung, Optimierung und Simulation von PV-Anlagen, Valentin & Partner CO2PRA Auslegung von BHKW, wirtschaftl. und ökolog. Nutzen, Valentin & Partner SOLARSOFTWARE WE 500 NWR Betriebssoftware für PV-Anlagen, Würth Elektronik INSOLAR 2 Dimensionierung von PV-Anlagen, Verlag Technik SOLinvest PV-Anlagenplanung, Luxea GETSOLAR Simulationsprogramm, Ing. Büro solar energie information SOLAR.WEB Anlagenüberwachungsportal

Verbände: Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie DGS European Photovoltaic Industry Association EPIA Unternehmensvereinigung Solarwirtschaft UVS International Solar Energy Society ISES Deutsche Energie Agentur Dena Global Approval Programme for Photovoltaics PV GAP

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European Renewable Energy Council EREC Bundesindustrieverband Deutschland Haus-, Energie- und Umwelttechnik BDH Bundesverband Solarwirtschaft BSW Europäische Vereinigung für Erneuerbare Energien EUROSOLAR Bundesverband Erneuerbare Energie BEE Internat. Wirtschaftsforum Regenerative Energien IWR

10. Internet Adressen www.as-solar.com www.deutschecell.de www.ersol.de www.q-cells.com www.rweschottsolar.com www.shell-solar.de www.sunways.de www.aleo-solar.de www.solar-fabrik.de www.solarfactory.de www.solarwatt.de www.solonag.com www.antec-solar.de www.solarion.de www.photon.de www.ise.fhg.de www.solarserver.de www.solarenergie.com www.solarshop.net www.solarworld.de www.dgs.de www.solarinfo.de www.solarmv.de www.ases.org www.fesa.de www.solarbranche.de www.solarbundesliga.de www.solarenergy-berlin.de www.eurosun-solar.de www.eurosolar.org www.astropower.com www.solaranlagen.de www.solarstromag.net www. bayern.de/lfu/umwberat/data/klima/sonne_2004.pdf www.konarka.com www-eti.etec.uni-karlsruhe.de/burgbr/solar.htm www.orgworld.de http://emsolar.ee.tu-berlin.de/iscb/home_deu.html www.ral.de www.deutsche-energie-agentur.de www.national.com/en/solarmagic/index.html www.hmi.de/bereiche/SE www.ises.org www.solid.de www.top50-solar.de www.SunTechnics.de www.solarfoerderung.de www.solar-info-center.de www.solarwaterworld.de www.bva-solar.de www.kfw.de www.solarkataster.de www.solaranlagen-abc.de www.dgs-berlin.de www.solarverein-berlin.de www.iwr.de www.berliner-e-agentur.de http://pvgap.org www.epia.org

11. Anhang

In einem Stromkreis (s. Bild 7) wird die größte elektrische Leistung erzielt, wenn Anpassung zwischen Verbraucher und Stromquelle herrscht, d.h. Verbraucherwiderstand und Innenwiderstand der Quelle gleich groß sind. Beweis (Ohm`sches Gesetz):

UL = Leerlaufspannung der Solarzelle UV = Spannung am Verbraucher i = Strom im Stromkreis RI = Innenwiderstand des Solarmoduls Rv = Lastwiderstand des Verbrauchers

Es gilt: UV = UL - i*RI i = UL/Rges = UL/(RI + Rv) P = UV*i = (UL-i*RI)*i = (UL-UL*RI/Rges)*UL/Rges = UL2 (1-RI/Rges)/Rges P = UL2 (Rges-RI)/Rges2 = UL2*Rv/Rges2 = UL2*RV/(RI+Rv)2

Das Maximum von P folgt aus dP/dRv = 0 dP/dRv = UL2*(1*(RI+Rv)2-Rv*2*(RI+Rv))/(RI+Rv)4 = UL2*(1-2Rv/(RI+Rv))/(RI+Rv)2 = 0

Aus 1-2Rv/(RI+Rv) = 0 ergibt sich:

2Rv/(RI+Rv) = 1 ==> 2Rv = RI+Rv

==> Rv = RI q.e.d.

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Bild 7: elektr. Schaltbild der Solarzelle

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