6e Symposium Photovoltaïque National

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6e Symposium
Photovoltaïque National
Sponsors du 6e Symposium Photovoltaïque National
© SOLAR IMPULSE / EPFL
SIG Genève, 24 / 25 novembre 2005
Sponsor principal
Sponsors
Organisateurs
Documentation
e
6 Symposium
Photovoltaïque National
Documentation
Sujets:
Ŷ
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Le contexte politique
Pas vers le marché
Sujets chauds
Recherche & technologie
PV - un facteur économique
Assurance de qualité
Sponsor principal
Sponsors
Coordination du programme
Stefan Nowak
Urs Wolfer
Wilfried Blum
David Stickelberger
Thomas Nordmann
NET Nowak Energie & Technologie /
Direction du programme photovoltaïque OFEN
Office Fédéral de l’Energie, OFEN
Association des entreprises électriques suisses AES
SWISSOLAR
TNC Consulting
St. Ursen, Novembre 2005
Photo de couverture:
SOLAR IMPULSE - Solar airplane - Copyright SOLAR IMPULSE / EPFL
Coordination documentation et exposition
Manuela Schmied Brügger
NET Nowak Energie & Technologie, St. Ursen
Stephan Gnos
NET Nowak Energie & Technologie, St. Ursen
Préface
La communauté photovoltaïque suisse ainsi que tous les intéressés à ce
sujet se réunissent ici à Genève pour le 6e Symposium Photovoltaïque
National. Suivant les éditions de ce symposium de 2002 à Lugano et
2004 à Zurich, nous sommes très heureux de nous retrouver aujourd’hui
en Suisse Romande. Ce parcours à travers la Suisse constitue un des
attraits de cette manifestation nationale. En effet, ce symposium – à part
d’être un point de rencontre du photovoltaïque suisse – cherche
d’avantage l’interaction avec les acteurs locaux, ceci afin de favoriser
l’échange d’informations, mais aussi pour mieux ancrer le sujet dans le
contexte régional. Alors que le photovoltaïque jouit d’une dynamique
mondiale impressionnante, son utilisation et implémentation dans un
contexte donné nécessite – outre des conditions cadre appropriées –
d’avantage l’implication d’acteurs divers. Le développement durable du
marché photovoltaïque se construit à travers la coopération entre
spécialistes de différentes disciplines – technologie, industrie,
architecture, urbanisme, énergie – pour en citer quelques-uns.
Nous sommes heureux de pouvoir constater que le photovoltaïque est –
en général – un sujet bien développé en Suisse Romande : Soit par les
instituts de recherche impliqués à l’EPFL, auprès des Universités et des
HES, ou les activités industrielles croissantes dans la région ou encore à
travers les initiatives en faveur du photovoltaïque, par exemple à Genève
ou à Lausanne, une excellente base existe pour le développement de
cette technologie énergétique encore jeune. Ce potentiel formidable n’est
parfois encore pas assez connu.
Les conditions cadre pour le photovoltaïque en Suisse ne sont pas
devenues plus simples ou favorables ces dernières années. Le
symposium cherche aussi à faire le point à cet égard, de partager les
expériences nationales et internationales et de susciter les discussions.
En vue d’un marché photovoltaïque mondial en pleine voie d’expansion
rapide, le symposium de cette année met un accent particulier sur les
enjeux technologiques et économiques de ce secteur. Qu’en est-il avec
les nouvelles technologies de cellules solaires, quels sont les défis et les
opportunités de différentes solutions ? Mais aussi : quels sont les aspects
de qualité et ceux concernant l’environnement qui accompagnent cette
technologie ? Finalement, le symposium cherche à démontrer
l’importance économique que ce secteur à déjà pris en Suisse.
Les organisateurs du symposium, l’office fédéral de l’énergie (OFEN),
l’association SWISSOLAR et l’association des entreprises électriques
suisses (AES) se réjouissent de pouvoir compter parmi les contributions à
ce symposium des conférenciers éminents de la politique, des autorités,
de la recherche, de l’industrie, des entreprises électriques ainsi que des
milieux internationaux. Nous tenons à remercier chaleureusement les
sponsors du symposium, à savoir les Services Industriels de Genève
(SIG), le Canton de Genève et son service de l’énergie (ScanE), ainsi que
les entreprises HCT Shaping et Sputnik pour leur soutien de cette
manifestation.
Je suis persuadé que ce symposium contribuera à l’avancement du
photovoltaïque en Suisse et je souhaite à toutes et à tous des discussions
passionnantes et beaucoup de nouveaux contacts fructueux.
Dr. Stefan Nowak, Chef du programme photovoltaïque, OFEN
Table des matières
Conférence
Session 1: Le contexte politique
Modération: Dr. Olivier Ouzilou, Directeur du
ScanE, Canton de Genève
Förderung der erneuerbaren Energien Zielsetzungen und Instrumente
Kurt Wiederkehr,
Leiter Energie- und Betriebswirtschaft VSE
10
Modèles de promotion du marché
photovoltaïque en Europe - Etat actuel,
expériences et besoins
Michel Viaud, General Secretary EPIA
19
Session 2: Pas vers le marché
Modération: Yves Roulet, SOLAR
Die Zukunft der Photovoltaik aus
Sicht des BFE - Ziele und Massnahmen
Michael Kaufmann, Vizedirektor BFE
29
Application du photovoltaïque à Genève Approches et expériences
concrètes de SIG
Robert Völki, Responsable de
l'approvisionnement en énergie
électrique de SIG
38
Technologie et marché photovoltaïque Etat et perspectives en France
Philippe Malbranche, GENEC CEA, France
44
Session 3: Sujets chauds
Modération: Thomas Nordmann, TNC Consulting
Effiziente Rohstoffnutzung: Option
Dünnschichtsolarzellen Produktion
von CIS-Modulen bei Würth Solar
Dipl. Ing. Bernhard Dimmler,
Chef de développement Würth Solar
49
Vergleich von Energieaufwand und
Umweltbelastungen von PV-Anlagen
mit konventionellen Kraftwerken
Dr. Niels Jungbluth,
ESU - services, environmental consultancy
for business and authorities
56
Session 4: Recherche & technologie
Modération: Urs Wolfer, OFEN
PV Forschung, Technologie und
Anwendung in der Schweiz Stand und Ausblick
Dr. Stefan Nowak,
Programmleiter Photovoltaik BFE
75
Les nouvelles cellules nanocristallines à
colorant - Etat actuel de la technologie
Prof. Michael Grätzel, EPFL
82
Activités en recherche photovoltaïque
à l'IMT - Etat de l'art et perspectives
Prof. Christoph Ballif, IMT
88
Réalisation d'une ligne pilote de
production de panneaux solaires
flexibles d'une capacité de 100kW/an
Alexandre Closset, CEO VHF-Technolgies
96
High-Efficient Flexible CIGS Solar
Cells - World Record at the ETHZ
Prof. Ayodhya N.Tiwari, ETHZ
110
Session 5: Assurance de qualité
Modération: David Stickelberger, SWISSOLAR
Qualitätssicherung in der Photovoltaik Bedürfnisse und Lösungen
Dipl. Ing. Jan Kai Dobelmann,
Präsident DGS
115
Qualitätsmerkmale photovoltaischer
Module
Dipl. Ing. Willi Vaaßen, TÜV Rheinland
131
La centrale de test TISO - Son histoire
et ses développements futurs
Dr. Angelo Bernasconi,
Directeur LEEE-TISO
138
Session 6: Photovoltaïque - Un facteur
économique
Modération: Dr. Stefan Nowak, OFEN
50 Schweizer Arbeitsplätze dank
Export von PV-Wechselrichtern
Christoph von Bergen, Directeur Sputnik
147
Studer Innotec - Des chalets
valaisans au marché mondial
Serge Remy, Studer Innotec
154
Opportunités du marché PV pour
les entreprises suisses - Succès
international de la société HCT
Stefan Schneeberger,
CEO HCT Shaping Systems
157
Swiss Wafer Slicing Technology for the
Global PV Market from Meyer + Burger AG
Peter Pauli, CEO Meyer + Burger
160
Solarenergie aus der Dachabdichtung Zusatznutzen für Flachdächer
Werner Hillebrand-Hansen,
Market Manager Solar, Sarnafil
170
Standortbestimmung aus der Sicht
eines Komponentenherstellers
Markus Kohler, Product Manager
Renewable Energy, Multi-Contact
179
Le vol solaire autour du monde Perspectives et défis technologiques
André Borschberg, CEO SOLAR IMPULSE
184
Les conférences qui ne sont pas reproduites dans la
présente documentation peuvent être téléchargées à
partir de fin novembre 2005 depuis le site
www.photovoltaic.ch
Vorträge, die hier nicht abgedruckt sind, können ab
Ende November unter www.photovoltaic.ch
heruntergeladen werden
Exposition
Exposition de produits
199
Exposition de posters
200
Plan d’exposition
201
Abstracts posters
A2
High rate deposition of thin-film
silicon solar cells on glass
202
Flexible photovoltaic modules for
building integration
203
Dünnschichtzell- und Modulentwicklungen bei Unaxis Solar
204
C2
Toitures photovoltaïques
205
D5
Messung des dynamischen
Maximum-Power-Point -Trackings
bei Netzverbund-Wechselrichter
206
A3
A4
D6
Neue Tests an PhotovoltaikWechselrichtern: Gesamtübersicht
über Testergebnisse und gemessene
totale Wirkungsgrade
207
D7
Netzgekoppelte solare Stromversorgungen mit Notstromfunktion
208
Steigende Bedeutung der
PV-Technik in Gebäuden
209
PV-Enlargement - A standardised
comparison of innovative
PV installations in Europe
210
E3
E4
E5
Die Photovoltaik- Anlage auf dem
Dach des Stade de Suisse - Planung,
Bau und erste Betriebserfahrungen
211
E6
E7
F2
G1
G2
G3
G4
K1
Solar Thermophotovoltaics
and selective Emitter
212
US-Mission Geneva: Design
und Funktionalität im Einklang
213
Schulungsprogramm 2005
Muntwylers SolarAkademie
214
News on PV module testing
at LEEE
215
PV-Anlage Newtech - 3 Dünnschichtzellen-Technologien
im Direktvergleich
216
Messung des spektralen
Photostroms von Solarzellen
und Modulen
217
Efficiency and Yearly Output of
a new Photovoltaic Module with
Back-Contacted Silicon Solar Cells
218
Subsidy, Check and Monitoring
of PV-plants in Ticino:
a happy ending story
219
Förderung der erneuerbaren Energien Zielsetzungen und Instrumente
Kurt Wiederkehr
Leiter Energie- und Betriebswirtschaft VSE
Hintere Bahnhofstrasse 10, 5001 Aarau
kurt.wiederkehr@strom.ch
http://www.vse.ch
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Modèles de promotion du marché photovoltaïque
en Europe - Etat actuel, expériences et besoins
Michel Viaud
General Secretary EPIA European Photovoltaic Industry Association
Av. Charles-Quint 124
B-1083 Bruxelles
epia@epia.org
http://www.epia.org/
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Die Zukunft der Photovoltaik aus
Sicht des BFE - Ziele und Massnahmen
Michael Kaufmann
Vizedirektor BFE Bundesamt für Energie
CH-3003 Bern
michael.kaufmann@bfe.admin.ch
http://www.energie-schweiz.ch
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Application du photovoltaïque à Genève approches et expériences concrètes de SIG
Robert Völki
Responsable de l'approvisionnement en énergie électrique de SIG
Case postale 2777, CH-1211 Genève
Robert.Volki@sig-ge.ch
http://www.sig-ge.ch
SIG, une entreprise industrielle qui s’investit dans le courant vert
Offrir aux Genevois la possibilité de devenir acteurs de leur consommation énergétique,
tel est un des objectifs que s’est fixé SIG, entreprise autonome de droit public qui
alimente le canton notamment en électricité. Fruit du lancement d’une nouvelle offre
électricité à l’automne 2004 : 96% des Genevois ont opté pour les énergies renouvelables
et plus de 6% d’entre eux ont choisi le courant vert, plus cher, mais plus propre.
SIG est une entreprise de droit public autonome, qui assure sa pérennité et son
développement grâce au seul produit de ses ventes, sans l’aide d’aucune subvention des
pouvoirs publics. Elle fournit aux Genevois l’eau, le gaz, l’électricité et l’énergie thermique,
valorise les déchets, traite les eaux usées et met à disposition un réseau de fibre optique.
Son capital de dotation est réparti entre l’Etat de Genève (55%), la ville de Genève (30%) et
les communes genevoises (15%). Elle compte 250'000 clients (particuliers, entreprises et
collectivités) et mobilise les compétences de plus de 1’600 collaborateurs et d’une grande
diversité de métiers. Son chiffre d’affaire 2004 s’est élevé à 883 millions de francs.
Après l’obtention de la certification environnementale ISO 14001, SIG est le premier service
public suisse à se soumettre volontairement à une notation sociétale. L’an passé, elle a donc
fait évaluer par un organisme indépendant ses orientations, son fonctionnement et ses
résultats, selon des critères à la fois économiques, sociaux et environnementaux. Le résultat
est encourageant : SIG est une entreprise responsable, aux performances sociales et
sociétales élevées, qui a pris la mesure des enjeux auxquels elle est confrontée. En
cherchant à être une entreprise attentive à ses clients et engagée dans les grandes missions
de notre temps, SIG tente de dessiner les contours d’un nouveau Service Public, alliant
rentabilité et éthique.
L’engagement de SIG en faveur du développement durable constitue la base de son action.
Cela se traduit par le respect et l’attention à l’ensemble des collaborateurs de l’entreprise et
par des relations équitables avec les entreprises partenaires. Cela se manifeste aussi par la
priorité accordée aux énergies d’origine renouvelable, un souci permanent de la qualité de
l’eau, le développement du gaz naturel et une valorisation optimisée des déchets. Une unité
dédiée au développement durable a également été créée à SIG l’an passé.
38
I.
Genève, une référence pour les énergies renouvelables
SIG a résolument orienté sa politique de distribution d’électricité vers les énergies
renouvelables. En 2002, elle lance la gamme SIG Vitale, qui permet aux entreprises et
particuliers Genevois de choisir l’origine de leur courant électrique. En octobre 2004,
elle renonce totalement à l’électricité d’origine nucléaire pour alimenter le canton avec
des énergies 100% renouvelables ou d’origine certifiée gaz naturel.
La nouvelle offre « électricité puissance mieux » a été lancée avec succès le 1er octobre 2004.
Ses objectifs ? Une baisse et une transparence accrue des prix de l’électricité, une incitation à
mieux consommer et un renforcement de la promotion des énergies renouvelables en les
rendant plus accessibles. Les clients ont ainsi largement confirmé leur choix de 2002, année
de lancement de la gamme SIG Vitale, permettant d’augmenter sensiblement les ventes de
SIG Vitale Vert, courant vert soutien aux nouvelles énergies renouvelables. Ces
consommateurs qui avaient déjà le choix entre plusieurs type de courant (SIG Vitale Bleu,
Jaune et Vert notamment), peuvent désormais également opter pour une combinaison
incitative comprenant du courant vert, les offres Découverte et Engagement.
L’énergie de référence du réseau, SIG Vitale Bleu est une électricité 100% hydraulique
certifiée TÜV EE01 dont la production est issue de l’ouvrage hydro-électrique genevois de
Verbois, de barrages valaisans et français sur le Rhône. SIG Vitale Jaune est une énergie
renouvelable de proximité, entièrement produite sur le canton (issue de plusieurs centrales
hydrauliques locales et de la valorisation des déchets). SIG Initial provient quant à elle d’une
centrale thermique à haut rendement alimentée au gaz naturel. Enfin, le courant vert, SIG
Vitale Vert est une énergie qui comprend, d’une part une source hydraulique certifiée et
d’autre part de nouvelles énergies renouvelables, en particulier le solaire photovoltaïque, à
hauteur de 2,5% au minimum, toutes énergies produites selon des critères écologiques
garantis par l’exigeant label naturemade star.
Trois points forts de la nouvelle offre électricité de 2004
La transparence
Le prix de l’électricité est détaillé sur chaque facture en trois éléments :
x
x
x
L’acheminement – il correspond au prix de l’utilisation du réseau de transport et de
distribution.
L’énergie – il s’agit du prix du produit « électricité » choisi par chaque client en fonction
de sa sensibilité et de ses critères économiques.
Les prestations dues aux collectivités publiques – Etat, communes – notamment la
redevance d’utilisation du domaine public pour le réseau électrique.
L’accessibilité
Des énergies renouvelables moins chères (les prix de SIG Vitale Jaune et de SIG Vitale Vert
ont baissé le plus fortement) et des offres combinées incitatives. L’offre Découverte par
exemple, laquelle associe 80% SIG Vitale Bleu et 20% SIG Vitale Vert, est proposée à un
prix légèrement supérieur à SIG Vitale Bleu, soit seulement trois francs par mois pour un
ménage de quatre personnes à consommation moyenne.
L’incitation à mieux consommer
Des tarifs qui baissent en moyenne de 10% mais surtout qui incitent à mieux et moins
consommer : ils sont encore plus favorables si l’utilisation de l’énergie est plus rationnelle.
39
L’investissement écologique des Genevois
SIG Vitale Bleu est aujourd’hui l’électricité de 88% des clients de SIG. 1,5% ont préféré SIG
Vitale Jaune et 4,1% ont choisi SIG Initial. Mais le point fort, c’est le nombre de genevois qui
ont opté pour SIG Vitale Vert : si 2% d’entre eux l’ont sélectionnée en offre simple (bien
qu’elle soit majorée de 5ct/kWh par rapport à SIG Vitale Bleu), ce taux a triplé en 2004 grâce
au succès des offres combinées Découverte et Engagement. 6,4% des clients SIG ont
désormais opté pour du courant vert, ce qui représente un volume annuel de 50 GWh
consommé par quelque 16’200 clients. En d’autre termes, un Genevois sur 15 a choisi un
produit électricité de meilleure qualité environnementale.
Si le canton de Genève ne représente que 4,7% de la totalité de la consommation électrique
suisse, celle-ci est choisie avec soin dans le sens du développement durable. Deux chiffres
parlent d’eux-mêmes. 87% des énergies renouvelables d’origines certifiées, vendues en
Suisse, le sont à Genève. Et les ventes de courant vert – comme SIG Vitale Vert – dont la
production est garantie par le label naturemade star, correspondent à elles seules à plus de
30% de l’ensemble des ventes du pays.
La démarche SIG Vitale a largement anticipé sur l’évolution possible des lois régissant le
futur marché de l’électricité en Suisse qui prône la plus grande transparence sur les sources,
la traçabilité des énergies vendues aux clients, la promotion des énergies renouvelables et
l’efficacité énergétique.
II.
Répondre à la demande en nouvelles énergies renouvelables
L’augmentation des ventes de SIG Vitale Vert demande d’assurer que les sources de
nouvelles énergies renouvelables puissent être disponibles pour satisfaire la
demande des clients. A cet effet, SIG Solar III, une des plus grandes centrales solaires
de Suisse se construit à Genève.
L’enjeu de la mise en place de SIG Solar III est de taille. Cet investissement de 7,5 millions
de francs permet en premier lieu de garantir le maintien de la part minimale de 2,5% de
nouvelles énergies renouvelables (solaire, biomasse, éolien) dans le courant SIG Vitale Vert,
mais également d’envisager d’augmenter progressivement cette part à 5%, un des objectifs
que SIG s’est fixé pour 2009.
Cette centrale solaire photovoltaïque d’une capacité de 1 MW se construit actuellement à
Genève. Située sur une friche industrielle près du barrage de Verbois, d’une surface de
16'000 m2, soit l’équivalent de trois terrains de football, cette importante centrale produira 1
million de kilowattheures dès cet été. Ses 6'000 panneaux ISOFOTON en silicium monocristallin de 165 Watt approvisionneront l’équivalent de quelques 290 familles. Amortie en 20
ans, cette nouvelle installation permettra d’abaisser le prix du kWh solaire de 80 à 60
centimes. Il s’agit de la troisième centrale solaire construite par SIG.
40
III. Des actions environnementales financées par les ventes de
courant vert
Radeaux à sternes, renaturation du Rhône, végétalisation de toitures industrielles…
Telles sont quelques-unes des conséquences très concrètes de la progression du
courant vert à Genève. Diverses réalisations environnementales ont pu voir le jour
grâce aux actions menées par le Fonds Eco-électricité visant à l’amélioration
écologique du Rhône aux abords de Genève.
Le fonds Eco-électricité reçoit un centime par kWh de courant vert acheté par les clients, de
quoi financer des mesures écologiques dans et autour de la rade genevoise du lac Léman et
du bassin versant du Rhône genevois. L’emploi de ce fonds est défini par le COGEFé, un
comité constitué de représentants de SIG, de l’Etat de Genève et d’associations
environnementales. Depuis 2003, le COGEFé a déjà alloué plus de 300'000 francs à
diverses mesures de compensation environnementales :
x
La démolition d’ouvrages désaffectés en bordure du Rhône et le nettoyage des rives.
x
La création de quelque vingt biotopes pour accueillir la faune locale, comme par
exemple le rare crapaud sonneur à ventre jaune.
x
La rénovation et l’extension des radeaux à sternes sur le Rhône. 40 poussins sternes
ont déjà vu le jour sur les radeaux tout neufs réalisés avec l’association romande « Nos
Oiseaux » et le Muséum d’histoire naturelle.
x
La renaturation de plusieurs berges du Rhône et affluents
En 2005, près de 200'000 francs vont être affectés à l’achat de terrains en vue de
renaturation, de végétalisation de toitures industrielles, et à l’organisation d’une camp de
sensibilisation des enfants à la nature.
Les mesures environnementales retenues sont souvent issues de propositions du monde
associatif local. Pour élargir son portefeuille de réalisations possibles, le COGEFé a
également lancé en 2004 un concours de projets originaux visant à améliorer le
fonctionnement des écosystèmes du Rhône et de ses affluents. 18 projets ont été validés
par le jury le 28 février 2005. 9 projets ont été retenus, dont 4 primés. Les projets retenus et
primés sont désormais inscrits dans le catalogue d’actions du COGEFé comme mesures
potentiellement réalisables.
Autre conséquence concrète de la progression de SIG Vitale Vert à Genève : le Fonds SIG
pour les nouvelles énergies renouvelables (financé par le versement par SIG d’un centime
supplémentaire par kWh d’énergie vendue) a quant à lui investi en 2003/2004 déjà plus de
245'000 francs dans plusieurs projets énergétiques, notamment :
x
Un nouveau système de vitrage solaire.
x
La création d’un panneau photovoltaïque sur plastique souple.
x
Une extension d’un logiciel de calcul de production pour les installations solaires
photovoltaïques composées de cellules en couches minces.
x
Un moteur de cogénération alimenté au biogaz.
x
Un nouveau moteur thermique fonctionnant à partir de la chaleur solaire, géothermique
à moyenne profondeur ou des rejets de chaleur industrielle.
41
Conclusions :
SIG s’est résolument engagée dans la stratégie du développement durable et de l’innovation
comme moteur de progrès. Ses actions et décisions concrètes allient la protection de
l’environnement, la promotion des énergies renouvelables, le social et l’économique.
Au travers de la gamme de produits d’éco-électricité SIG Vitale, SIG donne la possibilité à
chacun de ses clients de s’engager avec elle dans une meilleure prise en compte de
l’environnement et par extension de la préservation de la planète.
SIG donne la preuve de cet engagement par des actions concrètes telles que notamment :
x
la construction d’installations solaires SIG Solar II et SIG Solar III,
x
la politique de rachat de l’énergie solaire photovoltaïque produite par des tiers,
x
la construction de micro-centrales hydroélectriques à Verbois, Chancy-Pougny et Vessy,
x
la rénovation de la centrale hydroélectrique de Chancy-Pougny,
x
des investissements en faveur de la renaturation des berges du Rhône,
x
une structure tarifaire favorisant l’efficacité énergétique,
x
le soutien à la recherche et à l’innovation dans le domaine des énergies renouvelables.
Quelques exemples de réalisation d’installations photovoltaïques à Genève
SIG SOLAR 1: 7,5 kWc
42
SIG SOLAR 2 : 80 kWc
SIG SOLAR 3 : 1000 kWc
43
Technologie et marché photovoltaïque - Etat et
perspectives en France
Philippe Malbranche
Responsable programme Photovoltaïque au CEA, France
Cadarache, FR-13108 St. Paul Lez Durance Cedex
philippe.malbranche@cea.fr
http://www-cad.cea.fr
1. Le marché : état actuel, et perspectives
NB : Les données sur le marché français sont extraites de la note « Marché du solaire
photovoltaïque en France 1992-2004 » de F. Juquois, du Département Energies
Renouvelables de l’ADEME.
Historiquement, le marché photovoltaïque français était un marché orienté vers les
applications photovoltaïque en sites isolés. C’est à partir de 1999 grâce à l’implication des
acteurs français du photovoltaïque et de l’ADEME au sein du projet européen HIP HIP que le
marché français s’est réorienté vers les applications dites raccordé réseau. Même si
aujourd’hui les applications en sites isolés représentent toujours la majorité du parc français
installé (Figure 1), le volume annuel financé en photovoltaïque raccordé au réseau a été 6
fois plus important que celui installé en sites isolés en 2004 (Figure 2). Pour la première fois
en 2005, la puissance cumulée des applications photovoltaïques raccordées au réseau
installée en France deviendra plus importante que celle des sites isolés.
44
Globalement, la progression du marché français du photovoltaïque en terme de puissance a
été de 60 % en 2004 avec 5,8 MW financés et près de 60 M€ de chiffres d'affaires. Il
convient cependant de relativiser ces chiffres en les comparant à ceux de l'Allemagne (300
MW installés en 2004) et du Japon (280 MW installés en 2004). Le marché français est donc
plus de 50 fois inférieur à celui de l'Allemagne, ce qui explique en partie que les prix de vente
des systèmes sur le marché français soient plus élevés qu'outre Rhin.
Les 2 régions de France continentale les plus actives sont sans surprise Rhône Alpes (38 %
du marché) et Languedoc Roussillon (12%) qui concentrent une forte partie des industriels
français du secteur, et trouvent donc un intérêt légitime à soutenir plus fortement qu'ailleurs
cette activité. Le nouveau dispositif de crédit d'impôt qui se substitue en 2005 en grande
partie aux aides directes de l'ADEME est moins avantageux pour les particuliers que le
dispositif 2004, et pourrait induire un ralentissement du marché sur 2005.
Environ 2/3 de la puissance financée jusqu'à présent l'a été dans les DOM (les TOM et la
Corse ayant des volumes marginaux à l'intérieur de ce programme). Ceci est dû à un
potentiel plus important de sites isolés dans les DOM, à l'efficacité des mécanismes de
défiscalisation mis en place, à un tarif d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque 2 fois
plus élevé qu'en France continentale, mais aussi à une volonté de l'ADEME et de ses
partenaires locaux de concentrer l'installation de générateurs photovoltaïques dans les
zones où les coûts de production de l'électricité sont les plus élevés. Ainsi 4 régions d'outre
mer concentrent 2 fois plus de puissance installée que la France continentale seule (13,2
MW contre 6,9 MW).
On peut estimer que le chiffre d'affaires généré en 2004 par le marché des générateurs
photovoltaïques raccordés au réseau a été de 16,7 M€. Les générateurs photovoltaïques ont
été principalement installés dans l'habitat individuel avec une TVA à 5,5 %. Le prix de vente
moyen d'un système HT était de 7,2 €/W installé en 2004. Les aides publiques se sont
établies autour de 4,3 €/W soit 57 % du coût TTC supporté par le particulier.
On note une augmentation significative de la puissance moyenne du kit photovoltaïque
moyen déposé sur une habitation: de 1 kW en moyenne au début du décollage du marché
en 1999 on est passé à 2,3 kW en 2004.
45
Le marché des bâtiments tertiaires a lui plus de mal à se développer avec environ une
trentaine d'installations financées. Cependant et pour la première fois en France,
2 installations de plus de 100 kW ont été financées en 2004. Ceci va sans doute donner lieu
à terme, comme chez nos voisins allemands, à un développement de centrales
photovoltaïques dépassant le mégawatt, qui permettent par économie d'échelle d'atteindre
des coûts très bas (jusqu'à 4,1 €/W d'un générateur photovoltaïque réalisée en région
parisienne en 2005.
En matière de sites isolés, le chiffre d'affaires généré a été de 2,2 M€ en 2004. Les
générateurs photovoltaïques ont été installés principalement dans l'habitat individuel sans
TVA grâce aux financements FACE (environ 2/3 des installations, le reste étant financé par
le régime urbain). Le prix de vente moyen d'un système HT était environ de 20 €/W installé
en 2004. Les prix sont stables autour de 20 €/W ces 3 dernières années, ce qui est normal
étant donné l'étroitesse de ce marché et sa stabilité dans les volumes. Les aides publiques
sont en général de 95% du coût global de l'installation, le particulier devant participer au
moins à hauteur de 5%. La région Languedoc Roussillon est traditionnellement la région
phare en ce qui concerne ce type d'installations de par son potentiel de sites isolés et un
tissu d'acteurs dynamiques et performants, suivie par PACA et Rhône Alpes.
La puissance des générateurs installés varie selon les usages. Elle est d'environ 500 W en
moyenne pour les petites applications hors domestique (chloration d'eau, éclairage de
déchetterie), de 2 kW en moyenne pour les habitats, et de 4 kW en moyenne pour les
habitats qui servent aussi à des activités professionnelles (gîtes, refuges, pisciculture,
agriculture…).
Dans les DOM, on peut estimer que le chiffre d'affaires généré par le marché du
photovoltaïque raccordé au réseau a été de 19,5 M€ en 2004. Les générateurs ont été
principalement installés dans l'habitat individuel dans le cadre des programmes de
défiscalisation. Les installations sont maintenues et exploitées par les systémiers avant que
d'être revendues aux particuliers. Le prix de vente moyen d'un système était environ de 9
€/W installé en 2004. Les aides publiques directes se sont établies à 2,8 €/W soit 31 % du
coût global. Le mécanisme de défiscalisation apporte entre 30 et 40 % du coût global, le
reste étant financé par la vente d'électricité à EDF (0,29 €/kWh).
La puissance financée en Martinique et en Réunion dépasse le mégawatt, la Guadeloupe
ayant quant à elle a fait le choix de partager les financements à 50/50 avec les sites isolés.
En Guyane, étant donné le potentiel existant, priorité a été donné au financement des sites
isolés. Le développement du photovoltaïque raccordé au réseau dans les TOM quant à lui
est limité par l'absence de tarif d'achat, et ce malgré les coûts de production d'électricité les
plus élevés de France.
Le chiffre d'affaires généré par le marché des sites isolés dans les DOM a été estimé à 20
M€ en 2004. Les générateurs photovoltaïques installés l'ont été principalement dans l'habitat
individuel à un prix de vente moyen de 25 % de plus qu'en France continentale. Les prix sont
cependant en baisse ces 3 dernières années (environ – 25%), grâce à un effort de
productivité de la part des systémiers provoqué par la diminution des taux d'aides publiques
directes. Les aides publiques sont en moyenne de 5,57 €/W soit un peut moins de 20 % du
prix de l'installation. On estime entre 30 et 40% l'aide apportée par la défiscalisation, le reste
étant financé par la redevance mensuelle payée par l'usager.
Au-delà de 2005, la poursuite de l’évolution du marché est très dépendante de la tarification
d’achat, qui pourrait être modifiée dans un sens plus favorable.
46
2. Les technologies : état et perspectives d’évolution
Au niveau des technologies en place, la filière silicium reste la principale filière industrielle
française, avec la société Photowatt de Bourgoin Jallieu en tant que principal opérateur sur
les cellules et les modules, mais aussi de plus en plus d’acteurs répartis en amont sur le
matériau et les plaquettes et en aval en tant que systémiers.
En tant que production commerciale, la seule autre technologie présente est le silicium
amorphe, avec FEE et Solems, mais très marginalement.
La baisse de coût des modules et des systèmes installés est comme partout une priorité.
L’effet de masse est évidemment important, mais la R&D a aussi un rôle à jouer, notamment
pour l’amélioration des performances, des procédés de fabrication, et pour imaginer des
ruptures technologiques.
Les projets de R&D en France portent donc logiquement sur la filière silicium, avec des
intervenants du CEA, du CNRS et des universitaires, en partenariat avec les industriels
concernés.
Deux autres filières sont actuellement soutenues fortement au niveau de la R&D :
- Pour le moyen terme, la filière CIS, avec une technologie de dépôt électrolytique, sur
laquelle travaille essentiellement l’IRDEP, unité mixte de recherche entre EDF et le CNRS –
ENSCP. Cette filière apparaît prometteuse en terme de coût, dès lors que les rendements ne
seront pas trop sensiblement inférieurs à ceux de la filière silicium.
- Pour le long terme, la filière organique, ou nano-composites, sur laquelle sont impliqués le
CEA et de nombreux laboratoires du CNRS. L’état de l’art actuel consiste en des
rendements reproductibles d’au moins 3%. Les cibles de 5 puis 7%, avec des stabilités
accrues sont visées dans les années à venir. Là-aussi, le principal attrait pourrait être le coût
de fabrication. Une des retombées connexes possibles est l’exploitation des propriétés des
nanomatériaux ou nanocomposites pour accroître le rendement des cellules de technologie
plus conventionnelle.
Les actions de R&D doivent porter au-delà des cellules et des modules : le photovoltaïque
est avant tout un système composé de cellules, de modules qui constituent le composant de
base d’une installation, de composants électroniques qui gèrent cette installation et enfin
d’intégration de cette technologie dans les bâtiments. Cet ensemble constitue un système
pour lequel l’efficacité sera d’autant plus grande que l’optimisation aura été étudiée
globalement et non pas réalisée par un simple assemblage de composants performants.
Concernant le stockage, des travaux sont menés au CEA et au CNRS sur des technologies
de batteries performantes et bas coûts. Sur Cadarache, une plate-forme pour le stockage
dédié au photovoltaïque permet de tester des batteries sur de longues durées et selon des
scenarii typiques d’une installation photovoltaïque. Une caractérisation des dégradations de
ces batteries est toujours réalisée afin de pouvoir mettre en œuvre des protocoles de
fonctionnement optimisés ; le but est d’allonger la durée de vie de ces batteries qui constitue
souvent le point faible d’une installation en site isolé.
Au-delà de toutes ces actions, une évolution est en cours dans le paysage national. Faisant
le constat qu’en France, la R&D sur le solaire en général et sur le photovoltaïque en
particulier était dispersée, le projet INES (Institut National de l’Energie Solaire) est
actuellement en développement : Son but est de rassembler les compétences actuelles en
même lieu et de disposer des moyens et de la taille critique nécessaires pour constituer un
pôle fort sur l’énergie solaire au même titre que d’autres instituts européens.
47
Sur une initiative du Département de la Savoie et de la région Rhône-Alpes, les principaux
acteurs de la recherche française sur l’énergie solaire, le CEA et le CNRS en collaboration
avec le CSTB, se sont rapprochés autour de ce projet fédérateur commun qui est situé à
Chambéry, dans une région où sont déjà présents de nombreuses équipes de R&D et de
nombreux industriels du solaire photovoltaïque (dont Clipsol, Photowatt, Tenesol).
Les composantes thématiques de cet institut sont : (1) l’énergie solaire thermique, (2)
l’énergie solaire photovoltaïque, avec sur chacune de ces thématiques un traitement de
l’ensemble de la filière (capteurs ou modules, stockage de l’électricité ou de l’énergie,
système, démonstration et tests) et (3) l’intégration dans le bâtiment, qui doit conduire à
traiter les interfaces avec les charges thermiques et électriques de ce bâtiment, sans oublier
les questions de conception architecturale et de confort, pour arriver à des bâtiments
présentant des performances énergétiques intéressantes. Cette dernière thématique est
traitée en étroite collaboration avec le CSTB, et plusieurs bâtiments de recherche et de
démonstration seront construits sur une plate-forme.
Le CEA a donc décidé de regrouper une grande partie de ses forces actuellement présentes
sur 3 sites CEA – Saclay, Cadarache et Grenoble – dans les bâtiments existants ou en
construction, et le CNRS prévoit des détachements de personnes. Dans un premier temps,
l’effectif prévu est de 80 permanents affectés à ce projet dès 2006.
48
Effiziente Rohstoffnutzung: Option Dünnschichtsolarzellen
Produktion von CIS-Modulen bei Würth Solar
Dipl. Ing. Bernhard Dimmler
Entwicklungsleiter Würth Solar GmbH & Co.KG
Reinhold-Würth-Str. 4, D-71672 Marbach am Neckar
bernhard.dimmler@we-online.de
http://www.wuerth-solar.de
1.
Einleitung
Kristallines Silizium (c-Si) ist das mit weitem Abstand wichtigste und in der Produktion am
weitesten fortgeschrittene Material in der Photovoltaik. Im Jahre 2004 lag der Anteil für c-Si
bei weit über 90% des Weltmarktes. Dünnschichtmaterialien wie amorphes Silizium und die
polykristallinen Verbindungshalbleiter CdTe und Cu(In,Ga)Se2 (CIS) entwickeln sich gut, die
Produktionstechnologien sind jedoch noch nicht so weit fortgeschritten. Unter diesen 3
wichtigsten Materialien in Dünnschichttechnik ragt CIS wegen seiner hervorragenden
Eigenschaften als interessantester Kandidat für den Wettbewerb mit c-Si heraus. In den
letzten Jahren wurden erhebliche Fortschritte in Richtung Massenproduktion erzielt; die
Produktionsvolumina weltweit sind allerdings immer noch klein bei maximal 2 MWp
Jahresproduktion (Shell Solar / Camarillo und Würth Solar / Marbach). Mit der fortschreitenden Verbesserung der Produktionstechnik und der Hochskalierung auf mehrere zigMWp/a wird erwartet, dass CIS mittelfristig zu vergleichbaren bis geringeren Kosten
herstellbar sein wird als c-Si. Eine wichtige Voraussetzung dafür ist, dass die Produktivität
(Wirkungsgrad, Ausbeute, Durchsatz) - wie sie in der Pilotlinie der Würth Solar bei ca. 2
MWp/a bereits stabil nachgewiesen wurde - in größere Fertigungslinien übertragen werden
kann. Würth Solar konnte mit dem erreichten technischen Stand die Annahmen von
anerkannten Kostenstudien - wie z.B. in // zu finden - erreichen bzw. teilweise sogar
übertreffen.
Ein Hauptfaktor für niedrige Modulkosten ist das Erreichen eines hohes Modulwirkungsgrades bei hoher Prozessausbeute und hohen Durchsätzen. Der langfristig
entscheidende Faktor werden die Materialkosten sein. CIS erfüllt alle diese Bedingungen
hervorragend im Vergleich sowohl zu c-Si als auch zu den anderen Dünnschichtmaterialien.
Für die Zukunft können bei CIS sowohl beim Wirkungsgrad als auch bei den Materialkosten
noch erheblich Potenziale ausgeschöpft werden.
2.
Modulproduktion
Die Firma Würth Solar wurde im Jahre 1999 in Marbach am Neckar gegründet.
Ausgangspunkt waren die Vorarbeiten an der Universität und des Zentrums für
Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) Stuttgart mit Modulwirkungsgraden auf
30cm x 30cm Glassubstraten bis 12%. Die Standardmodulgröße ist 60cm x 120cm. Nach
einer Planungs- und Konstruktionsphase war der Produktionsbeginn im Jahre 2000. Seither
fanden kontinuierliche Verbesserungen statt, um entsprechende Qualitäts- und
Produktivitätsziele in einer industrierelevanten Fertigung nachzuweisen. Die Fertigungslinie
ist in wesentlichen Teilen automatisiert und läuft im kontinuierlichen Schichtbetrieb. Nach
Plan wurde Anfang 2001 ein mittlerer Modulwirkungsgrad von über 8 Prozent erreicht und
49
liegt heute bei ca. 11 – 11,5%. Anfang 2004 wurde die Maximalkapazität der Pilotlinie mit
ungefähr 1,5 MWp/a erreicht.
Im Hintergrund der Produktionsaktivitäten unterstützt das ZSW die fortlaufenden
Prozessoptimierungen mit Fehleranalysen und Verbesserungsmaßnahmen. Dort werden
auch umfangreiche beschleunigte Alterungstests und Feldversuche durchgeführt. Zur
weiteren Ausschöpfung der Kostenpotenziale werden Vorentwicklungen für modifizierte und
alternative Materialien und Verfahren in enger Abstimmung mit Würth Solar durchgeführt.
Die wichtigsten sind die weitere Steigerung der Modulqualität, vollständig Kadmiumfreie CISModule und flexible Materialien als Substrat.
2.1. Prozesse
Die Verfahren zu Herstellung von CIS-Modulen wurden weit gehend vom Entwicklungspartner ZSW übernommen. Der Schlüsselprozess ist die Herstellung der Cu(In,Ga)Se2 –
Schicht mittels gleichzeitigen, thermischen Verdampfens der Elemente im Hochvakuum bei
Temperaturen um 500°C im Durchlaufverfahren. In Abbildung 1 ist der gesamte Schichtaufbau und die Verschaltung zweier Einzelzellen gezeigt.
ZnO:Al
(1 µm)
µm)
(1
i-ZnO
(0.05 µm)
CdS
(0.05 µm)
Cu(In,Ga)Se 22
(2 µm)
µm)
(2
Mo
(0.5 µm)
µm)
(0.5
Substrate SLS glass
(3 mm)
mm)
(3
Abbildung 1: Schematischer Aufbau der CIS-Zelle und die integrierte Serienverschaltung
zweier Einzelzellen im Modul.
Aus Abbildung 1 lässt sich die vollständige Prozessabfolge ableiten. Die Produktion bei
Würth Solar beginnt mit der Reinigung von standardmäßig 3 mm dicken Fenstergläsern
(Natronkalkglas) der Größe 60cm x 120cm. Der Rückkontakt aus ca. 0,5 µm dickem
Molybdän wird mittels DC-Magnetron-Sputtern hergestellt. Nach dem ersten
Strukturierungsschritt (Festlegung des Moduldesigns in Zahl und Größe der Einzelzellen)
mittels Lasertechnik wird die CIGS-Schicht in einer Dicke von 2 µm abgeschieden. Danach
erfolgen die Abscheidungen von Zwischenschichten jeweils in einer Dicke von 0,05 µm aus
CdS (chemisches Tauchbad) und einer undotierten Schicht aus ZnO (RF-MagnetronSputtern). In einem 2. Strukturierungsschritt (mechanisch) wird der Rückkontakt partiell
freigelegt, damit mit dem Frontkontakt aus 1 µm dotiertem ZnO (DC-Magnetron-Sputtern) die
Serienverschaltung der Einzelzellen realisiert werden kann. In der abschließenden 3.
Strukturierung wird das ZnO am Rande jeder Zelle mechanisch getrennt. Diese Rohmodule
werden nun an den beiden äußersten Zellen mit Metallbändchen, die auf die Modulrückseite
zur Anschlussdose geführt werden, kontaktiert. Schließlich wird mit einer zweiten
Glasscheibe, die nach Einsatzanforderungen in Dicke und Art variabel ist, und einer
transparenten Klebefolie eine Verbundglas hergestellt, das die Langlebigkeit des CIS-Moduls
gewährleistet. In /2/ und /3/ sind weitere Details der Herstellprozesse zu finden.
Alle Beschichtungen werden ganzflächig im kontinuierlichen Durchlaufverfahren ausgeführt.
50
2.2. Modulqualität
Modulwirkungsgrad
(Apertur) [%]
Alle angegebenen Wirkungsgrade beziehen sich auf die sogenannte Aperturfläche. Diese
beinhaltet alle aktiven Zellen einschließlich der Serienverschaltung. Nach einer kurzen
Anfahrphase wurde Anfang 2001 ein mittlerer Wirkungsgrad von über 8% erreicht. Dieser
Wert stieg auf 9-10% in 2002, 10-11% in 2003 und auf 11,0 bis 11,5% in 2004. Die höchsten
erreichten Werte der Modulwirkungsgrade liegen um 13%. Dies entspricht einer elektrischen
Leistung von 85 W für das Standardmodul gemessen unter Standardtestbedingungen. Die
genauen Zahlen über die Jahre sind in Abbildung 2 graphisch dargestellt.
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
2001
2002
2003
2004
Jahr
Abbildung 2: CIS-Modulwirkungsgrade für 60cm x 120cm im Jahresmittel
Diese Ergebnisse wurden mit zunehmenden Stückzahlen von einigen 100 im Monat in 2001
bis über 20.000 Stück pro Jahr ab 2004 erreicht.
Unter Annahme realistischer Lernkurven wird erwartet, dass mit der existierenden Technik
und Maximalwerten um 13% ein mittlerer Wirkungsgrad von 12,5% innerhalb der nächsten 1
bis 2 Jahre erreichbar ist. Mit teilweise schon im Labormaßstab realisierten Ergebnissen
durch Schicht- und Verfahrensmodifikationen und deren geplante Umsetzung in die
Produktion ist es realistisch, dass Wirkungsgrade von CIS-Modulen von 14 – 15% innerhalb
der nächsten Dekade erreichbar sind.
2.3. Produktivität
Prozessausbeute und Durchsatz pro Zeit sind die wichtigsten Kostenfaktoren einer
Produktionslinie.
Die Multiplikation der Ausbeute der Einzelprozesse ergibt die Gesamtausbeute. Bei/nach
jedem Prozess wird das Prozessergebnis gemessen und bewertet. Die Kontrollmethoden
gehen von der Messung von elektrischen oder optischen Eigenschaften in/an der Maschine
bis zur visuellen Kontrolle durch das Bedienungspersonal. Das letztendlich wichtigste
Qualitätskriterium ist die abschließende Strom-Spannungs-Kennlinie, die unter
Standardtestbedingungen am Sonnensimulator aufgenommen wird. Die Ausbeute errechnet
sich aus dem Verhältnis der Anzahl der über den festgelegten Qualitätsgrenzen liegenden
auszuliefernden Module zu der Anzahl der in die Linie eingeschleusten Substratgläsern.
Die Entwicklung der Linienausbeute je Quartal von Mitte 2001 bis Ende 2004 ist in Abbildung
3 dargestellt.
51
90%
80%
Ausbeute [%]
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Q3/01 Q4/01 Q1/02 Q2/02 Q3/02 Q4/02 Q1/03 Q2/03 Q3/03 Q4/03 Q1/04 Q2/04 Q3/04 Q4/04
Quartal / Jahr
Abbildung 3: Durchschnittliche Ausbeute je Quartal bei der Produktion von CIS-Modulen bei
Würth Solar.
Die Linienausbeute verbesserte sich von anfänglich ca. 20% fast kontinuierlich bis Ende
2003 auf Werte von gut über 80% und liegt seither stabil bei ca. 85%. Dies wurde durch
intensive Prozess- und Anlagenoptimierungen und kontinuierliche Verbesserungsmaßnahmen in der Qualitätskontrolle erreicht. Im Vergleich mit ähnlichen innovativen
Produktionsverfahren in der Photovoltaik oder z.B. der Produktion von Flachbildschirmen
sind dieser Verlauf und das Niveau als sehr gut zu bezeichnen. Dabei ist nicht zu vergessen,
dass viele Prozessschritte zur Herstellung von CIS-Modulen neu sind und die
Anlagentechnik nach wie vor prototypisch ist. Eine weitere Steigerung der Linienausbeute bis
zu 90% ist realistisch.
Wie in einer detaillierten Kostenstudie aus dem Jahre 1997 /1/ abgeschätzt, können CISModule bei Fertigungskapazitäten von 50MWp/a weit unter 1 Euro/Watt hergestellt werden.
Die Randbedingungen, die damals für die Produktivität der Linie und er Qualität der Module
angenommen worden waren, konnten nun in der Pilotlinie von Würth Solar unter
realistischen Umständen nachgewiesen werden. Im nächsten Schritt wird es nun darum
gehen diese guten Ergebnisse in einer großen Fertigungslinie zu reproduzieren und weiter
zu verbessern.
2.4. Serienfertigung
Der nächste logische Schritt ist die weitere Skalierung der CIS-Fertigung bei Würth Solar. Im
Rahmen der Bilanzpressekonferenz im April 2005 kündigte der Vorsitzende des Beirats der
Würth Gruppe, Prof. Dr. h.c. Reinhold Würth, den Bau einer neuen Produktionsstätte für CISPhotovoltaikmodule mit einer Investitionssumme von rund 55 Millionen Euro an. Der Standort
wird in der Nähe der Konzernzentrale in Künzelsau im benachbarten Schwäbisch Hall sein.
Die Bauaktivitäten sind schon im Gange; der Start dieser Produktionslinie ist für die
2. Jahreshälfte 2006 geplant. Die jährliche Produktionskapazität der neuen Fabrik wird
anfänglich bei 15 Megawatt liegen und ab Anfang 2007 zur Verfügung stehen.
52
3.
Zuverlässigkeit
3.1. Zertifizierung
Nach gezielten Prozess- und Materialoptimierungen mit dem Ziel einer möglichst langen
Lebensdauer bei gleichbleibender Modulqualität wurden Standardmodule der Würth Solar
beim TÜV Rheinland gemäß EN61464 (beschleunigte Alterung) getestet und Anfang 2004
erfolgreich zertifiziert. Damit ist eine stabile Modulfunktion im Feld über mindestens 20 bis 25
Jahre zu erwarten.
3.2. Feldtests
Neben den beschleunigten Alterungstests sind Feldversuche für den tatsächlichen
Einsatzfall entscheidend für die Zuverlässigkeit der Module. Aus diesem Grunde werden an
mehren Standorten CIS-Module von Würth Solar kontinuierlich getestet. Diese Module
zeigen sehr stabile Funktion über mehrere Jahre. Repräsentativ ist dies anhand der
Ergebnisse eines Feldtests über die letzten 2 Jahre auf dem Testgelände des ZSW auf der
Schwäbischen Alb (Widderstall) in Abbildung 4 dargestellt.
Die Messwerte wurden jeweils bei 800 Watt/m2 Einstrahlung aufgenommen und auf 25°C
zum direkten Vergleich korrigiert.
75
Output Power (W)
70
65
60
55
50
May. Aug.
03
03
Nov.
03
Jan.
04
May.
04
Aug.
04
Nov.
04
Jan.
05
May.
05
Abbildung 4: Elektrische Leistung eines repräsentativen CIS-Moduls bei 800 Watt/m2
Einstrahlung (offene Symbole ... Messwerte, ausgefüllte Symbole ... auf 25°C korrigierte
Messwerte).
Nach einem für CIS-Module bekannten anfänglichen Verbesserungseffekt verursacht durch
Licht (light soaking) bleibt die Modulleistung über 2 Jahre bis heute stabil bei ca. 65 Watt.
Dies entspricht einer elektrischen Leistung von 81 Watt bei einer Einstrahlung von
1000 W/m2. Weitergehende Informationen sind in /4/ zu finden.
Letztendlich ist für den Nutzer einer PV-Anlage die sogenannte Energieernte (energy rating)
die erzeugte Energie pro installierte Modulleistung entscheidend. Aus mehreren direkt
vergleichbaren Anlagen mit vorher vermessenen Modulen aus mono- und multikristallinem
53
Silizium und dem Würth Solar CIS-Modul schneidet das CIS-Modul am besten ab. Die
erzeugte Energie bezogen auf die installierte Modulleistung liegt um 5 bis 10 % höher als für
die Siliziummodule. Diese Erkenntnis deckt sich mit anderen Untersuchungen. Die Gründe
hierfür sind das Schwachlichtverhalten, eine bessere Anpassung an das Sonnenspektrum
und ein kleinerer Temperaturkoeffizient der CIS-Module. Detailliertere Zahlen und
Hintergründe sind in /5/ zu finden.
4.
CIS-PV-Anlagen
Vorteile der CIS-Module sind neben einer hohen Qualität auch die große Flexibilität in
Größe, Form und elektrische Parameter und auch das homogen mattschwarze Aussehen.
Das Produktportfolio der Würth Solar umfasst neben dem Standardmodul der Größe 60cm x
120cm auch größere Module und eine Vielzahl von meist kleiner Spezialmodulen, die an die
Anforderungen des Kunden in Größe und elektrische Parameter für eine Produktintegration
angepasst sind. Für die gebäudeintegrierte Anwendung hat Würth Solar zahlreiche
Variationen wie Semitransparenz, Isolierglasmodule und farbliche Gestaltung zu bieten.
Beispielhaft sind in den Abbildungen 5 und 6 zwei Referenzprojekte gezeigt.
Die PV-Anlage in Abbildung 5 besteht aus 1.300 rahmenlosen CIS-Modulen, die bis in eine
Höhe von 104 m in die Ost- und Südfassade integriert sind. Insgesamt hat die Anlage eine
installierte Modulleistung von 100 kWp und soll elektrische Energie von ca. 70.000 kWh pro
Jahr erwirtschaften.
Abbildung 5: die Schapfenmühle, ein Getreidesilo
in der Nähe von Ulm mit integrierter PV-Anlage mit
1.300 CIS-Modulen von Würth Solar auf der Ostund Südseite.
Ein anderes Beispiel ist eine weitere, sehr gelungene Integration von CIS-Modulen in ein
Bürogebäude in München. 56 rahmenlose CIS-Module mit insgesamt 3,7 kWp sind zwischen
den Fenstern angeordnet.
54
Abbildung 6: CIS-Module integriert in
die Fassade eines Bürogebäudes
(Fa. TGA-Consult, Foto Michael Voit).
Diese Installationen sind vorzügliche
Beispiele für eine gute architektonische Gestaltung von Fassaden mit
CIS-Modulen
mit
hochwertigen
elektrischen Eigenschaften verbunden
mit
hohem
ästhetischem
und
funktionellem Charakter.
5.
Zusammenfassung
Gemeinsam mit seinem Entwicklungspartner ZSW konnte die Würth Solar nachweisen, dass
Dünnschichtsolarmodule mit Cu(In,Ga)Se2 als Absorber die höchsten Wirkungsgrade unter
den Dünnschichtmodulen und auf vergleichbarem Niveau wie kristallinem Silizium erzielt und
unter industriellen Bedingungen mit hoher Produktivität hergestellt werden können. Mit
diesen Ergebnissen aus der Pilotlinie wurde inzwischen entschieden, dass Würth Solar nun
als erste Firma weltweit CIS-Module in einer großen Produktionslinie mit einer anfänglichen
Produktionskapazität von 15 MWp/a in Schwäbisch Hall aufbauen und betreiben wird.
CIS-Module zeichnen sich nach erfolgreicher Zertifizierung nach EN41646 und sehr guten
Ergebnissen im Einsatz durch eine hohe Zuverlässigkeit aus. CIS-Module von Würth Solar
eignen sich mit seinen sehr vielfältigen optischen und elektrischen Gestaltungsmöglichkeiten
von der Produktintegration im Inselbetrieb bis hin zu architektonisch hochwertigen
Gebäudeintegration im netzgekoppelten Betrieb.
Die Arbeiten für die hier dargestellten Ergebnisse wurden teilweise mit Unterstützung des
”Bundesministeriums für Wirtschaft und Arbeit (BMWA)”, des ”Bundesministeriums für
Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)”, dem ”Land Baden-Württemberg”, der
”Stiftung Energieforschung Baden-Württemberg”, und der “Europäischen Kommission” im
Rahmen verschiedener Forschungsprojekten durchgeführt.
Literaturnachweis:
// J.M. Woodcock, H. Schade, H. Maurus, B. Dimmler, J. Springer, A. Ricaud, Proc. of the 14th
European Photovoltaic Solar Energy Conf., Stephens & Associates, Bedford, UK, 1997, S. 857ff.
/2/ M. Powalla, B. Dimmler, “Scaling up issues of CIGS solar cells”, Thin Solid Films 361362, 2000, S. 540ff.
/3/ M. Powalla and B. Dimmler, “Pilot Line Production of CIGS Modules: First Experience of
Processing and Further Developments”, Proc.29th IEEE Photovolt. Spec. Conf., 2002, S. 571ff.
/4/ H.-D. Mohring, D. Stellbogen, R. Schaeffler, S. Oelting, R. Gegenwart, P. Konttinen, T.
Carlsson, M. Centagorda, and W. Hermann, Proc. of the 19th EPVSEC (2004) S. 2098
/5/ B. Dimmler, M. Powalla, R. Schaeffler, Proc. 31st IEEE Photovoltaic Spezialist
Conference, 2005, S. 189ff
55
Vergleich von Energieaufwand und Umweltbelastungen
von PV-Anlagen mit konventionellen Kraftwerken
Dr. Niels Jungbluth
ESU - services, environmental consultancy for business and authorities
Kanzleistrasse 4, CH-8610 Uster
jungbluth@esu-services.ch
http://www.esu-services.ch
This is a reprint of an article published in Progress in Photovoltaics: Research and
Applications, 2005(13), pp. 429-446, Copyright © 2005 John Wiley & Sons, Ltd
Life Cycle Assessment for Crystalline Photovoltaics
in the Swiss ecoinvent Database
Abstract
This paper describes the life cycle assessment (LCA) for photovoltaic (PV) power plants in
the new ecoinvent database. Twelve different, grid-connected photovoltaic systems were
studied for the situation in Switzerland in the year 2000. They are manufactured as panels or
laminates, from mono- or polycrystalline silicon, installed on façades, slanted or flat roofs,
and have 3kWp capacity. The process data include quartz reduction, silicon purification,
wafer, panel and laminate production, mounting structure, 30 years operation and
dismantling. In contrast to existing LCA studies, country specific electricity mixes have been
considered in the life cycle inventory (LCI) in order to reflect the present market situation.
The new approach for the allocation procedure in the inventory of silicon purification, as a
critical issue of former studies, is discussed in detail. The LCI for photovoltaic electricity
shows that each production stage is important for certain elementary flows. A life cycle
impact assessment (LCIA) shows that there are important environmental impacts not directly
related to the energy use (e.g. process emissions of NOx from wafer etching). The
assumption for the used supply energy mixes is important for the overall LCIA results of
different production stages. The presented life cycle inventories for photovoltaic power plants
are representative for newly constructed plants and for the average photovoltaic mix in
Switzerland in the year 2000. A scenario for a future technology (until 2010) helps to assess
the relative influence of technology improvements for some processes. The very detailed
ecoinvent database forms a good basis for similar studies in other European countries or for
other types of solar cells.
1. Introduction
Life cycle assessment (LCA) aims at comparing and analysing the environmental impacts of
products and services. The International Organization for Standardization (ISO) has
standardized the basic principles [1]. An LCA consists of four steps. The goal and scope
definition describes the underlying questions, the system boundaries and the definition of a
functional unit for the comparison of different alternatives. The flows of pollutants, materials
and resources are investigated and recorded in the inventory analysis. The elementary flows
(emissions and resource consumption) are described, characterized and aggregated for
56
different environmental problems during the impact assessment. Final conclusions are drawn
during the interpretation. Normally LCA aims to analyse and compare different products,
processes or services that fulfil the same utility (e.g. photovoltaics against nuclear power). It
is used for hot spot analysis, product or process improvement, marketing and environmental
policy.
LCA studies for photovoltaic power plants have a long tradition of more than 15 years (e.g.
[2-14]). The published studies show a high variation in results and conclusions. The
cumulative energy demand, for example, has been investigated by different authors ranging
from 3410 to 13’400 MJ-eq per square metre of a polycrystalline panel. The main reasons for
the different LCA results have been evaluated in the late nineties [15-17]. Critical issues
during modelling of a life cycle inventory (LCI) for photovoltaics are: modelling of silicon
inputs and use of off-grade or solar-grade silicon, allocation between different silicon qualities
in the silicon purification process, power mixes assumed for the production processes, and
process specific emissions. The production technology for photovoltaic power plants has
constantly been improved over the last decades, e.g. for the efficiency of cells, the amount of
silicon required, and the actual capacity of production processes. The data availability is a
major problem for establishing a high quality inventory, because only few producers do
provide reliable and verifiable data.
The Swiss life cycle inventory for photovoltaics [12, 13], which formed the basis for many
studies in this research area, has recently been updated. This article presents the latest
results from this research work. The terms of use of this database do not allow a full
publication of the inventory data in such an article nor would this be possible due to the
extend of necessary information, but all assumptions are documented in detail in the
ecoinvent reports [18, 19].
The Swiss Centre for Life Cycle Inventories has combined and extended different LCI
databases. The goal of the ecoinvent 2000 project was to provide a set of unified and generic
LCI data of controllable quality and full transparency. The project aimed at updating and
extending the Swiss “Ökoinventare von Energiesystemen” [12]. The data are mainly
investigated for Swiss and Western European conditions. The LCA database ecoinvent
contains more than 2'500 datasets of goods and services from the energy, transport, building
materials, chemicals, pulp and paper, waste treatment and agricultural sector. Several new
materials and services have been investigated as compared to the 1996 version.
2. Goal, Scope and Background
Twelve different, grid-connected photovoltaic systems were studied, namely ten different
small scale plants of 3kWp (kilo watt peak) capacity and installed in the year 2000 in
Switzerland, and two slanted roof plants based on a scenario with a future production
technology that might be applied until 2010 (see Table 1). For this scenario a reduction of
energy consumption in different stages has been assumed based on minimum figures
critically evaluated from literature.
The plants differ according to the cell type (mono- and polycrystalline silicon, mc-Si and pcSi, respectively), and the place of installation (slanted roof, flat roof and façade). Slanted roof
and façade systems are further distinguished according to the kind of installation (building
integrated i.e. frameless laminate or mounted i.e. framed panel). The actual electricity mix
produced in 2000 with different types of PV power plants in Switzerland has also been
modelled.
57
Table 1: Overview of the types of photovoltaic 3 kWp systems investigated
Installation
Slanted roof
Flat roof
Façade
Panel type 1)
Panel
Panel
Laminate
Laminate
Laminate
Laminate
Panel
Panel
Panel
Panel
Laminate
Laminate
Cell type
mc-Si
pc-Si
mc-Si
pc-Si
mc-Si, future
pc-Si, future
mc-Si
pc-Si
mc-Si
pc-Si
mc-Si
pc-Si
1) Panel = mounted; Laminate = integrated in the roof construction, mc-Si = monocrystalline silicon, pc-Si = polycrystalline silicon.
3. Life cycle inventory
All subsystems shown in Fig. 1 are included within the system boundaries. The process data
include quartz reduction, silicon purification, wafer, panel and laminate production,
manufacturing of converter and mounting infrastructure and 30 years of operation.
Furthermore transport of materials, of energy carriers, of semi-finished products and of the
complete power plant, as well as waste treatment processes for production wastes and end
of life wastes are considered in all process stages. The infrastructure for all production
facilities with its land use has also been roughly assessed. Air- and waterborne processspecific pollutants are included as well. The photovoltaic system is divided into unit
processes for each of the process stages shown in Fig. 1. The basic assumptions for each of
these unit processes are described in the following chapters. Table 4 at the end of this
chapter shows the most important parameters for the inventory analysis.
silica sand
MG-silicon
future scenario
silicon purification
SiCl4
EG-silicon
off-grade silicon
SoG-silicon
pc-silicon
CZ-mc-silicon
casting
wafer sawing
cell production
electric
components
panel- and laminate production
mounting
systems
installation 3kWp plants
operation
electricity
Fig. 1: Different sub systems investigated for photovoltaic power plants installed in
Switzerland. The future scenario is shown with dotted arrows. MG-silicon: metallurgical grade
silicon, EG-silicon: electronic grade silicon, SoG-silicon: solar-grade silicon
58
3.1 Metallurgical grade silicon (MG-silicon)
The production of MG-silicon (metallurgical grade) with a purity of about 99% is based on
carbothermal reduction of silica sand using petrol coke, charcoal and wood chips as
reduction agents. The consumption of reduction agents, the electricity use, the quartz input
(represented by silica sand), and the emission of air- and waterborne pollutants (CO2, SO2
and trace elements emitted with SiO2 dust) are included in the inventory. The major part of
the production in Europe takes place in Norway, but the exact share is not known. The
Norwegian electricity mix (with a high share of hydro power) was considered for the inventory
(see Table 4). Other producers in France, which use mainly nuclear power, could not be
considered because data were not available.
By-products of the charcoal production process such as gases, wood spirit or acetic acid are
disregarded because they are of minor importance for the economic performance of the
plant. They do not bear emissions and requirements from the process and are not allocated
to the charcoal as a waste output. An issue of concern, which could not be investigated, is
the use of charcoal in this process that originates from Asia or South America and might
have been produced from clear cutting rainforest wood [20].
3.2 Silicon purification
MG-silicon is converted to EG-silicon (electronic grade) in the Siemens process (via reaction
to trichlorosilane). Inventory data are based on information available for the most important
producer in Europe, located in Germany. Thus it can not be regarded as representative for
other technologies or production sites. Electricity production is calculated with the in-house
mix of the production that uses a natural gas co-generation power plant and hydropower.
The purification process provides three different products which are used in three different
economic sectors (see Fig. 2). The environmental impacts of the purification process have to
be shared between these three couple products. In LCA the problem how to assign the
environmental impacts between different couple products is termed as allocation problem.
Different approaches how to solve this problem are possible according to the ISO-standards.
One approach, i.e. divides all elementary flow according to the revenue formed by the couple
products, thus the product with the highest price gets the highest environmental impacts.
Another possibility is dividing the elementary flows according to mass flows in the system.
Thus i.e. production of hydrogen chloride is allocated to the production of silicon
tetrachloride.
MG-silicon purification
SiCl4
EG-silicon
off-grade silicon
silicones (plastics)
production
electronic
industry
photovoltaic
cells
Fig. 2: Purification of MG-silicon delivering three different co-products
In several photovoltaics LCAs all inputs and outputs for the purification process of MG-silicon
have been allocated to the EG-silicon (required for wafer production), because this is the
main product from an economic point of view, and no flows have been allocated to the silicon
tetrachloride. However, in an LCA study of vacuum insulation (based on silicic acid) inputs
and outputs of the purification process have been allocated on the basis of the revenues of
EG-silicon and SiCl4 [21]. ISO 14041 states that, "the sum of the allocated inputs and outputs
of a unit process shall equal the unallocated inputs and outputs of the unit process" [22]. This
rule has been followed for the ecoinvent database. The inputs and outputs of the silicon
purification process are shared between all three products.
59
Table 2 shows some selected inputs, outputs and the allocation factors of the MG-silicon
purification process as an example. The first three lines show the co-products and their
respective amounts, EG-silicon (0.68 kg), off-grade electronic grade silicon (0.084 kg) and
silicon tetrachloride (1.2 kg). The next six lines show examples for some inputs required for
the purification of 1 kg of MG-silicon. The three columns to the right show the allocation
factors: For instance, 71.1 % of the input "MG-silicon, at plant" is allocated to the 0.68 kg of
EG-silicon, 8.9 % to 0.084 kg off-grade silicon and 20 % to 1.2 kg SiCl4.
The allocation of inputs and elementary flows is based on different flow specific principles.
For material inputs of MG-silicon and hydrogen chloride an allocation based on the mass of
chemical elements (Si, H, Cl) in the final products has been chosen. Losses of these inputs
are attributed to the main product EG-silicon. The energy input and emissions from the
process are allocated only to the two purified silicon products based on economic revenues
because it is assumed that these inputs would not be necessary for the sole production of
SiCl4. The use of some chemicals and the infrastructure, which is generally necessary for the
production process, is shared between all three products based on the respective economic
revenue.
Table 2: Excerpt of the multi-output process raw data of the purification of 1 kg of MG-silicon
and allocation factors used for the three co-products [19]
price
revenue
Unit
Location
Unit
silicon, electronic grade, at plant
silicon, electronic grade, off-grade, at plant
silicon tetrachloride, at plant
technosphere MG-silicon, at plant
polyethylene, HDPE, granulate, at plant
hydrochloric acid, 30% in H2O, at plant
natural gas, burned in boiler condensing modulating >100kW
electricity, natural gas, at combined cycle plant, best
electricity, hydropower, at run-of-river power plant
allocated
products
silicon,
electronic
grade, at
plant
Location
Name
kg
kg
kg
kg
kg
kg
MJ
kWh
kWh
DE
kg
6.76E-1
8.44E-2
1.20E+0
1.00E+0
6.37E-4
2.00E+0
1.22E+2
8.66E+1
2.74E+1
DE
%
DE
DE
DE
NO
RER
RER
RER
RER
RER
GLO
GLO
€
€
70.36 €
70.36 €
75.00 €
50.67 €
MG-silicon,
to
purification
100
0
0
71.1
72.0
48.4
96.8
96.8
96.8
silicon,
electronic
grade, offgrade, at
plant
DE
%
0
100
0
8.9
2.4
1.6
3.2
3.2
3.2
20.00 €
1.69 €
silicon
tetrachloride, Allocation criteria
at plant
DE
%
0
0
100
20.0
25.6
50.0
-
Material balance
Revenue all products
Stoichiometric calculation
Revenue purified silicon
15.00 €
18.00 €
With the dataset "MG-silicon, to purification" and its allocation factors, three unit process
datasets are generated for the ecoinvent database, namely for "silicon, electronic grade, at
plant", "silicon, electronic grade, off-grade, at plant", and "silicon tetrachloride, at plant".
Thereby, all inputs and outputs are multiplied by the respective allocation factor and divided
by the respective amount of the co-product to give the flows per unit mass of product. Table
3 shows an excerpt of the derived unit process raw data.
This approach is a simplification, because it is assumed that all off-grade silicon comes
directly from the EG-silicon purification. In reality a part is formed from scraps for CZ-Si
production (Czochralski grade mc-silicon, see chapter 0) and wafer sawing. These scraps
are sold and used directly in the casting process.
The inventory for the year 2000 assumes a mix of 50% off-grade silicon and 50% EG-Si. This
reflects the fact that due to a crisis in the electronic industry EG-Si has been sold to the PV
industry at a considerably low price. This situation might change rapidly once the demand for
EG-Si increases again.
60
Unit
silicon, electronic grade, at plant
silicon, electronic grade, off-grade, at plant
silicon tetrachloride, at plant
technosphere MG-silicon, at plant
polyethylene, HDPE, granulate, at plant
hydrochloric acid, 30% in H2O, at plant
natural gas, burned in boiler condensing modulating >100kW
electricity, natural gas, at combined cycle plant, best
electricity, hydropower, at run-of-river power plant
allocated
products
Unit
Name
Location
Table 3: Derived unit process raw data for the three co-products of "MG-silicon, to
purification" (excerpt from [19])
DE
DE
DE
NO
RER
RER
RER
RER
RER
kg
kg
kg
kg
kg
kg
MJ
kWh
kWh
silicon,
electronic
grade, at
plant
kg
1
0
0
1.05
6.79E-4
1.4
174.2
124.1
39.2
silicon,
electronic
grade, offgrade, at
plant
kg
0
1
0
1.05
1.81E-4
0.4
46.5
33.1
10.5
silicon
tetrachloride,
at plant
kg
0
0
1
0.2
1.36E-4
0.8
-
3.3 Solar-grade silicon (SoG-silicon)
A future scenario for the production of solar-grade (SoG) silicon has been assumed based on
publications for experimental processes. Different ideas exist for the design of such process.
The electricity consumption reported in literature ranged from 15 to 90 kWh/kg. Here we
assume an electricity use of 30 kWh/kg which is approximated with the European UCTE mix.
Further quantitative data for the use of chemicals and materials in the process were not
available, thus such inputs could not be considered in the inventory. It has to be noted that in
2000 no SoG-Si was on the market even if possible production routes have been described
already 20 years ago [23]. So far technological and economic constraints hindered the
installation of such production facilities. For the future scenario an input of 50% solar-gradesilicon and 50% off-grade silicon to casting or CZ-Si production is assumed.
3.4 Casting
EG-silicon, off-grade silicon and SoG-silicon are molten and casted into reusable moulds.
Wafers can be directly produced from these polycrystalline blocks. The inventory considers
the energy use for melting and some material inputs, but no direct emissions to air and
water, because information was not available.
3.5 Czochralski monocrystalline silicon (CZ-mc-silicon)
The EG-silicon is molten and a growing crystal is slowly extracted from the melting-pot.
Inventory data are based on literature information and environmental reports of one producer
in Germany, because other primary information was not available. The product is
monocrystalline silicon. Data for electricity consumption range between 48 and 670 kWh/kg.
For this study about 120 kWh/kg have been assumed based on information provided by the
company Wacker in Germany. The UCTE production mix has been used to model the
electricity supply, because this process takes place in different European countries and
detailed data for the electricity supply for different producers were not available. For the
future scenario a reduction of the electricity consumption rate in the range of lowest figures
from literature has been assumed (Table 4).
3.6 Wafer sawing
The silicon columns are sawn into wafers of 300 m thickness. Process data include
electricity use, water and working material consumption (e.g. stainless steel for saw-blades,
argon gas, hydrofluoric and hydrochloric acid). Production wastes to be treated and processspecific air- and waterborne pollutants are considered based on information from literature
and environmental reports. Emissions of NOx and nitrate due to surface etching with HNO3
might be important if these etching agents are used, but data for these emissions have only
been assessed from one production site. Other producers might apply technologies with
61
etching agents like NaOH or KOH, or dry etching. Thus these data are not valid for other
production sites. The same data have been used for mc-Si and pc-Si wafer production,
because the full information for pc-Si wafer was not available.
3.7 Solar cell production
Production of solar cells with a size of 10x10 cm2 includes purification and etching of the
wafers. Afterwards wafers are endowed with phosphorus and after further etching processes,
front and rear contacts are printed. Process data include working material consumption
(acids, oxygen, nitrogen and highly purified water), electricity consumption and production
wastes. Furthermore process-specific air- and waterborne pollutants are considered, mainly
hydrocarbons and acids. Cell efficiencies are estimated with data provided by several
different producers for their actual products (see Table 4).
3.8 Panels and laminate production
Solar cells are embedded in layers of ethyl-vinylacetate (one each on the front and the back).
The rear cover consists of a polyester, aluminium and polyvinylfluoride (Tedlar) film. A 4 mm
glass poor in iron is used for the front cover. The sandwich is joined under pressure and
heat, the edges are purified and the connections are insulated. A connection box is installed.
The panel gets additionally an aluminium frame. Laminates are modules without a frame that
can directly be integrated into the building. Finally, panels and laminates are tested and
packed. The process data include materials and energy consumption as well as the
treatment of production wastes. Possible changes in the mounting infrastructure have not
been assessed separately for the future scenario.
3.9 Mounting systems
Panels are mounted on top of houses and laminates are integrated into slanted roofs and
façades. Flat roof systems are mounted on the roof. Process data for different systems
include construction materials (e.g. aluminium, plastics, steel, etc.) and process energy.
Transports of the photovoltaic system from the manufacturing site to the place of operation
include personnel transports for mounting.
3.10 Converters and electric equipment
Process data for manufacturing the converter and of the electric equipment include
construction materials, energy requirement (for converter only), packaging materials (for
converter only) and transport services. Electronic components of the converter and electric
equipment have not been considered in the inventory due to lack of data.
3.11 Operation of photovoltaic power plants
The average solar irradiation in Switzerland is about 1100 kWh per m2 and year. The
photovoltaic plants in operation in Switzerland show an average electricity production of
819 kWh per kWp for the years 1992 to 2000 [24]. Due to changing meteorological conditions
the annual yields ranged between 770 and 880 kWh per kWp. For the inventory of flat and
slanted roof installations only the best 75 % plants with an average production of
885 kWh/kWp have been considered to disregard the less efficient façade installations. An
average façade system with vertically oriented panels is calculated to produce 626 kWh per
kWp. Water consumption (for cleaning the panels once a year) is included in the inventory.
3.12 Dismantling
For the dismantling of photovoltaic power plants standard scenarios used in the ecoinvent
project have been taken into account. For larger metal parts of the system and silicon a
recycling is assumed. No environmental burdens nor credits have been considered for the
62
recycling. In producing processes such materials are also used without a burden from the
primary production process. So far no recycled silicon has been used in the year 2000. The
remaining parts are incinerated or landfilled.
3.13 Key parameters for life cycle inventories
The full life cycle inventories and all assumptions are documented in the ecoinvent database
[19]. Table 4 shows the key parameters of the life cycle inventory in ecoinvent Data v1.1 [18].
Main changes in comparison to older Swiss inventories are the update of the energy use in
EG-silicon production, the location specific consideration of power consumption throughout
the production chain, and the inclusion of many additional process specific emissions. The
material efficiency for silicon in the life cycle has also been improved in the last years. For
future plants a best case estimation has been made from the ranges provided for different
key parameters in the literature. The actual use of MG-silicon has been calculated in the
inventory to 11 and 12.3 kg per kWp for mc-Si and pc-Si, respectively. These important
figures have been verified with top-down data of the photovoltaics industry [25-27].
Table 4: Key parameters of the life cycle inventory for photovoltaic power production (excerpt
from [19])
MG-silicon production
electricity use, NO (mainly hydro power)
EG-silicon production
electricity use, DE, plant specific
CZ-silicon production
electricity use, UCTE-mix
mc-Si and pc-Si wafer
thickness wafer
sawing gap
wafer area
weight
cell power
cell efficiency
use of MG-silicon
EG-silicon use per wafer
process energy
mc-Si and pc-Si cells
process energy
panel/ laminate, mc-Si/ pc-Si
number of cells
panel area
active area
panel power
efficiency production
use of cells mc-Si/ pc-Si
process energy
3kWp-plant
panel area
operation
yield, slope-roof
yield, facade
yield, CH PV electricity mix
unit
mc-Si
pc-Si
kWh/kg
11
11
11
11
kWh/kg
103
103
37
37
kWh/kg
123
-
100
-
µm
µm
2
cm
g
Wp
%
g/Wafer
g/Wafer
kWh/Wafer
300
200
100
6.99
1.65
16.5%
19.0
11.2
0.3
300
200
100
6.99
1.48
14.8%
19.2
11.2
0.3
300
200
100
6.99
1.75
17.5%
16.3
9.3
0.15
300
200
100
6.99
1.57
15.7%
18.1
9.3
0.15
kWh/cell
0.2
0.2
0.11
0.11
cells/panel
2
cm
2
cm
Wp
%
cells/kW p
MJ/kW p
112.5
12529
11250
185
97%
608
0.23
112.5
12529
11250
166
97%
677
0.26
112.5
12529
11250
197
97%
571
0.20
112.5
12529
11250
177
97%
637
0.23
m /3kW p
18.2
20.3
17.1
19.1
kWh/kW p
kWh/kW p
kWh/kW p
885
626
819
885
626
819
885
885
2
mc-Si future pc-Si future
mc-Si = monocrystalline silicon, pc-Si = polycrystalline silicon.
63
4. Results and Discussion
4.1 Selected results for process stages
The first step for the discussion of results is an evaluation of elementary flows over the life
cycle.1 Therefore emissions and resource uses are added up for all stages in the life cycle.
Results are presented e.g. for one kWh of electricity. Such result tables can be found in the
ecoinvent database. Fig. 3 shows the shares of different production stages for some selected
elementary flows of a slanted-roof installation with a polycrystalline silicon panel. Nitrogen
oxides and BOD are emitted in high share due to the finishing of wafer surfaces. The
analysis shows that each production stage might be important for certain elementary flows.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Land occupation
Carbon dioxide, fossil
Nitrogen oxides
Particulates, < 2.5 um
BOD
Gravel, in ground
MG-silicon
casting
wafer sawing
cell production
panel production
BOS components
operation
Fig. 3: Share of process stages for a Swiss grid-connected, 3kWp slanted-roof installation
with a polycrystalline silicon panel for selected elementary flows of the inventory. BOS –
balance of system with mounting system and electric equipment
4.2 Life Cycle Impact Assessment
The next step in the LCA is a life cycle impact assessment (LCIA). The elementary flows
(emissions and resource consumption) can be described, characterized and aggregated with
different methodologies. Fig. 4 analyses the share of the process stages with different LCIA
methods [28]. The cumulative energy demand (CED) is calculated for five classes of primary
energy carriers (fossil, nuclear, hydro, biomass, and others (wind, solar, geothermal)).
Differences in the results of different types of cumulative energy demands are mainly due to
the consideration of location specific electricity mixes. During the operation phase there is
the use of solar energy, which dominates the demand in this category. The next LCIA
calculates the possible contribution of different gaseous emissions to the problem of climate
change (global warming potential).
Furtheron it is possible to aggregated a large list of elementary flows to one indicator. Here
we use the method of Eco-indicator 99 [29] and ecological scarcity 1997 [30]. The method
Eco-indicator 99 characterises different emissions based on a modelling for the damages
caused due to these emissions. Thus respiratory effects describe for example illnesses due
to the emission of air pollutants that are inhaled. Different types of damages are finally
weighted and summed up to one indicators score. Different social perspectives are used by
1
Elementary flows describe the input of resources (e.g. crude oil) and emissions to nature (e.g.
carbon dioxide). About 1000 different elementary flows are recorded in the ecoinvent data v1.1.
64
the method for such a weighting. The method ecological scarcity 1997 is based on the
environmental policy in Switzerland. It weights different pollutants based on the reduction
targets for such emissions.
The installation is for example quite important for the Individualist perspective of the Ecoindicator 99, which gives a high weighting to the use of metal resources. The Hierachist
perspective in the Eco-indicator 99 (H, A) methodology gives a higher weight to the use of
energy resources and thus to different stages of the life cycle.
The method of ecological scarcity gives a high weight to air pollutants, e.g. NOx. This is the
reason why wafer production, with its assumed emissions from etching, is quite important.
The analysis shows that depending on the impact assessment method, different types of
resource uses or pollutants might be more or less important for the final results and thus
different LCIA methods might provide diverging results.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
non-renewable energy resources, fossil
non-renewable energy resources, nuclear
renewable energy resources, water
renewable energy resources, wind, solar, geothermal
renewable energy resources, biomass
global warming potential, 100a
respiratory effects
ecotoxicity
ecological scarcity 1997
eco-indicator 99, (H,A)
eco-indicator 99, (I,I)
MG-silicon
casting
wafer sawing
cell production
panel production
BOS components
operation
Fig. 4: Share of process stages for a Swiss grid-connected, 3kWp slanted-roof installation
with a polycrystalline silicon panel evaluated with different LCIA methods [29-31]
4.3 Uncertainties of data
The ecoinvent database assigns uncertainty information (standard deviation) to each single
elementary flow in the inventory. This makes it possible to analyse the uncertainties of the
final results. Uncertainties introduced by the LCIA methodology are not included in this
analysis.
Fig. 5 evaluates the uncertainties of the LCIA analysis for the Swiss PV mix with a MonteCarlo (MC) simulation. The highest uncertainties (more than a factor of six) exist for the
inventory of radioactive emissions from nuclear power and coal mining. However, also the
uncertainties in the results for other damage categories of the Eco-indicator 99 (H,A) can be
quite high.
65
Fig. 5: Uncertainties in the LCIA with Eco-indicator 99 (H, A) calculated in a Monte-Carlo
simulation for the Swiss PV electricity mix
4.4 Comparison of different photovoltaic plants
Fig. 6 shows a comparison of selected cumulative results for different types of electricity
production with mc-Si solar cells. The scenario for the future slanted roof power plant shows
the lowest flows in the selected categories. Façade installations have higher impacts than flat
roof or slanted roof installations due to the lower productivity. However, some pollutants
might be especially important for the flat roof installations that use other types of mounting
materials and have a higher weight. Particulates, for example, are emitted during the
production of aluminium for the flat roof installations and these installations use in this case
study more aluminium. Laminates show a little bit lower results than the panels because the
material consumption e.g. for frames is lower.
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
facade , mc-Si, laminated, integrated
flat roof installation, mc-Si
slanted-roof , mc-Si, panel, mounted
facade installation, mc-Si, panel, mounted
slanted-roof , mc-Si, laminated, integrated
slanted-roof , mc-Si, future
0%
cumulative energy demand
Carbon dioxide, fossil
Particulates, < 2.5 um
BOD
Fig. 6: Comparison of selected cumulative results for different types of electricity production
with monocrystalline (mc) solar cells
The environmental impacts for different systems are analysed and compared in Fig. 7 based
on a valuation with the Eco-indicator 99 (H,A) [29]. The highest contribution of environmental
impacts in the life cycle is due to the use of fossil energy resources and respiratory effects
caused by air emissions of particulates and nitrogen oxides. The highest total score is
recorded for the today average of PV plants in Switzerland, because here all installations
66
(including these with sub-optimal performance) are considered for the yield calculation. This
case is set to 100%. It is important to keep in mind for a comparison of PV power plants that
the actual performance of installed plants is normally lower than the theoretical performance
that could be achieved under optimum conditions.
Plants using mono-crystalline cells have higher impact figures than these with polycrystalline
cells. The environmental impacts of PV power plants might be further reduced in future if
technology improvements in the production processes are realized. A higher share for
carcinogenic effects in the two “future” scenarios results from a different assumption for the
electricity supply during the silicon purification stage. Here it is assumed with the average
European mix.
Eco-indicator 99 (H,A), points
0%
20%
40%
60%
80%
100%
electricity mix CH, photovoltaic
electricity, slanted-roof , mc-Si,
panel
electricity, slanted-roof , pc-Si,
panel
future
future
acidification & eutrophication
carcinogenics
ozone layer depletion
mineral extraction
ecotoxicity
climate change
respiratory effects
land occupation
ionising radiation
fossil fuels
Fig. 7: Comparison of Eco-indicator 99 (H,A) scores for different 3 kWp PV power plants
Fig. 8 shows a similar analysis with the Swiss LCIA method ecological scarcity 1997 [30].
This method gives a high importance to air emissions and here mainly to emissions of NOx in
the life cycle. For the LCIA method emissions to water (nitrogen and chemical oxygen
demand) and waste deposits are also important. Again polycrystalline cells show a little bit
better environmental performance than mono-crystalline cells.
Even with different elementary flows being more or less dominant for the analysis, the
comparison between the different plants does not change much in relationship to the LCIA
with the Eco-indicator 99 in Fig. 7. Thus this result can be seen as quite stable.
environmental scarcity 1997, points
0%
20%
40%
60%
80%
100%
electricity mix CH, photovoltaic
panel
panel
future
future
deposited waste
emission into air
emission into top-soil/groundwater
emission into water
radioactive waste
use of energy resources
Fig. 8: Comparison of environmental scarcity 1997 scores for different 3 kWp PV power
plants
67
The ecoinvent database allows a quantitative assessment and comparison of data
uncertainties. Fig. 9 evaluates as an example the uncertainties for a comparison of mc-Si
and pc-Si power plants. Bars rising to the left indicate an advantage for the mc-Si plant while
bars to the right count the Monte-Carlo simulations with an advantage for the pc-Si plants.
The Monte-Carlo simulation considers that many uncertainties go into the same direction for
both processes. Radioactive emissions, for example, originate from the electricity uses in the
life cycle. The high uncertainty of these figures is not important for the comparison, because
both PV plants use the same electricity mixes. The analysis shows that there is no clear
result for the comparison, but the majority of runs proves an advantage for pc-Si power
plants.
Fig. 9: Monte-Carlo simulation for the comparison of mc-Si and pc-Si panels mounted on the
roof with the LCIA methodology Eco-indicator 99 (H, A) (MC-simulation with [32])
4.5 Comparison with former LCA
Fig. 10 evaluates the changes between the new inventory for photovoltaics [19] and the
former ETH-data from 1996 [12]. The new inventory shows lower impacts. This is mainly due
to new assumptions for plant or region specific energy use and energy mixes used in the life
cycle. Furthermore air emissions causing respiratory effects are lower according to the
updated analysis.
It is interesting to note that now the differences between monocrystalline and polycrystalline
cells are much smaller. This turns the direct comparison of these two types of plants now into
a small advantage for pc-Si plants. In the former inventory the higher production costs for
mc-Si plants were outperformed by the better efficiency. With lower energy uses in some
stages of the life cycle this difference is no more that important.
68
Eco-indicator 99 (H,A), points
0.000
0.001
0.002
0.003
0.004
0.005
0.006
0.007
0.008
0.009
0.010
Electricity 3kWp slope roof m-Si
Pan/mounted U
Electricity 3kWp slope roof p-Si
Pan/mounted U
Electricity, photovoltaic, at 3kWp
slanted-roof , mc-Si, panel,
mounted/CH U
Electricity, photovoltaic, at 3kWp
slanted-roof , pc-Si, panel,
mounted/CH U
Fossil fuels
Acidification/ Eutrophication
Radiation
Resp. organics
Minerals
Ecotoxicity
Climate change
Carcinogens
Land use
Ozone layer
Resp. inorganics
Fig. 10: Comparison of updated ecoinvent 2000 data [19] on the lower edge with the ETHdata from 1996 [12] on the upper edge. p-Si and pc-Si: polycrystalline; m-Si and mc-Si:
monocrystalline [32]
4.6 Comparison with other Energy Systems
Fig. 11 shows a comparison of the photovoltaic power mix in Switzerland with other types of
power plants. All systems have been modelled in the ecoinvent database [33, 34]. The
environmental impacts are evaluated with the cumulative demand of non-renewable energy
resources, the greenhouse gas emissions, Eco-indicator 99 and ecological scarcity 97. The
environmental impacts of photovoltaics are set to 100% in this figure.
Other renewable energy systems like wind, hydro and wood power plants show lower
environmental impacts than the photovoltaic power plants with all LCIA methodologies
applied here. Power plants using natural gas or oil show much higher impacts. Greenhouse
gas emissions for PV range from 39 to 110 g CO2-eq/kWh with an average for the Swiss mix
of 79 g CO2-eq/kWh. Hydropower has the lowest emissions with about 4 g CO2-eq/kWh while
an oil power plant has the highest with 880 kg CO2-eq/kWh.
Nuclear power has lower greenhouse gas emissions and Eco-indicator 99 (H, A) scores, but
a higher non-renewable energy use and higher ecopoints. The Swiss electricity mix shows
lower Eco-indicator 99 (H, A) scores due to the high share of hydro and nuclear power. Thus
it can be concluded that PV is better than the conventional power plants based on nonrenewable energy resources in many cases. On the other side environmental impacts of
alternative renewable energy systems are lower. This is even true for the assumption of an
improved PV production chain in the future. This analysis is valid for Switzerland, but not for
other countries with other prerequisites (e.g. climatic conditions) for the different energy
systems.
69
400%
350%
non-renewable energy demand
300%
climate change, GWP 100a
250%
eco-indicator 99, (H,A), total
ecological scarcity 1997, total
200%
150%
100%
50%
electricity mix,
CH
oil, UCTE
nuclear, CH
natural gas,
best technology
wood, CHP, CH
wind power, CH
hydropower, CH
photovoltaic, pcSi, future, CH
photovoltaic,
mix, CH
0%
Fig. 11: Comparison of the photovoltaic power mix in Switzerland with other types of power
plants with different LCIA methodologies [29-31]. CHP – combined heat and power
4.7 Pay Back Time
An important yardstick for the assessment of renewable energy systems is the estimation of
the energy and/or environmental pay back time. In some publications the energy pay back
time was defined as the time until the electricity production of the plant equals the energy use
during the production of the plant. This does not take into account differences in the type of
energy (e.g. nuclear or fossil resources) nor differences for the quality (e.g. electricity or heat
use). Here we describes the time until environmental impacts from the production of the plant
have been levelled out due to avoiding resource use and/or emissions of a conventional
reference system that produces the same amount of electricity.
The outcome of such a comparison is influenced by the choice of the reference system on
the one hand and the indicator on the other, which shall be demonstrated here with some
examples. Here we consider a modern natural gas-fired gas combined cycle power plant as
the reference system [35]. Environmental impacts are allocated based on the exergy content
of the two products heat and electricity. It is assumed that the use of photovoltaic power
plants can avoid the installation of such a facility. Fig. 12 shows the pay-back-time for the
indicators non-renewable and non-renewable plus hydro cumulative energy demand. This
time is between 3 and 6 years for the different PV plants. This means that the energy
demand for producing2 the photovoltaic plants is as high as the energy demand for the
operation of the gas power plant during 3 to 6 years. Thus, it is five to ten times shorter than
the expected life time of the photovoltaic power plants. The environmental pay back time for
greenhouse gas emissions is similar to this for non-renewable energy resources.
This picture changes if emissions are taken into account. Weighting the impact with the
method of ecological scarcity (Umweltbelastungspunkte - UBP) gives an environmental payback time of about 25 years [28, 30], whereas the pay-back time evaluated with Eco-indicator
99 (H,A) is only slightly higher than for the energy demand.
The picture would also change if other reference systems would be taken into account. This
can be assumed with the help of comparing different electricity systems in Fig. 11. If we
would take the Swiss electricity mix as a reference system, the pay back time for ecological
2
70
There is no direct energy use during operation of the PV plant.
scarcity would be much lower while the pay back time calculated with Eco-indicator 99 (H, A)
would be higher. These examples show, that it is necessary to discuss the assumptions for a
“pay back time” in detail and that the results of such an analysis are quite dependent on
these assumptions.
25
20
pay back time, fossil + nuclear
pay back time, non-renewable and hydro
pay back time, global warming
pay back time, EI'99, (H,A)
pay back time, UBP
years
15
10
5
slanted-roof
slanted-roof
slanted-roof
slanted-roof
slanted-roof
slanted-roof
installation, mc-Si, installation, mc-Si, installation, mc-Si, installation, pc-Si, installation, pc-Si, installation, pc-Si,
future, on roof
laminated,
panel, mounted,
future, on roof
laminated,
panel, mounted,
integrated, on roof
on roof
integrated, on roof
on roof
Fig. 12: Energy and environmental pay back time of 3 kWp slanted roof photovoltaic power
plants in relation to a modern natural gas-fired gas combined cycle power plant
5. Conclusion and Outlook
The life cycle inventories of photovoltaic power plants can be assumed to be representative
for photovoltaic plants and for the average photovoltaic mix in Switzerland in the year 2000.
The average electricity mix considers the actual performance of the installed plants, while
plant data (e.g. laminate and panel, mono- or polycrystalline) can be used for comparisons of
different technologies. The analysis of the results shows that it is quite important to take the
real market situation (raw material supply, electricity, etc.) into account.
Differences for the situation in other countries in comparison to the data modelled for
Switzerland are mainly due to different solar irradiation. It should be considered that the
inventory may not be valid for wafers and panels produced outside of Europe, because
production technologies and power mix for production processes might not be the same. For
the modelling of a specific power plant or of power plant mixes outside of Switzerland it is
advisable to consider at least the annual yield (kWh/kWp) and if possible also the actual size
of the plant in square metres.
The scenario for a future technology helps to assess the potential for improvement of
different production steps in the near future (until 2010). Environmental impacts in this
scenario are lower by 30% to 50%. However, the realization of this scenario depends on the
development of the market situation for electronics and photovoltaic power. The use of SoGgrade silicon instead of EG-silicon, which would be an important improvement, is only
possible if the supply of silicon for photovoltaics cannot be secured in the way it is today or if
subsidies are granted to increase the total production of PV panels.
A direct comparison of plants with pc-Si and mc-Si cells with the herewith-inventoried data
has only a limited precision. For some production stages data were available only for one of
the two types (e.g. NOx emissions during wafer sawing and etching). Thus it is unclear if
there are more systematic differences between the two types of cells or if the differences
have to be explained by accidental variations among individual production plants.
71
The analysis of the environmental impacts with different LCIA methods shows that it is quite
important to include process specific emissions of the production chain. It is necessary to
evaluate all types of environmental impacts with different LCIA methodologies if photovoltaic
power plants shall be compared with other energy systems.
A comparison of photovoltaics with other types of electricity production in Switzerland shows
some advantages in relation to conventional power plants. But the comparison is quite
dependent on the environmental indicators considered for such an analysis. Photovoltaics
have environmental disadvantages in comparison to other renewable technologies e.g. wind
and hydro power. It has to be kept in mind that such a comparison is quite dependent on
regional conditions like solar irradiation or technology standards for conventional power
plants. Thus these conclusions are only valid for the Swiss situation.
6. Recommendation and Perspective
It has to be noted that many emission data in the inventory are based on only one
information source. Thus they should be verified with data from other production places. In
cases where several information sources were available they showed partly a large variation.
A general problem is that data had to be mixed from different sources.
The projected lifetime is a key parameter for the assessment, but operational experience with
the new technologies is not yet sufficient to derive reliable conclusions. Many production
processes, especially for photovoltaic power, are still under development. Thus, future
updates of the LCI should verify key assumptions on energy and material uses as well as
emissions which are important for the LCIA. The allocation procedure applied for the silicon
purification process is dependent on the actual market conditions and therefore needs to be
revised if these conditions change.
The inclusion of results from laboratory testing might give a too optimistic picture on the
environmental impacts caused due to the use of photovoltaics today. For reliable and
verifiable assessments of the environmental impacts of photovoltaics, the cooperation with
the PV industry (silicon purification, cell production) must be improved. Today it is low in
comparison with other sectors. A prerequisite for such an analysis is the publication and
documentation of verifiable key data about energy uses and emissions in different stages of
the life cycle. Studies that do not show such direct unit process data are of little use for the
LCA community and for a reliable assessment of environmental impacts.
The ecoinvent database provides detailed background data for a range of materials and
services used in the production chain of photovoltaics. These data can also be used to
assess the environmental impacts for the production of photovoltaic power plants in other
countries or to investigate other technologies (e.g. thin film cells or amorphous silicon cells).
Acknowledgement
The research work on energy systems within the ecoinvent 2000 project was financed by the
Swiss Federal Office of Energy. This contribution is highly acknowledged. Thanks go to the
colleagues from the Paul-Scherrer Institut Villingen and ESU-services, Uster for their
collaboration during the update of the “Ökoinventare von Energiesystemen”.
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Photovoltaik Forschung, Technologie und Anwendung in
der Schweiz – Stand und Ausblick
Dr. Stefan Nowak
Programmleiter Photovoltaik BFE, c/o NET Nowak Energie & Technologie AG
Waldweg 8, CH-1717 St. Ursen
stefan.nowak@netenergy.ch
www.photovoltaic.ch
1. Einleitung
Die Schweizer Photovoltaik Gemeinde und zugewandte Kreise treffen sich hier bei den
Services Industriels de Genève zur 6. Nationalen Photovoltaik Tagung. Als nationale
Fachtagung zur Photovoltaik will dieser Anlass dazu beitragen, erfolgreiche Entwicklungen
bei verschiedenen Zielgruppen bekannt zu machen, die Rahmenbedingungen und
Herausforderungen der Photovoltaik gemeinsam unter verschiedenen Akteuren zu
diskutieren und neue Lösungsansätze zu erarbeiten. Die Tagung erfolgt, in Zusammenarbeit
mit der Arbeitsgemeinschaft SWISSOLAR und dem Verband Schweizerischer
Elektrizitätsunternehmen VSE, im Rahmen des Schweizer Photovoltaik Programms, welches
nebst den inhaltlichen und wissenschaftlich-technischen Zielsetzungen auch eine
regelmässige und gezielte Informationsstrategie verfolgt.
Das Schweizer Photovoltaik Programm ist ein breit abgestütztes, anwendungsorientiertes
Programm innerhalb der Schweizer Energieforschung. Es verfolgt Aktivitäten von der
Grundlagenforschung, über anwendungsnahe Forschung, produktorientierte Entwicklung bis
hin zur pilotmässigen Markterprobung. Damit strebt das Programm Photovoltaik in enger
Zusammenarbeit mit verschiedenen Akteuren der öffentlichen Hand und der Privatwirtschaft
an, wesentliche Fragestellungen entlang der Wertschöpfungskette von der Forschung über
die Umsetzung zur Markteinführung aufzugreifen und Erfolg versprechende Lösungen zu
erarbeiten.
Die Rahmenbedingungen für die Schweizer Photovoltaik sind in letzter Zeit bekanntlich nicht
einfacher geworden. Die energie- und finanzpolitischen Entscheidungen der letzten Jahre
haben vor allem die kurzfristige Entwicklung der Photovoltaik beeinträchtigt und die führende
Stellung der Schweiz im internationalen Umfeld in verschiedener Hinsicht geschwächt. Es ist
deshalb von grösster Wichtigkeit, die mittel- und langfristige Rolle der Photovoltaik nicht aus
dem Auge zu verlieren und die dafür notwendigen Massnahmen sicherzustellen. Sie können
zusammengefasst werden unter den Stichworten Kontinuität in Forschung und Entwicklung,
Konzentration der Kräfte, Beschleunigung der Umsetzung, Zusammenarbeit mit der
Privatwirtschaft und breite institutionelle Abstützung. Durch eine starke internationale
Zusammenarbeit soll auch der wichtige Anschluss an die internationale Entwicklung
sichergestellt werden. Das Programm Photovoltaik wird diesen Aspekten auch in Zukunft
grösste Beachtung schenken.
2. Ausgangslage
Seit dem Jahr 2004 steht das Programm Photovoltaik unter dem Zeichen der im
Entlastungsprogramm 2003 des Bundes beschlossenen Sparmassnahmen. Während der
Einfluss dieser Massnahmen im Bereich der Forschung bisher in Grenzen gehalten und
75
durch eine breite Abstützung des Programms zum Teil aufgefangen werden konnte, mussten
im Bereich der Pilot- und Demonstrationsprojekte empfindliche Einschnitte hingenommen
werden. Dies erfolgt zu einem Zeitpunkt, wo die industrielle Umsetzung und die Anwendung
neuer Lösungen an Schwung gewonnen hat und gefährdet damit die nachhaltige Wirkung
der langjährigen Entwicklung. Angesichts dieser Ausgangslage gilt es um so mehr, für einige
der viel versprechenden Entwicklungen im Bereich der Solarzellen konsequent nach Wegen
zur industriellen Umsetzung zu suchen. Das bedeutende Wachstum des internationalen
Photovoltaik Marktes bildet denn auch – trotz des stagnierenden nationalen Markts – die
Grundlage für den weiteren Ausbau einer wachsenden Photovoltaik Industriebasis in der
Schweiz.
Dementsprechend verfolgt das Programm Photovoltaik weiterhin eine ausgeprägte
internationale Ausrichtung. Laufende Aktivitäten in Forschung und Entwicklung sowie noch
bestehende Projekte im Bereich von Pilot- und Demonstrationsanlagen umfassen derzeit
noch ca. 60 Projekte, wobei alle bekannten Projekte mit einer Förderung der öffentlichen
Hand berücksichtigt sind.
Gestützt auf das Energieforschungskonzept der Eidgenössischen Energieforschungskommission CORE [1] verfolgt das Schweizer Photovoltaik Programm in der Periode 2004 –
2007 die folgenden wesentlichen Ziele:
x
Es soll eine weitere Kostenreduktion des Energiesystems Photovoltaik erreicht werden
(Typische Werte 2007: Modul 2.5 CHF/Wp; System 5 CHF/Wp) und entsprechende
Verbesserungen der einzelnen Komponenten in Bezug auf elektrische Eigenschaften
(2007: Dünnschichtmodule mit >12% Wirkungsgrad), Herstellungskosten und industrielle
Fertigung;
x
Etablierung bzw. Konsolidierung der industriellen Basis für Produkte der Photovoltaik,
einschliesslich Solarzellen und Module in ausgewählten Technologieansätzen;
x
Hohe Integration und Standardisierung der Produkte und Systeme für Massenmärkte.
Das Programm ist dazu in die folgenden Bereiche aufgeteilt:
Solarzellen der Zukunft
Die Arbeiten zu Dünnschicht Solarzellen sind fokussiert auf die Schwerpunkte Silizium
(amorph, mikrokristallin), Zellen auf der Basis von Verbindungshalbleitern (CIGS) sowie
Farbstoffzellen. Neue Produktionsprozesse stehen besonders bei den Silizium Dünnschicht
Solarzellen im Vordergrund. Solarzellen auf flexiblen Substraten gewinnen zunehmend an
Bedeutung. Die industrielle Umsetzung wird im Bereich der Solarzellen mit besonderem
Nachdruck verfolgt.
Module und Gebäudeintegration
Die Integration der Photovoltaik im bebauten Raum bildet nach wie vor den wichtigsten
Schwerpunkt der angestrebten Anwendungen. Währenddem der Markt für Montagesysteme
mittlerweile eine breite Produktpalette anbieten kann, stellen neue Produkte und Erfahrungen
mit Dünnschicht Solarzellen in der Gebäudeintegration weiterhin ein wachsendes Thema
dar.
Elektrische Systemtechnik
Die Qualitätssicherung von Photovoltaikmodulen, von Wechselrichtern und von gesamten
Systemen ist, zusammen mit Langzeitbeobachtungen an diesen Komponenten, für die
Praxis von anhaltender Bedeutung. Langjährige Messreihen und die vermehrte Analyse von
76
Fehlverhalten der einzelnen Komponenten sollen in Hinsicht auf kritische Parameter und die
Erhöhung der Lebensdauer genutzt werden. Aufgrund dieser systembezogenen Arbeiten soll
die spezifische Energieproduktion von Photovoltaik-Anlagen (kWh/kWp) weiter erhöht
werden. Für Inselanlagen wächst die Bedeutung der Kombination mit anderen
Energietechnologien in Hybridanlagen.
Ergänzende Projekte und Studien
In diesem Bereich werden u.a. Fragen im Zusammenhang mit Umweltaspekten der
Photovoltaik behandelt. Im Weiteren werden hier Projekte verfolgt, welche für allgemeine
Konzepte, die Planung und den Anlagenbetrieb moderne Hilfsmittel bereitstellen. Neuste
Technologien des Internets, Computermodelle und Bildverarbeitung bis hin zur
Satellitenkommunikation gelangen dabei zum Einsatz. Für Anwendungen in
Entwicklungsländern sind dagegen nicht-technische Aspekte von grösster Bedeutung.
Institutionelle internationale Zusammenarbeit
Die internationale Zusammenarbeit bildet ein zentrales Standbein in allen Bereichen. Der
Anschluss an die internationale Entwicklung sowie ein intensivierter Informationsaustausch
ist ein wichtiges Ziel, welches im Rahmen der internationalen Programme der EU sowie der
IEA mit Kontinuität verfolgt wird. Die erfolgreiche internationale Zusammenarbeit wird
laufend ausgebaut. Von besonderem Interesse ist in diesem Zusammenhang die neu
gegründete Europäische Photovoltaik Technologie Plattform.
3. Forschung und Entwicklung
F&E Aktivitäten
Die F&E Aktivitäten des Schweizer Photovoltaik Programms sind gemäss den im vorherigen
Abschnitt beschriebenen Bereichen gegliedert. Die detaillierten Resultate dieser Arbeiten
werden in den regelmässigen Jahresberichten ausführlich beschrieben [2,3] und sollen hier
im Einzelnen nicht wiederholt werden. Sämtliche Berichte und viele weitere Informationen
können zudem von der Schweizer Photovoltaik homepage http://www.photovoltaic.ch
bezogen werden.
Ein gewichtiger Teil der Schweizer Photovoltaik F&E befasst sich unter dem übergeordneten
Ziel der Kostensenkung mit der Entwicklung künftiger Solarzellen und deren Umsetzung in
industrielle Produkte und Verfahren. Die Bedeutung dieses Bereichs ist in der aktuellen
Programmphase gestiegen, stellen die Solarmodule doch mittlerweile ca. 2/3 des Preises
einer typischen PV Anlage dar. Traditionell setzt die Schweizer PV Forschung hier auf
Dünnschicht Solarzellen. Die Arbeiten auf den einzelnen Fachgebieten werden in den
folgenden Referaten an dieser Tagung umschrieben:
-
Farbstoffsolarzellen: Prof. M. Grätzel, ISIC, EPFL
-
Silizium Dünnschicht Solarzellen: Prof. Ch. Ballif, IMT, Universität Neuchâtel
-
CIGS Dünnschicht Solarzellen: Prof. A. Tiwari, TFP, ETHZ
Nebst dem Forschungsschwerpunkt Dünnschicht Solarzellen befassen sich die weiteren
Vorhaben in erster Linie mit der gebäudeintegrierten Photovoltaik sowie mit
systemtechnischen Aspekten.
Angesichts der rasanten Marktentwicklung der Photovoltaik gilt es aber auch in der
Forschung und Entwicklung, die Akzente richtig zu setzen. So stellen das Potenzial, die
77
industrielle Umsetzbarkeit und ein möglichst frühzeitiger Einbezug der Privatwirtschaft
wichtige Kriterien dar. Die systemorientierte Vorgehensweise ist schon seit langem eine
besondere Charakteristik der Schweizer Photovoltaik Forschung und gewinnt weiter an
Bedeutung.
Förderinstrumente
Die Gesamtheit der möglichen Förderinstrumente entlang der Wertschöpfungskette wurden
anlässlich der letzten Photovoltaik Tagung ausführlich beschrieben [4]. Sie dürften im
Wesentlichen mittlerweile bekannt sein. Das Schweizer Photovoltaik Programm baut
konsequent auf der Nutzung sämtlicher möglicher Förderinstrumente auf und verfolgt dazu
eine ausgeprägte Koordinationstätigkeit. Dementsprechend kann hier eine gute Erfolgsrate
ausgewiesen werden. So hat die Anzahl der KTI-Projekte in den letzten Jahren laufend
zugenommen und die Beteiligung an den internationalen Projekten im 6.
Rahmenforschungsprogramm der EU sind weiterhin hoch. Es zeichnet sich in diesem
Zusammenhang ab, dass die Schweiz an den meisten laufenden Integrierten Projekten der
Europäischen Kommission im Bereich der Photovoltaik beteiligt ist: Fullspectrum (bisher),
PV-Athlet (neu) und Performance (neu); zum Projekt CrystalClear (bisher) besteht ein
indirekter Bezug. Neu erfolgt mit dem Projekt Flexcellence nun auch erstmals die
Koordination eines EU-Projektes in der Schweiz (IMT).
Diese Beispiele zeigen, dass die Schweizer Photovoltaik Forschung international weiterhin
an vorderster Front dabei ist. Die zunehmende Anzahl KTI-Projekte weist zudem auf die
wachsende industrielle Dimension der Photovoltaik hin.
Für die Beteiligung an ausgewählten Projekten im Rahmen des IEA PVPS Programms ist es
zudem kürzlich gelungen, einen gemeinsamen Schweizer IEA PVPS Pool zu gründen.
Dieser Pool wird derzeit getragen durch das Elektrizitätswerk der Stadt Zürich (ewz), den
Kanton Basel Stadt und die Gesellschaft Mont-Soleil. Weitere Partner sind derzeit noch in
Abklärung und neue Partner sind weiter erwünscht. Mit diesem Ansatz soll auch der stärkere
Einbezug verschiedener Zielgruppen in die Arbeiten im Rahmen von IEA PVPS sichergestellt
werden. Im Vordergrund stehen derzeit Beteiligungen an den Projekten Task 2
(Performance, Reliability and Analysis of Photovoltaic Systems) und Task 10 (Urban Scale
PV Applications).
4. Umsetzung
Die Schweiz kann auf eine lange Tradition in der Anwendung der Photovoltaik zurückblicken.
Die im Verlauf der Zeit gesammelten, im allgemeinen gut dokumentierten Erfahrungen
stellen eine wichtige Grundlage dar, um auch in Zukunft qualitativ hoch stehende,
ertragsoptimierte Anwendungen der Photovoltaik umzusetzen.
Für die Umsetzung neuer Entwicklungen ist die Situation wie eingangs erwähnt jedoch
schwieriger geworden. Während mit der Beteiligung an KTI-Projekten die industrielle
Entwicklung zum Teil vorangetrieben werden kann, konnten seit 2004 keine neuen Pilot- und
Demonstrationsprojekte in Angriff genommen werden. Dadurch wird die Umsetzung am
Markt und die praktische Erprobung neuer Lösungen deutlich erschwert, was der
eigentlichen Zielsetzung der ganzen Entwicklung eindeutig entgegen läuft. Zudem
vergrössert sich das „valley of death“, welches Erfolg versprechende Entwicklungen häufig
zu durchlaufen haben.
Obwohl in diversen Kreisen über Lösungen dieses akuten Problems gerungen wird, konnte
dafür bisher noch keine zufrieden stellende Lösung gefunden bzw. operativ werden.
78
5. Industrielle Aktivitäten und Export
Trotz diesen erschwerten Bedingungen finden auch in der Schweiz wachsende industrielle
Photovoltaik Aktivitäten statt. Getrieben werden diese Aktivitäten weitgehend durch den
boomenden internationalen Photovoltaik Markt. Durch die Tatsache, dass ein bedeutender
Teil dieser Aktivitäten in der Zulieferindustrie stattfindet, aber auch aufgrund eines
begrenzten Heimmarktes, kommt dem Export eine stark wachsende Bedeutung zu.
Im Bereich der Dünnschicht Solarzellen stehen zur Zeit die Vorhaben von Unaxis und VHF
Technologies im Vordergrund – beide gehen auf die Forschungsresultate des IMT
(Universität Neuchâtel) zurück. In der Photovoltaik Gebäudeintegration sind die Produkte
SOLRIF® (Schweizer), Alustand® (Urs Bühler Energy Systems), MegaSlate® (3-S Swiss Solar
Systems), Solar Dach (Sarnafil – SIT) und Sunslate® (SES) zu nennen. Gute Positionen im
internationalen Markt konnten mit den Wechselrichterprodukten von Sputnik, Studer und
ASP erreicht werden. Im Bereich der Zulieferindustrie sind die Drahtsägen von HCT Shaping
und Meyer+Burger zu erwähnen, sowiedie Laminatoren von 3-S Swiss Solar Systems, die
Modulmesssysteme von Belval und die Steckersysteme von Multi-Contact. Einzelne dieser
Produkte werden an dieser Tagung eingehender vorgestellt.
Die zunehmenden industriellen Aktivitäten auch in der Schweiz belegen die Dynamik des
Photovoltaikmarktes, das Potenzial und die Chancen, welche sich hier für die wirtschaftliche
Entwicklung ergeben. Gestützt auf Umfragen, wird das Exportvolumen der Schweizer
Photovoltaik für 2005 auf eine Grössenordnung von 80 Mio. Fr. geschätzt. Zusammen mit
dem Heimmarkt kann der Gesamtumsatz auf ca. 100 Mio. Fr. geschätzt werden. Diese
Zahlen belegen das interessante wirtschaftliche Potenzial, welches die Photovoltaik bereits
kurzfristig zu erschliessen vermag.
6. Photovoltaik Markt Schweiz
Der Schweizer Photovoltaikmarkt wird derzeit im Wesentlichen getragen von Solar- bzw.
Ökostrombörsen der Elektrizitätsversorger. Typischerweise beträgt das dadurch jährlich
ausgelöste Marktvolumen ca. 2 MWp. Die Marktentwicklung ist in Figur 1 wiedergegeben.
24.00
22.00
Installierte Leistung [MWp]
20.00
18.00
Total [MWp]
netz-gekoppelt [MWp]
16.00
14.00
12.00
10.00
8.00
6.00
4.00
2.00
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
0.00
Figur 1: Schweizer Photovoltaikmarkt
79
Es besteht noch Potenzial für die weitere Ausbreitung dieses Marktsegmentes, welches
besonders von innovativen Elektrizitätsversorgern vorangetrieben wird. Gleichzeitig wird dies
nicht ausreichend sein, um den Anschluss an die internationale Marktentwicklung zu
gewährleisten. Die gegenwärtig im Parlament diskutierten Vorlagen zum Energiegesetz
würden hier den notwendigen Impuls geben und die wirtschaftliche Entwicklung
beschleunigen.
7. Internationale Initiativen
Aufgrund des Berichtes A Vision for Photovoltaic Technology [5] des Photovoltaic
Technology Research Advisory Council (PV TRAC) der Europäischen Kommission wurde
dieses Jahr die Europäische Photovoltaik Technologie Plattform gegründet. Technologie
Plattformen sind ein neues Instrument, welches für ausgewählte Technologien eine breitere
Trägerschaft und eine gemeinsame Strategie der beteiligten Akteure ermöglichen soll, indem
typischerweise Forschungskreise, Industrie, der Finanzsektor und staatliche Stellen in einer
gemeinsam getragenen Plattform eingebunden sind und die notwendigen F&E
Anstrengungen sowie die Massnahmen zur Umsetzung koordiniert angehen. Von
besonderer Bedeutung ist dabei einerseits die starke Einbindung der Industrie, welche im
Rahmen der Technologie-Plattformen eine tragende Rolle spielt. Andererseits wird im
Rahmen einer Technologie-Plattform ein strategischer Forschungsplan definiert und
umgesetzt. Dieser ist für die Photovoltaik insbesondere auf die Ausgestaltung des 7.
Rahmenforschungsprogramms der EU von Wichtigkeit. Durch die Gründung dieser
Photovoltaik Technologie Plattform wird die langfristige strategische Bedeutung der
Photovoltaik hervorgehoben. Die Schweiz ist sowohl im Steuerungsausschuss wie in
einzelnen Arbeitsgruppen vertreten (vgl. Figur 2).
National
Programme
Mirror
Group
PV
Secretariat
Steering Committee
Policy &
Instruments
Group
Market
Deployment
Group
Science,
Technology
&
Applications
Group
Developing
Countries
Group
Figur 2: Organigramm der Europäischen Photovoltaik Technologie Plattform
80
Die internationale Zusammenarbeit zwischen verschiedenen Europäischen Photovoltaik
Programmen wird zudem durch das neue EU-Projekt PV-ERA-NET [6] vorangetrieben. PVERA-NET gliedert sich in die Aktivitäten des Europäischen Forschungsraumes (European
Research Area) ein und soll die direkte Zusammenarbeit zwischen nationalen Programmen
fördern. Damit soll es inskünftig einfacher werden, gemeinsame bi- oder multilaterale
Forschungsprojekte zwischen verschiedenen nationalen Programmen durchzuführen. Zur
Zeit werden Bereiche und Themen gesucht, welche sich für diese Form der Zusammenarbeit
eignen, ohne die nationalen bzw. wirtschaftlichen Interessen zu beeinträchtigen.
8. Ausblick
Die bisherigen Anstrengungen im Schweizer Photovoltaik Programm schaffen grundsätzlich
eine ausgezeichnete wissenschaftlich-technische Ausgangslage, um im rasch wachsenden
Photovoltaik Markt mit Schweizer Innovationen und Produkten präsent zu sein. Die lange
praktische Erfahrung mit dem Bau und Betrieb von zahlreichen Photovoltaik Anlagen führten
zu wichtigen Erkenntnissen, welche die Zuverlässigkeit der Anlagen und eine hohe
spezifische Energieproduktion zur Folge haben. Damit sind die technologischen
Voraussetzungen gegeben, dass die Schweizer Photovoltaik mit ihrem wissenschaftlichtechnischen Know-how und ihren Produkten auch im internationalen Wettbewerb
konkurrenzfähig und erfolgreich sein kann.
Das Programm Photovoltaik wird auch in Zukunft bestrebt sein, durch die breite Abstützung
eine kritische Grösse zu bewahren. Dazu soll von allen möglichen Fördermechanismen
Gebrauch gemacht werden und diese gleichzeitig optimal koordiniert und zielführend
eingesetzt werden. KTI-Projekte für die industrielle Umsetzung und internationale Projekte in
den Rahmenforschungsprogrammen der EU stellen dazu wichtige Instrumente dar.
Bestens international auf allen Ebenen vernetzt und mit einem weltweit anerkannten Knowhow sowie führenden industriellen Produkten hat die Schweizer Photovoltaik das Potenzial,
im rasch wachsenden Markt eine beutende Rolle zu spielen. Entscheidend ob dieses
Potenzial letztlich realisiert werden kann, sind die kurzfristigen Rahmenbedingungen für die
Umsetzung und den Markt, welche dazu deutlich verbessert werden müssen.
9. Referenzen
[1] Energieforschungskonzept 2004 – 2007, BFE, Januar 2004
[2] Programm Photovoltaik, Jahresberichte 2004, Band 1: Forschung, BFE, Mai 2005
[3] Programm Photovoltaik, Jahresberichte 2004, Band 2: Pilot & Demonstration, BFE,
Mai 2005
[4] S. Nowak, 5. Nationale Photovoltaik Tagung, BFE, 2004
[5] http://europa.eu.int/comm/research/energy/pdf/vision-report-final.pdf
[6] http://www.pv-era.net
81
Les nouvelles cellules nanocristallines à colorant Etat actuel de la technologie
Prof. Michael Grätzel
Professeur, Ecole Polytechnique Fédérale de Lausanne EPFL
CH-1015 Lausanne
michael.graetzel@epfl.ch
http://www.epfl.ch
Les cellules solaires traditionnelles convertissent la lumière en électricité en exploitant l'effet
photovoltaïque qui apparaît à la jonction de semi-conducteurs. Ce sont donc des dispositifs
proches des transistors ou des circuits intégrés. Le semi-conducteur remplit simultanément les
fonctions d'absorption de la lumière et de séparation des charges électriques résultantes. Pour
que ces deux processus soient efficaces, les cellules doivent être constituées de matériaux de
haute pureté. Leur fabrication est par conséquent onéreuse, ce qui limite leur emploi pour la
production d'électricité à grande échelle. Les cellules que nous avons découvertes dans le
cadre de nos recherches fonctionnent selon un autre principe, qui différencie les fonctions
d'absorption de la lumière et de séparation des charges électriques [1-3]. Elles offrent, par leur
simplicité de fabrication, I'espoir d'une réduction significative du prix de l’électricité solaire.
La pompe à électrons actionnée par la lumière
Dans notre cas comme dans la photosynthèse naturelle, l'absorption d'énergie solaire met
en route une pompe à électrons mue par l'énergie lumineuse absorbée, dont le principe est
illustré dans la figure 1.
Conducting
glass
TiO2
Dye
Cathode
Electrolyte
Injection S*
-0.5
Maximum
Voltage
0
E vs
NHE
0.5
(V )
hQ
Red Mediator Ox
Diffusion
1.0
S S
/+
e
-
e
-
Figure 1. Schéma énergétique de la cellule solaire nanocrystalline à colorant
82
Le sensibilisateur (S) est greffé à la surface d’un oxyde semi-conducteur sous la forme d'une
couche monomoléculaire. L’oxyde est composé par des particules dont la taille n’est que
quelques dizaines de nanomètres (Figure 2) créant ainsi une structure mésoscopique qui
permet de capter la lumière efficacement. Le absorption des rayons solaires incidents
promeuvent le colorant en un état électroniquement excité S*, d'où il est à même d'injecter
un électron dans la bande de conduction du dioxyde de titane. Les électrons ainsi injectés
traversent la couche sont ensuite recueillis par un collecteur de courant qui permet de les
diriger vers un circuit externe ou leur passage produit de l'énergie électrique Le retour de
l'électron dans la bande de conduction sur le colorant oxydé S+ (recombinaison) est
beaucoup plus lent que la réduction de S+ par le médiateur (Red) en solution (interception).
De ce fait la séparation de charge est efficace. Le médiateur oxydé (Ox) est réduit à la
contre-électrode. La tension maximale débitée correspond à la différence entre le potentiel
d'oxydoréduction du médiateur et le niveau de Fermi du semi-conducteur. La charge positive
est transférée du colorant (S+) à un médiateur (iodure) présent dans la solution qui baigne la
cellule (interception). Ce médiateur, alors oxydé en triiodure, diffuse à travers la solution.
Ainsi, le cycle des réactions redox est bouclé, transformant l'énergie solaire absorbée en un
courant électrique, sans changement de la composition de quelque partie du système que ce
soit.
Figure 2. Image d’une couche mésoscopique du dioxyde de titane déposée sur un verre
conducteur. Chaque grain constitue un nano-cristal.
83
Le rendement et la stabilité des nouvelles cellules solaires.
A ce stade nous obtenons un rendement global en plein soleil entre 10 et 11 %, rendement
confirmé par des mesures au laboratoire de contrôle et de calibrage des cellules solaire
(NREL) aux USA. A la lumière diffuse l’efficacité augmente à 15 % environ. La figure 3
donne la performance photovoltaïque d’une telle cellule de laboratoires. À part de la courbe
du photocourant en fonction de la tension I = f(V) , elle montre également l’effet de la
longueur d’onde sur le rendement de conversion de la lumière en électricité, ainsi que la
structure du colorant N-719.
80
Film mˇsoscopique de TiO2
sensibilisˇ par le colorant N-719
60
40
20
0
700
800
20
]
500
600
Wavelength [nm]
ABTO
2
400
O
15
O
HO
N
N
N
C
S
10
2
FF = 0.745
Efficiency = 11.18
Ru
N
N
N
HO
I sc = 17.73 mA/cm
Voc = 846 mV
5
C
S
0
O
ABTO
O
0
200
400
600
Potential [mV]
800
Figure 3. Performance photovoltaïque de la nouvelle pile solaire nanocristalline. Le
rendement de conversion de photons incidents en courant électrique atteint plus que 80 %
dans le visible et le rendement global de conversion en plein soleil (AM 1.5, 1000 W/m2) est
de 11.18 %.
Une cellule solaire doit être capable de produire de l'électricité pendant vingt ans au moins
sans baisse de rendement significative. Une étude effectuée ensemble par plusieurs
laboratoires dans le cadre d’un projet européen a confirmé la grande stabilité des cellules à
colorant. Notre système a été soumis à une illumination à haute intensité (2500 W/m2)
pendant 8000 présentant environ 120'000 heures ou 15 ans d’exposition sous conditions
naturelles, Aucune diminution notable des performances n'a été observée [4], ce qui
témoigne de l'exceptionnelle stabilité du colorant et du système dans son ensemble.
84
K (%)
12
8
4
200
400
600
800
1000
200
400
600
800
1000
0
200
400
600
800
1000
0
200
400
600
Time (h)
800
1000
VOC (V)
ff
0
1.0
0.8
0.6
0.4
0
1.0
0.8
0.6
20
16
12
Figure 4. Effet du vieillissement à 80-85 °C pendant une période de 1000 h sur les
paramètres photovoltaïque de cellules à colorant : la tension à circuit ouvert (Voc) le facteur
d’idéalité (ff) la le courant à court circuit (Isc) et le rendement h [5].
K /%
12
8
4
200
400
600
800
1000
200
400
600
800
1000
0
200
400
600
800
1000
0
200
400
600
Time/h
800
1000
VOC (V)
ff
0
1.0
0.8
0.6
0.4
1.0 0
0.8
0.6
20
16
12
Figure 5. Effet du vieillissement en pleine illumination (1000 W/m2) à 60-65 °C pendant une
période de 1000 h sur les paramètres photovoltaïque des cellules à colorant : tension à
circuit ouvert (Voc) le facteur d’idéalité (ff) la le courant à court circuit (Isc) et le rendement h.
Cependant il a fallu plusieurs années de recherche pour trouver un électrolyte qui résiste à la
dégradation à haute température en donnant à même temps un bon rendement et en ne
montrant aucune baisse de performance sous illumination prolongée. Les figures 4 et 5
montrent des résultats récents obtenus avec ce système très robuste [5].
85
La commercialisation de la pile solaire nanocrystalline progresse.
L’invention de la cellule nanocrystalline présente un saut technologique considérable par
rapport aux technologies existantes, ce qui permet d'envisager de nouveaux domaines
d'applications. Par exemple, il est possible par le choix de l’épaisseur de la couche
nanocrystalline et la taille des particules de TiO2 de réaliser des verres photovoltaïques
transparents. On peut même envisager la fabrication des verres photovoltaïque ayant
l’apparence d’un vitre normal où le sensibilisateur n’absorbe que dans le domaine ultraviolet
ou infrarouge du spectre le rendant invisible à l’œil. Il est impossible de réaliser de tels
vitrages photovoltaïque avec des piles existantes basées sur le silicium.
Figure 6. Des grandes modules de cellules photovoltaïque à colorant produits par la société
Aisin-Seiki – Toyota sont soumis à des testes à l’extérieur pour évaluer leur performance et
durabilité dans les conditions climatiques réelles régnant au Japon.
Parmi les avantages de la nouvelle cellule citons encore son caractère bifacial qui permet de
capter la lumière venant de tous les angles d’incidence. Ceci permet d’atteindre de très haut
rendements de conversion à la lumière diffuse (ciel nuageux, albédo provenant de l’eau, du
sable ou de la neige) ouvrant le chemin à des applications importantes comme élément de
façade des bâtiments. Des testes performés par la société Aisin Seiki au Japon uitlisant des
grands module de cellules photovoltaïques à colorant on confirmé ces avantages par rapprot
au silicium, Figure 6. Un autre marché potentiel pour la nouvelle cellule concerne
l’approvisionnement des appareils électroniques en énergie. Elle peut se servir efficacement
de la lumière ambiante pour alimenter par example la climatisation des bâtiments
Mentionnons finalement l’indépendance de son rendement de la température qui lui donne
un avantage indéniable par rapport au silicium, Ce dernier perd 0.5% de rendement par
degré Celsius. Or la température des cellules solaires monte inévitablement à 50 à 60 en
plein soleil ce qui réduit le rendement des piles à silicium de 20 à 30 % alors que l’efficacité
de nos cellules ne change guère dans ce domaine de température.
86
Ces résultats très prometteurs ont suscité un grand intérêt au niveau industriel La société
RWE en Allemagne se charge du développement de modules de 100 Wp et plus.
L’entreprise australienne Sustainable Technologies of Australia (www.sta.com.au ) a
construit la première usine de fabrication de tuiles photovoltaïques ayant une capacité de
production de 500kW/an et un premier bâtiment fut équipé par ces vitres électrogène. Le
géant industriel japonais Toyota présente présente son future « maison de rêve » équipée
avec des parois constituées par les cellules photovoltaïques nanocrystallines à colorant
fabriquées par sa filière Aisin Seiki.
http://www.toyota.co.jp/jp/news/04/Dec/nt04_1204.html
The Toyota Dream House
DSC
made by
AISIN -SEIKI
Figure 7. Photo de la « maison de rêve » (Dream house) construite par Toyota au Japon.
Les panneaux photovoltaïques sont des cellules nanocrystallines à colorant (DSC) produites
par la filière Aisin-Seiki de Toyota.
En raison de la grande variété de ses applications potentielles, de sa compatibilité avec
l'environnement, de sa simplicité de fabrication et de son faible coût, la cellule solaire
nanocristalline à colorant devrait permettre d'accroître substantiellement l'exploitation des
énergies renouvelables et contribuer ainsi à l'avènement d'un développement durable pour
l'humanité.
Liste de références
[1] B. O’Regan and M. Grätzel Nature 336, 737-739 (1991).
[2] M.Grätzel Nature 414, 338344 (2001),
[3] M. Grätzel, Millenium Special Issue, Progr. in Photovolt. Res. Appl. 8, 171-185 (2000).
[4] A.Hinsch, J.M.Kroon, J. M. R.Kern, I. Uhlendorf, J.Holzbock, A. Meyer, A and J. Ferber
Progr. Photovolt. Res. Appl. 9, 425-438 (2001).
[5] P. Wang. C. Klein, R. Humphry-Baker, S.M. Zakeeruddin, M. Grätzel, Appl. Phys. Lett.
86, 123508 (2005)
87
Activités en recherche photovoltaïque à l'IMT Etat de l'art et perspectives
Prof. Christoph Ballif
Laboratoire de photovoltaïque et couches minces électroniques
Institut de Microtechnique IMT
Rue A.-L.-Breguet 2, CH-2000 Neuchâtel
ballif@unine.ch
http://www-micromorph.unine.ch
Le marché des modules photovoltaïques est en forte croissance. Les plaquettes de silicium
(mono-cristallin, multicristallin et bandes) seront à la base de plus de 90% des modules
commercialisés en 2005. Le manque de silicium qui se fait ressentir actuellement et qui va
subsister durant les prochaines années force les compagnies à commercialiser des cellules
à rendement toujours plus élevé, sur des plaquettes toujours plus fines. La nécessité de
produire d’énormes quantités (>100 MW) pour faire diminuer le prix de fabrication, combinée
à cette pénurie d’or gris, crée une fenêtre d’opportunités unique pour que les cellules
solaires en couche mince puissent prendre une part plus importante du marché. Parmi les
technologies de couches minces (comprenant les cellules à bases de CIGS, CdTe, silicium
amorphe /microcristallin, alliages Si-Ge, polymères), celles basées sur le silicium suscite un
grand intérêt pour plusieurs raisons : des produits existent et ont déjà pu prouver leur
fiabilité, les matériaux de base tels le silane et les gaz dopants sont accessibles en quantité
et qualité suffisantes, la physique des dispositifs est relativement bien comprise, et les
procédés de fabrication (principalement le PECVD, « plasma enhanced chemical vapour
deposition ») sont largement utilisés dans l’industrie microélectronique et dans le secteur des
écrans plats. Ce dernier secteur a d’ailleurs démontré durant la dernière décennie une
capacité impressionnante à baisser ses coûts de production par unité de surface, une
tendance qui pourrait se retrouver un jour pour les modules à base de silicium en couche
mince.
Il est donc compréhensible qu’un nombre important de compagnies entreprennent non
seulement la fabrication de modules à base de couches minces de silicium, mais proposent
aussi des équipements de production (tels Unaxis, Applied Films ou EPV). La Table 1 illustre
la situation actuelle, au niveau des entreprises qui travaillent avec les couches minces à
base de Si. Kaneka (JP), Mitsubitshi HI (JP) et Uni-Solar (USA) sont actuellement les
principaux acteurs de ce marché, alors que Fuji et Sharp ont annoncé en 2005 leur décision
de passer en production de masse, pour leurs produits flexibles et sur verre, respectivement.
Il faut noter que Kaneka commercialise depuis 2001 au Japon des modules de types
« micromorphes » et que Sharp commence cet automne aussi la commercialisation de tels
produits. Par ailleurs plusieurs entreprises européennes qui fabriquent des cellules au Si
cristallin ont annoncé leur intention d’ouvrir un « secteur couche mince », directement (e.g.
Sunways), ou au travers de partenariats (e.g. Q-Cells/CSG).
88
Table 1. Résumé des principales firmes actives dans la fabrication de modules et/ou
équipementiers en technologie « silicium couches minces ».
Activités de l’IMT
Dans ce contexte, les travaux de l’IMT (e.g. sur les procédés VHF, sur le Si microcristallin,
ou les cellules micromorphes), trouvent toujours un grand écho. A l’heure où le fondateur du
laboratoire, le Prof. Arvind Shah, quitte officiellement ses fonctions, L’IMT est bien déterminé
à continuer activement sa recherche dans ce secteur : le défi est double puisqu’il s’agit de
continuer à jouer un rôle de pionnier au niveau de la recherche, tout en soutenant
efficacement les partenaires industriels.
Ainsi, l’IMT va continuer à coopérer étroitement avec Unaxis, au travers de sa division
solaire, qui s’est donné pour mission la mise sur le marché d’équipement de production pour
des modules en couches mince de silicium sur verre. En se basant sur ses équipements de
production pour les écrans plats (dépôt de silicium amorphe pour les transistors pilotant les
cristaux liquides), Unaxis espère pouvoir offrir à court terme des lignes de fabrication qui
produisent des panneaux à des prix défiant toute concurrence. Unaxis s’est d’ailleurs donné
les moyens pour atteindre rapidement son but, en ouvrant en 2004 un laboratoire de
recherche industrielle à Neuchâtel. Unaxis a présenté dernièrement [Mei05C] ses premiers
modules de 1.1×1.25 m2 en technologie amorphe parfaitement fonctionnels et passant les
tests rigoureux de cycles thermiques et de chaleur humide (damp-heat test) du TüV
(Allemagne).
L’IMT continue également sa collaboration avec l’entreprise VHF-Technologies. VHFTechnologies est actuellement le seul producteur européen de modules flexibles en couche
mince de silicium (cellules déposées sur substrats plastiques à bas coût). L’entreprise
commercialise des modules pour des applications de types « consumer electronics »,
comme des chargeurs enroulables pour ordinateur ou téléphones portables. La compagnie a
démontré par ailleurs de nombreuses possibilités d’intégration de ses modules souples dans
des éléments architecturaux et les plans de VHF-Technologies sont plus ambitieux : un
passage à une véritable production de masse est envisagé pour les années qui viennent.
Parallèlement l’IMT développe à nouveau des activités dans le silicium cristallin, notamment
dans les procédés de type hétérojonction (HIT = silicium amorphe sur sicilicium cristallin).
89
Ces procédés s’appliquent remarquablement bien à des wafers fins. Dans ce cadre, l’IMT est
également partenaire d’un projet sur le sciage des plaquettes de silicium, avec entre autres
partenaires l’EMPA de Thun et la compagnie HCT Shaping.
Le PV-Lab collabore par ailleurs directement avec plusieurs entreprises et instituts
européens dans des projets liés à d’autres types de cellules solaires. l’IMT a ainsi été
mandaté par le plus grand fabricant européen de cellules solaires au silicium cristallin, QCells, pour son savoir-faire dans les systèmes de mesure. Dans le cadre de son activité
d’expert pour le projet Solar-Impulse (le tour du monde en avion solaire dans le cadre du
nouveau défi lancé par Bertrand Piccard) l’IMT est en contact régulier avec les principales
industries européennes, américaines et asiatiques. L’IMT se profile donc comme un
partenaire de référence pour son expérience dans diverses technologiques photovoltaïques.
Les paragraphes qui suivent reprennent quelques résultats significatifs des travaux récents
ou en cours à l’IMT. Une description plus complète d’une partie de ces travaux se trouve
dans des publications spécialisées accessible en ligne sur le site www.unine.ch/pv.
Préparation de cellules sur substrats plastiques
L’accent a été porté récemment sur la fabrication de cellules solaires déposées dans la
configuration n-i-p, avec comme objectif une réduction maximale des coûts des cellules
solaries [Bail05]. Pour ceci, les cellules ont été préparées par des procédés compatibles
avec des systèmes de déposition roll-to-roll sur des substrats bon marché en PET (PolyEthylène-Téréphtalate). Afin d’améliorer le piégeage de lumière dans les couches actives du
dispositif [Ter05], des substrats PET avec des textures à l’échelle nanométrique ont été
fabriqués par l’entreprise OVD Kinegram. La figure 1 montre l’augmentation de courant
donné par différentes textures, comparées à un substrat plat. Le substrat B permet d’obtenir
un courant de court-circuit supérieur de 15% à celui mesuré sur substrat plat. En choisissant
les bonnes textures de substrat, et malgré les contraintes liées là compatibilité avec des
procédés industriels, des rendements stabilisé de 7.0% sont obtenus aussi bien pour des
cellules solaires amorphes que pour des jonctions simples microcristallines. Basé sur ces
résultats, un premier set de cellules micromorphes a été réalisé. Après 1000 heures
d’illumination, un rendement de 8.3% stabilisé est obtenu. Ces résultats préliminaires
laissent entrevoir la possibilité de réalisé rapidement des dispositifs fabriqué sur du PET
avec des rendements supérieurs à 9%.
Une partie des prochains travaux de l’IMT seront effectués dans le cadre du projet européen
Flexcellence dont l’IMT vient de se voir accorder la coordination. Bruxelles y injecte
directement 5 millions de CHF. Dans ce projet, qui comprend 8 instituts et entreprises (dont
VHF-Technologies) représentant 6 pays européens, les technologies du futur pour la
fabrication de modules en couches minces de silicium par des procédés « roll-to-roll » vont
être mises au point.
90
a)
b)
Figure 1: a) Comparaison de la réponse quantique externe (EQE) de cellules solaires
amorphes déposées sur des substrats en PET plats ou avec les nano-textures A et B.
L’accroissement de la densité de courant de court-circuit dans la région de 550 à 800 nm
atteint jusqu’à 33% comparé au cas du substrat plat. Le gain total en courant est de l’ordre
de 15%. b) Image par microscopie à force atomique typique d’un substrat avec réseau
périodique (période de 200 nm à plusieurs microns). Graphes et images par J. Bailat, F.
Freitas et V. Terrazoni-Daudrix [Bail05, Ter05].
Préparation de cellules sur substrats en verre
H. Meier et al. de L’IMT ont démontré récemment une efficacité record pour des cellule
amorphe en jonction simple, avec un rendement stabilisé de 9.5% [Mei03]. Ce haut
rendement est rendu possible par l’utilisation d’un oxyde transparent conducteur rugueux
(ZnO déposé par low-pressure chemical vapor deposition LPCVD) qui piège la lumière à
l’intérieur d’une jonction fine (250-300 nm) au silicium amorphe. Des cellules micromorphes
(empilement de jonctions amorphes et microcristallines) avec des rendements stables de
10.7% ont également été réalisées par l’IMT [Mei03]. Des cellules microcristallines (jonction
simple) avec un rendement de 9.2% sur verre ont pu être obtenues.
Le travail du laboratoire s’est concentré, lors de ces deux dernières années, sur plusieurs
aspects importants:
x
sur l’amélioration des oxydes transparents conducteurs (TCO) utilisés dans les
cellules [Fay05A, Fay05B] et sur la compréhension des interactions entre le TCO et
la cellule qui le recouvrent [Stei05, Fei05].
x
Sur l’influence de la rugosité du TCO sur la collection des photons dans les cellules
solaires micromorphes tandem avec un « mirroir intermédiaire » qui permet d’obtenir
une meilleure adéquation du courant (current matching) entre les jonctions amorphe
et microcristalline de la cellule [Dom05]
x
Sur l’identification de tous les facteurs qui permettent une « stabilisation » des
procédés (robustesse et reproductibilité)
x
Sur la mise au point de procédés de types industriels.
91
C’est sur ce dernier point qu’un effort particulièrement important est consenti pour la
fabrication de couches et de cellules dans un réacteur de type industriel (Kai-S). La surface
de dépôt (37×47cm2) y est supérieure à celle des réacteurs utilisés habituellement pour le
développement des procédés à l’IMT (typiquement 10×10cm2) et les conditions d’excitation
du plasma sont différentes. Une partie importante du travail consiste à trouver des
paramètres qui permettent de fabriquer des cellules à taux de croissance rapide, puisqu’un
taux de dépôt élevé permet des gains important sur les coûts liés aux équipements de
production. La figure 2a montre une plaque de verre recouverte de Si microcristallin déposé
à 0.7 nm/s et les rendements des cellules obtenues sur les différentes parties de la plaque.
La figure 2b montre les spectres Raman mesurés à différents endroits du substrat sur une
couche obtenue à une vitesse de croissance de 1.6 nm/s. La couche est parfaitement
homogène dans sa cristallinité et permet la fabrication de dispositifs à bon rendement,
illustrant ainsi le potentiel des réacteurs de type Kai pour le dépôt à grand vitesse de Si
microcrystallin. Des cellules microcristallines avec des efficacités de l’ordre de 6 à 7% sont
actuellement régulièrement fabriquées avec des taux de dépôt de 0.7 nm/s. Ce travail est
poursuivi en collaboration étroite avec la compagnie Unaxis, dans ses laboratoires de
Neuchâtel à Puits-Godet et de Truebbach, où les procédés sont mis au point dans des
réacteurs à plus grande surface (jusqu’à 1.4 m2) [Mei05A, Mei05B, Mei05C]. Les buts à
moyen termes sont clairs : il s’agit de définir des fenêtres de procédés qui permettent la
réalisation de module micromorphes de grande surface avec des rendement de l’ordre de
10%.
a)
b)
Figure 2. a) Couche microcristalline homogène déposée à 0.7nm/s dans un réacteur de type
Kai-S à l’IMT. b) Spectres Raman mesurés à trois endroits différents d’une plaque de
35X45cm2, pour des couches déposées à 1.6 nm/s. La fraction cristalline est identique en
chaque point du substrat et la variation moyenne d’épaisseur est inférieure à 6%. Graphes et
images par L. Feitknecht, C. Bucher et M. Nagel.
Matériaux, croissance et propriétés fondamentales des couches et
dispositfs
En technologie couche mince, la croissance de chaque couche est également influencée par
la morphologie et la nature chimique de la couche précédente. Des études par microscopie
électronique à transmission (MET) [Val05] permettent de comprendre l’influence de la nature
chimique du substrat (Fig. 3b) sur la nucléation. La figure 3a illustre le fait que la densité de
nuclei dépend de la nature chimique mais non de la morphologie du substrat. Elle est deux à
trois fois plus importante sur le SiO2 que sur le ZnO (en mesure uni-dimensionnelle).
92
a)
b)
Figure 3 : a) densité de nuclei microcristallins mesuré par MET sur des coupes transverses
de cellules solaires. b) images MET sur des substrats rugueux recouverts de SiO2 et ZnO.
Graphique et images par E. Vallat-Sauvain [Val05].
Les effets de morphologie de substrats sont étudiés par des simulations numériques de
croissance [Bai04], qui permettent non seulement de mieux comprendre la transition
amorphe/microcristallin, mais aussi d’analyser l’apparition de microfissures causées par les
effets d’ombrage durant le dépôt PECVD. La comparaison avec des images MET montrent
que la morphologie du substrat (i.e. sa nanotexture) peut influencer fortement la croissance
des couches et que les paramètres de dépôt doivent être adaptés pour garantir la formation
de couches denses.
D’autres travaux de recherches s’intéressent aux efficacités limites atteignables avec le
concept micromorphe [Mel04, Shah05], ainsi qu’aux propriétés de stabilité sous illumination
de différents types de cellules amorphes et microcristallines [Mel05, Mel05B]. Il est montré
que sous certaines conditions les cellules micro-cristallines peuvent souffrir d’une
dégradation de type Staebler-Wronski, particulièrement si la fraction amorphe (l’amorphe
forme une sorte de matrice qui entoure les grains microcristallins) est trop élevée. Les
dispositifs fabriqués dans des conditions optimales ne montrent cependant aucun effet
significatif de dégradation.
Perspectives et conclusions
Tout en continuant ses travaux de recherche, l’IMT s’est attaché lors de cette dernière année
à moderniser une partie de ses équipements et infrastructure. Ainsi de nouveaux systèmes
de dépôt on été installés et d’anciens systèmes ont été en partie automatisés. Plusieurs
systèmes de mesures sont en cours d’adaptation afin de permettre des mesures à la fois
plus rapide et plus fonctionnelles. Un système permettant l’analyse rapide des défauts dans
la bande interdite du silicium a été développé et installé (technique FTPS, Fourrier Transform
Photocurrent Spectroscopy). Un nouveau système de thermographie infrarouge « lock-in » a
été mis en service à l’IMT. Ce système, qui permet la visualisation des courants de fuite
dans les cellules et modules avec une haute résolution thermique (< 0.1 mK), permet
d’identifier rapidement l’origine de certains court-circuits, comme ceux crées par les
particules, la poussière, ou la structuration des cellules. Ces nouveaux systèmes et
l’adaptation constante du parc de réacteurs de dépôt de l’IMT, font que l’institut est prêt à
relever les futurs défis qui attendent la recherche photovoltaïque de demain à l’IMT : ces
défis consistent, en collaboration avec les meilleurs laboratoires de recherche suisses et
européens, à pouvoir soutenir l’industrie dans l’implémentation de ses procédés à grande
échelle, à trouver de nouvelles solutions qui permettent d’abaisser les futurs coûts de
production, tout en maintenant ou en augmentant le rendement des dispositifs.
93
Remerciements
L’IMT remercie l’OFEN et l’Université de Neuchâtel pour leur soutien continu aux activités de
développement de la technologie photovoltaïque en couche mince de silicium. Les projets de
l’IMT sont également supportés par la CTI, le FNS et la commission Européenne.
Les compagnies Unaxis Solar et VHF-Technologies sont remerciées pour leur engagement
dans des collaborations fructueuses et pour de nombreuses discussions stimulantes.
Le personnel du PV-Lab est vivement remercié pour son énorme travail scientifique et
technique, qui permet l’avancement des travaux du laboratoire, ainsi que pour la mise à
disposition des graphiques et images. Un merci particulier va au Professeur Arvind Shah,
avec lequel le coauteur a pu vivre une année de transition passionnante et riche de conseils
avisés.
Bibliographie
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94
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Prepared in UNAXIS KAI PECVD Single-Chamber Reactors", J. Meier, U. Kroll, J.
Spitznagel, S. Benagli, A. Huegli, T. Roschek, C. Ellert, M. Poppeller, G.
Androutsopoulos, D. Borello, W. Stein, O. Kluth, M. Nagel, C. Bucher, L.
Feitknecht, G. Buechel, J. Springer, A. Buechel, to be published in the Proc. of the
20th EU PVSEC, Barcelona, Spain, 2005
[Mei05C] “Up-scaling of Thin Film Silicon Solar Cells by Industrial Large-Area PECVD KAI
Systems”, J. Meier, U. Kroll, T. Roschek, J. Spitznagel, S. Benagli, Ch. Ellert, G.
Androutsopoulos, A. Hügli, W. Stein, J. Springer, O. Kluth, D. Borello, M.
Poppeller, G. Büchel, A. Büchel, to be published in the Tech. digest, 15th Int.
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"Light-Induced Degradation of Thin-Film Amorphous and Microcrytsalline Silicon
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Meillaud, E. Vallat-Sauvain, X. Niquille, M. Dubey, A. Shah, C. Ballif, to be
published in the Proc. of the 20th EU PVSEC, Barcelona, Spain, 2005
[Sha05]
"Microcrystalline and "Micromorph" Solar Cells and Modules: Status and
Potential", A. V. Shah, J. Bailat, E. Vallat-Sauvain, M. Vanecek, J. Meier, S. Fay, L.
Feitknecht, I. Pola, V. Terrazzoni, C. Ballif, Proc. of the 31th IEEE Photovoltaic
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[Stei05]
"Effect of Rough ZnO Layers in Improving Performances of Microcrystalline Silicon
Solar Cell", J. Steinhauser, L. Feitknecht, S. Faÿ, R. Schlüchter, A. Shah, C. Ballif,
J. Springer, L. Mullerova-Hodakova, A. Purkrt, A. Poruba, M. Vanecek, to be
published in the Proc. of the 20th EU PVSEC, Barcelona, Spain, 2005.
[Ter05]
“Charactérisation of rough reflecting substrates incorporated into thin-film silicon
solar cells”, V. Terrazzoni Daudrix, J. Guillet, F. Freitas, A. Shah, C. Ballif, P.
Winkler, M. Ferreloc, S. Benagli, X. Niquille, D. Fischer, R. Morf to be published in
Progress in Photovoltaics.
[Val05]
"Influence of the substrate's surface morphology and chemical nature on the
nucleation and growth of microcrystalline silicon", E. Vallat-Sauvain, , J. Bailat, J.
Meier, X. Niquille, U. Kroll, A. Shah, Thin Solid Films, 2005, Vol. 485, p.77-81.
95
Réalisation d'une ligne pilote de production de panneaux
solaires flexibles d'une capacité de 100kW/an
Alexandre Closset
CEO, VHF - Technologies SA
Av. des Sports 18, CH-1400 Yverdon-Les-Bains
alexandre.closset@flexcell.ch
http://www.flexcell.com
96
97
98
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107
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109
High-Efficient Flexible CIGS Solar Cells World Record at the ETHZ
Prof. Ayodhya N.Tiwari, H. Zogg
Thin Film Physics Group, Laboratory for Solid State Physics,
ETH (Swiss Federal Institute of Technology) Zürich
Technoparkstrasse 1, 8005 Zurich
tiwari@phys.ethz.ch, http://www.tfp.ethz.ch
D. Brémaud, D. Rudmann, M. Kaelin, C. Hibberd
Department of Electronic and Electrical Engineering, Loughborough University, LE11 3TU, UK
Summary
Thin film Cu(In,Ga)Se2 (called CIGS) solar cells are important for high efficiency, excellent
stability and potential to yield solar electricity at a low cost. Flexible solar cells on polymer
foils with world record efficiency of 14.1% have been developed at the ETH Zürich. A
combination of high efficiency, lightweight and roll-able flexibility offers several advantages
for terrestrial and space power generation applications. Industrial manufacturing and the
current state of the art of flexible thin film solar cells will be reviewed.
Introduction
Flexible and lightweight solar cells offer several application possibilities, while their roll-to-roll
manufacturability offer possibilities for further reduction of manufacturing cost and energy
pay back time. Several materials are suitable for the development of flexible solar cells.
Table 1 gives an overview of different flexible solar cell technologies, including the organic
and TiO2-dye-sensitized PV technologies. Development of flexible CIGS and CdTe solar cells
started recently, therefore they are industrially less mature compared to a-Si cells. However,
high cell efficiency and inherent stability advantages indicate promising potential for these
technologies.
Table 1: An overview of different flexible solar cell technologies.
CIGS
CdTe
Amorphous
Silicon
Lab
efficiency on
plastic foil
14.1%#
(Single
junction cell)
11.4%#
(Single junction
cell)
8%*-12%*
(multi-junction
cell)
Lab
efficiency on
metal foil
Industrial
efficiency
(typical
values)
17.5
(Single
junction cell)
6% - 11% (On
steel foil, not
yet available
on plastic foil)
8
(Single junction
cell)
Not yet
demonstrated
14.6* / 13
(multi-junction
cell)
4% - 8%*
(Available on
plastic and metal
foils
Organic &
Titanium
Oxide
5 to 8%
Not yet
demonstrated
Material stable
Material stable
Degrades
Stability not
Stability
proven
under light
x *- Initial values measured before light induced degradation of solar cells.
x
110
#- ETHZ holds the highest efficiency record.
Flexible CIGS solar cells
Polycrystalline thin film solar cells based on CIGS compound semiconductor are among the
most promising devices due to their high efficiency, long term stability and potential for cost
effective generation of solar electricity. A world record efficiency of 19.5% has been achieved
by NREL, USA, for solar cells grown on glass substrates. Highest record efficiencies of
flexible CIGS solar cells are 17.5% on stainless steel by Daystar, USA and 14.1 % on
polymer foil by ETH Zurich, Switzerland.
CIGS solar cells have excellent potential for space applications because of their space
radiation tolerant properties which are 2-4 times superior to conventional Si and GaAs cells.
Lightweight and roll-able solar array structures will not only reduce the overall cost of space
deployable solar modules but can also substantially save on the launching cost of satellites.
However, a large variety of terrestrial applications are the main reasons driving the R&D
aimed towards roll-to-roll production of monolithically interconnected solar modules.
Flexible CIGS cells can be grown on polymide and on a variety of metals e.g. stainless steel
(SS), Mo, Ti, etc. Therefore, the choice of substrate is important as there are some
advantages and disadvantages: (i) the density of usable metals is 4-8 times higher than
polymer, therefore, cells on metals are heavier; (ii) metals are conducting and have rough
surfaces, therefore monolithic module development is difficult, which in contrast is easier on
polymer foils; (iii) stainless steel foils need an extra barrier layer against detrimental impurity
(e.g. Fe) diffusion of the metal into the CIGS during deposition; (iv) metal foils can withstand
high deposition temperatures (550-600 oC) which leads to higher efficiency than on polymer
foils which are not suitable for processing temperature > 450 oC.
Figure 1: CIGS solar cells on flexible polyimide foil.
We have developed a low temperature (<450 °C) CIGS growth process which is suitable for
in-line deposition of high quality layers on glass as well as flexible foils. An important part of
the process is a patented (grant pending) method for controlled incorporation of Na in CIGS,
which is essential for solar cell efficiency enhancement. Solar cells were grown on 5 x 5 cm2
Upilex-S (trade mark name) polyimide foils (figure 1). An approximately 1 micron thick Mo
back contact layer was directly deposited by dc sputtering without application of any
additional intermediate layer. CIGS absorber layers were grown by evaporation of elemental
Cu, In, Ga and Se, while Na in CIGS was incorporated in-situ by a post-deposition treatment
method. The solar cells were finished by deposition of about 30 nm CdS buffer layer by
chemical bath deposition (CBD) followed by rf sputtering of i-ZnO/ZnO:Al front contacts and
111
electron beam evaporation of Ni-Al contact grids for better current collection. No antireflection (AR) coating was applied. Figure 2 shows a scanning electron microscopic (SEM)
image of the cross-section of a CIGS solar cell grown on polyimide foil. CBD grown CdS is
the most commonly used buffer layer, however alternative materials such as ZnS, ZnSe,
InxSy have also yielded comparably high efficiency solar cells on glass substrtes.
Figure 2: SEM cross-section image of the CIGS solar cell grown on a polyimide foil. SEM
images were taken at a certain angle; therefore, the layer thicknesses appear smaller than
they really are. The actual thickness of the absorber layer is 1.7 micron and the ZnO-layer is
300 nm.
Figure 3: The current–voltage characteristics of a CIGS solar cell on a polyimide foil under
AM1.5 standard test conditions. The efficiency of 14.1 % presents a world record for solar
cells on polymer substrates. The measurement was certified by the Fraunhofer Institute for
Solar Energy Systems in Freiburg, Germany.
Figure 3 shows the current-voltage characteristics of a 14.1%-efficiency cell on polyimide foil
(Voc = 649.4 mV, FF = 69.1 %, Jsc = 31.48 mA/cm², total area = 0.595 cm²; no AR coating)
measured under AM1.5 standard test conditions at the Fraunhofer Institute for Solar Energy
Systems, Freiburg, Germany. This is the highest reported efficiency for any type of solar cell
112
grown on a polymer substrate to date. As already mentioned, no AR coating was applied to
the solar cells. Therefore, the external quantum efficiency (EQE) does not exceed 80-85 %
(Fig. 4). The low EQE between 400 nm and 550 nm wavelength comes from the photon
absorption loss in the CdS buffer layer. Absorption at wavelength until 1200 nm confirms the
presence of a band-gap grading of Ga and grains with low Ga content. The oscillation of
EQE, most pronounced around 1000 nm, comes from the interferences in the reflectance. An
average reflectance loss of about 13 % was measured in the visible-near IR spectral region
for these solar cells. Therefore, application of a commonly used anti-reflection coating would
minimize the reflection loss to 2-4% and a further gain of about 10% (relative) in efficiency
would enable more than 15 % efficiency flexible CIGS solar cells on polyimide films.
Figure 4: External quantum efficiency characteristics of a CIGS solar cell on a polyimide and
the corresponding reflection from front contact (ZnO:Al) surface. Application of antireflection
coating would reduce the reflection loss and enable more than 15% efficiency cells.
Figure 5: Development trend of flexible CIGS solar cells on polymer foils. Efficiencies
reported by selected groups are plotted showing a rapid progress in the field.
113
Several research groups at universities and industries have started working on flexible CIGS
cells on polymer foils and the technology has made significant progress within a short
duration (Fig. 5).
Large area deposition on 30 x 30 cm2 foils
The development of deposition processes on large area foils up to 30 x 30 cm2 is aimed
towards industrial manufacturing of solar modules. Scaling-up of processes require new
deposition machines and further optimization of process parameters. Figure 6 shows the inhouse developed CIGS in-line evaporation system for large area deposition. Deposition
equipment for buffer and front as well as rear contact have been installed and process
optimization is expected to start soon.
Figure 6: Large area (30 x 30 cm2) in-line CIGS deposition system (left) developed at ETHZ
and CIGS solar cell stacked layers on 30 x 30 cm2 polyimide foil (right).
Conclusions
We have applied a low temperature (<450 °C) CIGS deposition process and a reliable
method for controlled incorporation of Na into CIGS to develop high efficiency flexible CIGS
solar cells on commercially available polyimide films. Independent measurements at
Fraunhofer ISE Freiburg, Germany have confirmed an efficiency of 14.1 % without antireflection coating. Measurements of quantum efficiency and reflection loss suggest that
application of a commonly used anti-reflection coating would enable more than 15 %efficiency flexible CIGS solar cells on polyimide films. Further work on large area (30 x 30
cm2) flexible foils has started towards industrial manufacturability.
Acknowledgements
Financial support from the Swiss Federal Office of Energy, Swiss National Science
Foundation, Swiss Federal Office of Science and Education for the EU project METAFLEX is
gratefully acknowledged.
114
Qualitätssicherung in der Photovoltaik Bedürfnisse und Lösungen
Dipl. Ing. Jan Kai Dobelmann
Präsident DGS Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie
Marie-Curie-Str. 6, D-76139 Karlsruhe
Dobelmann@dgs.de
http://www.dgs.de
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
Qualitätsmerkmale photovoltaischer Module
Dipl. Ing. Willi Vaaßen
TÜV Immissionsschutz und Energiesysteme GmbH
Am Grauen Stein, DE-51105 Köln
Willi.Vaassen@de.tuv.com
http://www.eco-tuv.de
1. Einleitung
Photovoltaik-Module werden zur Stromerzeugung in den unterschiedlichsten Klimaten und in
den verschiedensten Systemen eingesetzt. Sie unterliegen dort recht unterschiedlichen
Beanspruchungen, die beim Produktdesign Berücksichtigung finden müssen. Dabei sind
zunächst die extrem unterschiedlichen klimatischen Belastungen, die durch Unterschiede bei
den Umgebungstemperaturen, der UV-Bestrahlung und der relativen Feuchte beschrieben
werden können, zu benennen. Mechanische Stabilitätsanforderungen ergeben sich durch
Unterschiede bei Transport und Handling, den unterschiedlich anzusetzenden Winddruck
und -sogkräften und den ggf. auftretenden Schneelasten. Die konkrete Verwendung, z.B. in
einer PV-Fassade, führt ebenso zu besonderen Anforderungen, die das PV-Moduldesign
beeinflussen.
Ein qualitativ hochwertiges Photovoltaikmodul zeichnet sich dadurch aus, dass es unter den
gegebenen Einsatzbedingungen einen sicheren Betrieb und eine hohe Energieproduktion
langzeitig bis zum Ende der Lebensdauer gewährleisten kann. Werden PV-Module an
Gebäuden installiert, sollten in der Regel gewünschte optische Eigenschaften während der
Betriebszeit, die i.d.R. mit 25 Jahren kalkuliert wird, erhalten bleiben.
Zur Beurteilung der Qualität von PV-Modulen kann auf bestehende Prüf-/Test-Standards
zurückgegriffen werden, die in regelmäßigen Zyklen überarbeitet werden und möglichst dem
jeweils aktuellen Stand der Technik entsprechen. Mit Prüfzeichen oder ähnlichen
Kennzeichnungen wird den Endverbrauchern vorhandene Qualität oder die Erfüllung
sonstiger Eigenschaften signalisiert.
2. Grundlegende Normen, Prüfstandards für PV- Module
Wie bereits ausgeführt stehen bei PV- Modulen neben einer hohen Effizienz, die lange
Haltbarkeit und Sicherheit im Vordergrund. Stellvertretend für alle existierenden Normen für
PV-Module werden beispielhaft die wichtigsten Standards benannt, die u.a. Prüfsequenzen
zu den Fragen der generellen Eignung beinhalten:
x
IEC 61215: Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules- Design
qualification and type approval, IEC 61646 Thin-film terrestrial photovoltaic (PV)
modules -Design qualification and type approval
x
IEC 61730: Photovoltaic (PV) module safety qualification - Part 1: Requirements for
construction, - Part 2: Requirements for testing
x
Durch die EN/ IEC 61730 abzulösen: Schutzklasse-II-Prüfung (Elektrische Sicherheit)
z.B. nach der Prüfspezifikation des TÜV Rheinland
x
EN 50380: Datasheet and nameplate information for photovoltaic-modules
131
Die IEC 61215 bzw. IEC 61646 umfasst die Betrachtung aller Einflussgrößen, die für die
mechanischen und klimatologischen Belastungen und die Alterung von PV-Modulen
verantwortlich sind. Material-/ Designvorgaben zur Einhaltung von Sicherheitsanforderungen
sind im Teil 1 der IEC 61730 festgelegt, im Teil 2 werden Prüfsequenzen zum Nachweis von
Sicherheitsanforderungen gegeben. Dabei werden die Prüflinge, an denen
Sicherheitsprüfungen vorgenommen werden, nach den Vorgaben der IEC 61215 bzw. 61646
vorkonditioniert bzw. vorgealtert.
3. Produktbezogene Kennzeichnungen, Prüfzeichen
Für einen Laien ist es ausgesprochen schwierig, die Qualität eines Produktes zu beurteilen.
Die unterschiedlichsten Prüfzeichen und Kennzeichnungen sollen ihm helfen, eine gewisse
Sicherheit in der Beurteilung zu finden.
3.1. CE- Kennzeichnung
Das CE-Zeichen ist kein Qualitätszeichen! Der Hersteller
bzw. derjenige, der ein Produkt erstmals innerhalb der
europäischen Union in Verkehr bringt, erklärt mit dem CEZeichen lediglich die Konformität seines Produktes zu den
relevanten Richtlinien der EU.
Im Einzelfall ist für jedes Produkt zu klären, welche Richtlinien jeweils betrachtet werden müssen.
Das CE-Zeichen wird vom Hersteller oder eines in der Gemeinschaft ansässigen
Bevollmächtigten auf dem Produkt, der Verpackung oder der Beschreibung angebracht. Die im
Rahmen eines Konformitätsverfahrens erarbeitete Konformitätserklärung wird vom Hersteller
oder Inverkehrbringer des Produktes mit den notwendigen Unterlagen 10 Jahre lang nach
Herstellung des letzten Produktes zur Einsichtnahme durch nationale Behörden bereitgehalten.
Als in Frage kommende Richtlinie für PV-Module ist zunächst die Niederspannungsrichtlinie
zu nennen. Diese Richtlinie sieht für elektrische Betriebsmittel, die in Anlagen mit einer
Nennspannung zwischen 50 und 1000 VAC und zwischen 75 und 1500 VDC eingesetzt
werden, die CE- Kennzeichnungspflicht vor. Oberhalb einer Systemspannung
(Gesamtgenerator) von 75 VDC ist für die PV-Module somit die Niederspannungsrichtlinie
relevant. Sobald die IEC 61730 als EN 61730 veröffentlicht wird, ist zu erwarten, das sie als
harmonisierte Norm unterhalb der Niederspannungsrichtlinie installiert wird und somit für das
Inverkehrbringen und die CE-Kennzeichnung von PV-Modulen in Europa unumgänglich wird.
Eine CE- Kennzeichnung der Solarmodule im Sinne der Bauproduktenrichtlinie ist zurzeit
nicht möglich, da hierzu keine harmonisierten Normen existieren. Nach Aussagen des
Deutschen Instituts für Bautechnik sind die Solarmodule zurzeit den „sonstigen
Bauprodukten“, zuzuordnen. Daraus ergeben sich für diese keine besonderen Prüfungen.
Als relevante Normen werden die bereits o.g. IEC 61215 bzw. IEC 61646 genannt.
3.2. TÜV.dot.com
Die TÜV Rheinland Group vergibt das Zeichen „TÜVdotCOM“, das neben der Sicherheit auch
die Qualität oder die Einhaltung zugesicherter Eigenschaften eines Erzeugnisses dokumentiert.
Z.B. weist ein „TÜVdotCOM“-Zeichen an einem
PV-Modul aus, dass u.a. die Erfüllung der IEC
61215 überprüft wurde.
132
Die Prüfkriterien, die Zertifikate und Produktinformationen können über die Internetplattform
www.tuv.com und der angegebenen Identnummer eingesehen werden. Wesentliche
Voraussetzung zur Erlangung des Prüfzeichens sind neben den Labortests die
wiederkehrenden Untersuchungen in der Fertigung. Hier wird festgestellt, ob für das
Serienprodukt eine gleichbleibende, mit den Prüflingen vergleichbare Produktqualität
gegeben ist. Dazu werden die verwendeten Materialien, die Prozesse und QM-Maßnahmen
dokumentiert und überwacht.
4. Leistungswerte und Messgenauigkeit
4.1. Leistungswerte: Herstellerangaben und Messergebnisse
Die tatsächliche Erfüllung der durch die Hersteller angegebenen Nennleistung in Wp stellt ein
wesentliches Qualitätsmerkmal photovoltaischer Module dar.
Besonders Investoren von größeren Solarkraftwerken fordern die Prüfung einer
repräsentativen Stichprobe der Solarmodule als wichtigen Schritt bei der stufenweise
durchzuführenden Qualitätssicherung. Datenbasis für die im Diagramm dargestellten
Ergebnisse sind über 100 Modultypen oder Modulchargen, wobei jeder Messpunkt die
Messung einzelner oder mehrerer Module (bis zu 10 Stück) beinhaltet. Insgesamt beziehen
sich die Ergebnisse auf über 500 Einzelmodule.
Damit die Lage der Messwerte innerhalb oder außerhalb des von den Herstellern
angegebenen Toleranzbandes vergleichend dargestellt werden können, wurden die
einzelnen Toleranzen auf ein Toleranzband von +/- 100% normiert. Messwerte, die am
unteren Ende der Herstellertoleranz liegen, werden mit -100 % dargestellt und Messwerte,
die die angegebene Nennleistung bestätigen, liegen auf der 0 %- Linie.
500,0
400,0
Abweichung [%]
300,0
Toleranzbereich
200,0
100,0
0,0
-100,0
-200,0
-300,0
-400,0
-500,0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Jahr
Abb.1: Vergleich Leistungsangaben der Hersteller mit Messwerten (normiert)
133
Diese Grafik zeigt deutlich, dass nur wenige Messwerte oberhalb der angegebenen
Nennleistung liegen. Die meisten gemessenen Leistungsdaten liegen innerhalb des
negativen Toleranzbandes, das sogar von etwa 40 % der Module teilweise erheblich
unterschritten wird. Es ist sogar erkennbar, dass sich die Ergebnisse in 2004 und 2005
tendenziell verschlechtern.
Nun sind diese Messungen nicht unbedingt ein direktes Abbild der am Markt angebotenen
Module, allerdings sind Parallelen zur Marktsituation wahrscheinlich. Die Gründe hierfür sind
sehr unterschiedlich.
Sicherlich werden von einigen Herstellern die Leistungsangaben bewusst zu hoch angesetzt,
um Vorteile gegenüber den Konkurrenten zu erlangen. Bei den meisten allerdings liegen die
Gründe für die Fehleinschätzung der Modulleistung bei den Unsicherheiten hausinterner
Messungen oder bei den auf Basis der Zellenangaben kalkulierten Werten.
4.2. Fertigungstoleranz, Messgenauigkeit und Rückführbarkeit
Die Leistungsangaben durch die Hersteller sind zwangsläufig mit einer Unsicherheit belegt
und sind daher auch nur in gewissen Toleranzbereichen möglich. Aus der Sicht des
Endkunden ist natürlich eine möglichst geringe Toleranzangabe erstrebenswert. Daraus
leitet sich zwangsläufig die Forderung an die Hersteller nach der Beschränkung der
Toleranzangabe auf ein notwendiges Maß ab. Zur genauen, rückführbaren (und damit
vergleichbaren) sowie möglichst transparenten Leistungsbemessung der PV-Module gibt es
allerdings noch erhebliche Defizite und Unsicherheiten in der gesamten Szene. Das ist die
wesentliche Ursache für die oben dargestellten Unterschiede bei den Messergebnissen im
Vergleich zu den Herstellerangaben.
Betrachtet man aber aus welchen Komponenten sich diese Toleranzangabe zusammensetzt
bzw. zusammensetzen müsste, so werden die Einflussgrößen und auch die Defizite
erkennbar. In der Anfangsbetrachtung setzt sich die Modulleistungstoleranz aus der
Fertigungsstreuung, die im Wesentlichen durch die Zellsortierung beeinflusst wird und aus
der Gesamtmessunsicherheit zusammen. Diese Messunsicherheit beinhaltet aber nicht nur,
wie oft fälschlicherweise angenommen wird, die Messunsicherheit, die sich durch die
Messgeräte, Testeinrichtungen und Verfahren des Herstellers zur Leistungsbemessung
ergibt, sondern auch die der gesamten Rückführbarkeitskette über die Messinstitute bis hin
zum World-PV-Scale oder WRR (World Radiometric Reference).
Auch wenn diese Einzelunsicherheiten nur geometrisch addiert werden, zeigt sich doch,
dass bei allen Einzeltoleranzen erhebliche Anstrengungen durchgeführt werden müssen, um
eine darstellbare Gesamttoleranz von z.B. +/- 5% oder weniger realisieren zu können. Hierzu
gehört zunächst die Qualifizierung der Sonnensimulatoren, die regelmäßige Kalibrierung der
dort eingesetzten Messtechnik, die Implementierung normgerechter Kennlinienumrechnungsverfahren auf Standardtestbedingungen und die Festschreibung und strikte
Anwendung von Verfahren zur Kalibrierung der Sonnensimulatoren durch Referenzmodule.
Ebenso müssen die Messunsicherheiten und Kalibrierketten der Messinstitute transparent
gemacht werden.
134
Messunsicherheit
PV- Labor (z.B. TÜV)
Rückgeführt auf den WPVS
Leistungstoleranz
Fertigungstoleranz
Messunsicherheit
Hersteller
Abb. 2: Bestandteile der Leistungstoleranzangaben
5. Leistungsgarantien
Die angegebene Nennleistung und die Angabe der Leistungstoleranz ist deshalb wichtig, weil
normalerweise in den Angeboten bzw. Verträgen zwischen Kunden und dem Lieferanten der
Anlage auf diese Leistungen Bezug genommen wird. Ein in der Praxis gängiger Wert ist +/- 5 %,
zunehmend werden Leistungstoleranzen von +/- 3 % ausgewiesen. Für den Kunden sind auch
im Hinblick auf mögliche Streitfälle engere Toleranzen besser. Eigentlich sollte aber der Kunde
unabhängig von der angegebenen Leistungstoleranz davon ausgehen können, dass er die ihm
zugesagte Solargeneratorleistung auch wirklich erhält, der Mittelwert über sämtliche Module des
Solargenerators somit der Nennleistung des entsprechenden Moduls entspricht.
Sofern Herstellerangaben überprüft werden sollen, kann dem Hersteller nur dann eine
falsche Angabe nachgewiesen werden, wenn der Messwert kleiner ist als der Nennwert
abzgl. der negativen Leistungstoleranz und der Messunsicherheit des Labors.
Beispiel:
Ein
PV-Modul
hat
einen
Nennwert von 100 Wp , der mit
einer Fertigungstoleranz von +/5 % angegeben wird. Die Messunsicherheit zur Überprüfung der
Leistung beträgt +/- 3 % (z.B.
Messsystem TÜV RBB) Erst
wenn der Messwert kleiner als
92,2 Wp ist, liegt eine falsche
Angabe des Herstellers vor. Der
wahre Wert kann in diesem Fall
im Bereich von 95-89,3 Wp
liegen.
+5%
100 Wp
-5%
95
Wp
+3%
92,2 Wp
89,3 Wp
-3%
Abb.3: Berücksichtigung der Messunsicherheit
135
6. Leistungsminderung durch Degradation
Will man präzise Aussagen zu Degradationen von PV-Modulen bekommen, muss man
Kennlinienmessungen an einzelnen Modulen durchführen. Aber auch dort ergeben sich
Einschränkungen in der Aussagekraft, je nachdem wie diese Messungen durchgeführt
wurden und auf welche Ausgangsdaten die jeweiligen Messergebnisse bezogen werden.
Völlig ungeeignet ist zur Darstellung einer Moduldegradation der Bezug auf die
Nennleistungsangabe des Herstellers. Dies macht nur Sinn zur Verifizierung einer
Langzeitgarantieaussage des Herstellers, sofern sich diese auf die Nennleistung bezieht.
Will man eine Aussage zur konkreten Langzeitdegradation von PV-Modulen machen, sollten
die nach Alterung gemessenen Werte immer auf Ausgangsmesswerte bezogen werden.
Berücksichtigt man dies, so stößt man dennoch auch hier an Grenzen der Aussagekraft,
wenn man bedenkt, dass Leistungsmessungen, auch von spezialisierten Labors, zurzeit mit
absoluten Messunsicherheiten nicht unter ca. +/- 2 % durchgeführt werden können.
Degradationseffekte können nach diesem Verfahren also nur dann zweifelsfrei
nachgewiesen werden, wenn sie die absolute Messunsicherheit wesentlich übersteigen, was
in der Regel nach wenigen Betriebsjahren nicht gegeben ist. Um die Aussagekraft zu
erhöhen kann man Relativmessungen durchführen, indem man Alterungseinflüsse relativ zu
ungealterten Modulen untersucht. Dieses Verfahren wird bei der TÜV Rheinland Group
angewendet. Hierbei beträgt die Messunsicherheit maximal 1%.
Bei den Degradationseffekten muss man zwischen der Anfangsdegradation, die in den
ersten Sonnenstunden oder- tagen auftritt und einer langfristigen Degradation unterscheiden.
Belegt durch Messungen an vielen verschiedenen PV-Modulen können die auftretenden
Anfangsdegradationen im Bereich bis ca. 2% angesetzt werden. Dabei sind keine
Unterschiede zwischen Modulen mit poly- oder mit monokristallinen Zellen erkennbar.
Die Abbildung 4 zeigt die Ergebnisse eines im Jahr 2001 begonnenen Degradationstestes an
6 unterschiedlichen PV- Modulen. Es ist erkennbar, dass die Anfangsdegradationen im
Bereich von + 0,7 % (Messunsicherheit) und – 2,1 % bei den untersuchten Modulen liegen.
Die langzeitige Degradation stellt sich bei diesen Modulen im Bereich von ca. 0,1 bis 1
%/Jahr dar. Wie bereits oben erwähnt ist bei den Messungen eine Messunsicherheit von ca.
1 % zu berücksichtigen. Daher werden die Ergebnisse der Untersuchungen immer
belastbarer je länger die Untersuchungen andauern.
136
1
Degradation [%]
0
-1
-2
nach 15 kWh/m²
-3
nach 1200 kWh/m²
-4
nach 2300 kWh/m²
nach 4100 kWh/m²
-5
-6
A
B
C
D
E
F
PV-Module
Abb. 4: Degradation von 6 verschiedenen PV-Modulen, die nach Außenexponierung in
verschiedenen Abständen gemessen wurden. (4100 kWh/m² entsprechen ca. 4 Jahren)
Aus der Literatur sind zurzeit gesicherte Aussagen zu Leistungsdegradation von PV-Modulen
über längere Zeiten und bezogen auf die heutigen eingesetzten Materialien nicht oder nur
bedingt abzuleiten. Wie die verschiedensten Veröffentlichungen zu diesem Thema zeigen,
treten Anfangsdegradationen relativ durchgängig in den beschriebenen Größenordnungen
auf. Aussagen zur langzeitigen Degradation (nach 6-20 Jahren) reichen von „stabil" bis -1%
pro Jahr. Die Mehrzahl der Aussagen liegen unter – 0,5%/Jahr.
7. Zusammenfassung
Voraussetzung zur Feststellung von Qualitätsmerkmalen bei PV-Modulen ist zunächst eine
vereinheitlichte Datenbasis von Charakterisierungskennzahlen. Die Grundlage dafür ist
durch die EN 50380 geschaffen und sollte von den PV-Modul-Herstellern möglichst zügig
angewendet werden. Sofern PV-Module durch akkreditierte Labors nach den benannten
Normen qualifiziert sind, ist von einer hohen Produktqualität auszugehen. Die
Herstellerangaben zu den Modulleistungen sind im Vergleich zu den tatsächlichen
Leistungen oft zu ungenau. Hier gibt es bereits Bestrebungen dies zu verbessern.
Zur Degradation von PV-Modulen gibt es unterschiedliche Angaben in der Literatur. Die
recherchierbaren Ergebnisse von Untersuchungen verdichten sich auf Werte < 0,5 %/ Jahr.
Ein geeigneter Ansatz zur Ertragsprognose scheint 0,3 %/ Jahr zu sein, wobei eine
Anfangsdegradation bis 2 % berücksichtigt werden sollte.
137
La centrale de test TISO Son histoire et ses développements futurs
Dr. Angelo Bernasconi
Directeur SUPSI-DACD-LEEE
Via Trevano; CH-6952 Canobbio
angelo.bernasconi@supsi.ch
http://www.leee.supsi.ch
SOME HISTORY
LIFETIME OF THE FIRST GRID CONNECTED PV-PLANT OF EUROPE (1982-2005)
The 13th of May 1982 for the first time in Europe electrical current produced by a photovoltaic
plant has been feed into the public grid. The mono crystalline PV plant, called TISO10, had a
power of 10 kWp and had been realized from the Department of environment on the roof of
the Technical School of Trevano (Lugano). The first objective of the TISO10 project was to
show an alternative to the dominating fossil and nuclear energies. With the new PV plant it
wanted to be demonstrated, that the generation and distribution of a renewable and not
polluting energy source is possible trough the exploitation of the solar energy. In these years,
the attention of the international photovoltaic community was mainly concentrated on standalone PV systems and the realisation of a grid connected PV plant was a real innovation.
Another primary objective of this plant was to provide a technologically advanced facility of
medium size giving practical information for the planning of future larger photovoltaic plants,
to monitor their performance and to study possible technical and safety problems when
connecting a plant to a public grid.
Figure 1: TISO 10 kWp m-Si
grid connected PV plant
In the following 23 years many research activities have been carried out on this
demonstration plant and many papers have been published by the LEEE-TISO on this topic
[1]. Dictated by the developments in the PV field the main research objectives of the TISO10
changed over the years. The durability of PV modules earned always more attention by the
module manufacturers, interested in producing reliable and cost-competitive devices, and by
the consumers, willing to invest in this quite expensive technology in exchange of a
138
guarantee of quality. The following years were so dedicated to the investigation of the
durability and quality of the TISO10 PV plant. The in 2000 initiated Mean Time Before Failure
(MTBF) Project, a collaborative European research project between the Laboratory of
Energy, Ecology and Economy LEEE and the ESTI laboratory of the JRC, in Ispra showed
that the 23 years old modules with a high probability will continue to provide electrical power
for another 10-15 years. Up to today the TISO10 PV installation is one of the oldest and most
intensively monitored PV plants of the world. The strong collaboration with the JRC and the
acquisition in 2000 of an own solar simulator allowed to control the degradation of the single
modules of the plant over their whole lifetime.
AMORPHOUS SILICON RESEARCH AT LEEE-TISO: FROM OLD TO NEW (1988-2005)
After the first experiences with the mono crystalline silicon PV plant a second innovative PV
installation were planned for the roof of the Technical School of Trevano. This time the
objective was to test the reliability of a new emerging technology, the amorphous silicon. The
installation of the 4 kWp single junction a-Si TISO 4 plant was terminated in 1988. Ten years
later, in 1998, just beside to the first PV plant a second smaller one (0.5 kWp) went into
operation. This time newer generation, triple junction a-Si PV modules, have been employed.
The inter-comparison of the old to new generation modules showed a progress in stability
and proved the maturity of the a-Si thin film technology.
The long term performance losses and the typical seasonal degradation and recovery cycles
of both plants are continuously monitored and important results could be obtained [2]. It has
been for example observed, that by thermally isolating the modules it is possible ti achieve
an improvement in the order of 8.5% in energy output [3].
120
4.5
110
4.0
100
3.5
8.5%
90
3.0
80
2.5
70
18°C
2.0
60
1.5
50
1.0
not insulted string
40
insulated string
0.5
temperature [°C]
daily energy production [kWh]
thermal insulation of one string
temperature of insulated string
30
temperature of non insulated string
0.0
15.04.1998
20
21.12.1998
28.08.1999
04.05.2000
09.01.2001
16.09.2001
Figure 2: Difference in energy production of an insulated and a non insulated a-Si string.
139
The better behaviour of a-Si under high temperature conditions has been later reproduced
also in other laboratories and has been recently exploited in the new demonstration project
“CPT Solar”. One of the objectives of the in 2003 initiated project is to demonstrate that
amorphous silicon technologies are a valid alternative to standard crystalline silicon
technologies, especially when the integration in a building causes very high module
temperatures. The plant consists of a flat roof integration in which the flexible amorphous
silicon modules (15.36 kWp) are directly laminated together with the water proofing
polyolefine (FPO) membranes of the roof. First very promising results have been already
published [4]. The project has been shortly honoured with the Swiss Solar Prize 2005 in the
category “renewable energy plants”.
Figure 3: A view of the CPT solar plant.
MODULE INTERCOMPARISON UNDER REAL OPERATING CONDITIONS (1991-2005)
The need of a quality control on module level leaded in 1991 the laboratory to set-up a test
stand for the simultaneous measurement of a large number of PV modules under real
operating conditions. The main goal of this new project was to offer an independent
information about quality and a direct inter-comparison of commercial PV modules. The
nominal power of a module declared by the manufacturers describes only partially their
performance and does not give any direct information about the energy production and
power stability. The tests carried out at LEEE-TISO give so additional information to the enduser about the energy production and degradation over the first year and the accuracy of
power declarations.
140
Figure 4: View of the TISO test facility with 18 different types of modules (2 of each)
Especially the control of the power declarations leaded to the positive effect that nowadays
most manufacturers respect their declarations and that typical power tolerances t (Pn ± t%)
are slowly going from ±10% to ±3%. The test results and the constantly improved testing
procedures are regularly published at conferences [5] and in journals. In more than 10 years
of activity, 9 test cycles have been finished in which 80 different types of modules have been
tested and documented.
In 2001, as recognition for the work carried out up to then in the PV field, the LEEE-TISO
laboratory obtained the Swiss solar prize in the category “personalities and institutions”.
' (Pn/Pa)
' (Pa/P12)
' (Pn/P12)
sc-Si
-7.0%
-3.7%
-10.9%
mc-Si
-5.9%
-4.0%
-10.7%
All c-Si
-6.4%
-3.8%
-10.8%
Table 1: Power differences of all crystalline silicon modules tested on the test stand from
1991-2005. (Pn: nominal power; Pa: acquired power; P12: power after 12 months of outdoor
exposure)
PERFORMANCE CONTROL WITH SUN SIMULATOR (2000-2005)
In 2000 the laboratory added to its outdoor test stand an indoor facility. A class A Sun
Simulator for the measurement of module performance under standard test conditions
(@STC: 1000W/m2, 25°C) was purchased. In 2001 the I-V measurement at STC were
successfully accredited (ISO 17025) by the Swiss Accreditation Service (SAS). The
acquisition of an own simulator was a big step forward which permitted the laboratory to
execute all indoor tests in house, to offer measurements @STC to third parties and to
increase the frequency of the performance checks of the outdoor test facility modules. The
new sun simulator allowed as well to better characterise the short period in which the initial
degradation occurs, a phenomena which the laboratory began to observe already in 1994.
141
1.00
0.99
Peff / P0
M500A, sc-Si
PL800, mc-Si
0.98
0.97
0.96
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Total irradiation Hi [kWh/m2]
Figure 5: First investigations about the initial degradation of c-Si modules..
In the coming years the solar simulator leaded to a large number of new research activities
and third party contracts. In 4 years of operation more than 10’000 flashes were performed.
The largest part of it, approx. 90%, was dedicated to specific research projects and the
remaining 10% were executed for third parties. Especially in the year 2003 a large number of
modules were tested in behalf of the subsidy program of the canton Ticino, which imposed
the measurement of 5 randomly selected modules of each subsidised PV plant [6]. During
the same year a large number of modules have been tested for the European demonstration
project “PV-Enlargement” [7]. In the whole project - still going on - 250 randomly selected
modules, of 30 different technologies, ranging form crystalline silicon to thin film technologies
will be sent to the laboratory for tests. The objective of these performance measurements is
to allow an energy production inter-comparison in KWh/kWp of almost all 32 PV
demonstration systems (1.2 MWp) of the project.
ENERGY RATING FOR PV MODULES (2001-2005)
The need of a tool which helps the end-user to choose the for his application and site most
efficient PV module, leaded the laboratory in 2001 to start a new research activity. An energy
rating prediction method, called matrix method, were developed and validated with the aid of
the large amount of available outdoor test facility data. The LEEE-TISO energy rating
method, which is described in detail in several publications [8], has the advantage that in
addition to the PV module power matrix delivered by the laboratory, the end-user needs only
a few and easily available input parameters like horizontal irradiance and ambient
temperature to determine the energy production of a specific module.
142
Ta [°C]
-5
-4
-3
Gi
[W/m²] 60 4.50471 4.45637 4.40804
70
80
90
100
110
120
130
140
...
5.25036
5.99354
6.73424
7.47246
8.2082
8.94146
9.67224
10.4005
...
5.19984
5.94079
6.67923
7.41515
8.14856
8.87945
9.60783
10.3336
...
5.14932
5.88804
6.62422
7.35785
8.08892
8.81744
9.54341
10.2668
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
Pi,j (Gi ,Ta ) X Ni,j (Gi ,Ta ) = ER
matrice di potenza
Ta [°C]
Gi
[W/m²] 60
70
80
90
100
110
120
130
140
...
-5
0
0
0
0
0
0
0
0
0
...
-4
60
0
60
0
0
0
0
0
0
...
-3
120
0
0
0
0
0
0
60
0
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
Excel sheet
Energia prodotta
matrice meteo
Figure 6: Scheme of the matrix method: the energy rating is obtained by multiplying the
elements of the power matrix P(Gi,Ta) with the elements of a climatic condition matrix
N(Gi,Ta).
Until today, the matrix method has been validated for different central European climates and
applied to various technologies [9]. In the meantime the laboratory has been involved in
several national and international energy rating inter-comparisons [10,11,12]. To this regard
it is worthwhile to mention the European coordination action “PV-catapult”.
NEW ACTIVITIES
The year 2005/2006 of the LEEE-TISO laboratory is marked by the introduction of various
new test capabilities. These changes are mainly dictated by the current evolution in the PV
module market, the growing interest in thin film technologies due to the actual silicon
shortage, the new requirements due to new or shortly coming revisions of some PV testing
standards (IEC 60904-1, IEC 60904-4, IEC 61646, IEC 61853,etc.) and new norms like the
EN 50380, and the developing building integration PV market (BIPV).
NEW OUTDOOR TESTING FEATURES
MPPT3000
The new test cycle, which will start at the end of the current year, distinguishes from the past
test sequences by a totally renewed measurement system, with additional features and
modified test procedure. The complete features of the new device named MPPT3000 are
presented at this conference in a separate poster. The most interesting features are the
increased measurement range, which allows to measure modules up to 250 W, the
additional IV-scan in regular intervals and the possibility to measure, independently form the
data loggers or external peripherals, the main meteorological parameters.
143
New test procedure
3 Modules
ER.1
Visual inspection
1 Module
2 Modules
REF.1
Multi-flash meas.
ER.2
Pa LEEE
ER.3
Light soaking
REF.2
Temperat ure coeff.
ER.4
P0 LEEE
ER.5
P0 JRC
REF.3
Spectrale resp. JRC
ER.6
P3 LEEE
REF.4
Hysteresis test
REF.5
IV outdoor
REF.6
Outdoor mat rix
ER.7
P15 LEEE
REF.7
Indoor matrix
ER.8
P15 JRC
MPPT3000
REFERENCE MODULE
Compared to the past years a new test
procedure, illustrated in figure 7, has been
introduced. Three modules per type instead of
two will be tested. After the initial performance
measurements and the following light soaking
of about 20kWh/m² for crystalline silicon
devices, two modules will be exposed outdoor
under real operating conditions and monitored
as in the previous cycles. For the third module,
the reference module, various outdoor and
indoor measurements,
like
temperature
coefficients,
spectral
response
and
characterisation at different irradiances are
foreseen. One of the objectives of this new
procedure is to get a widespread electrical
characterisation of each module, which will be
used to predict the energy output with the matrix
method. The predicted energy can be so
compared with the measured energy output of
the other two modules. A modified procedure
was defined for the thin-film technologies,
where mismatch corrections will be included.
Figure 7: Test procedure for c-Si modules
Sun Tracker
Due to the need of a fast and flexible outdoor characterisation facility for the measurement of
the third module foreseen during the new test cycle, an already existing sun-tracker system
has been worked out and widely improved. The system will be mainly used to determine the
power matrix for energy rating predictions, to test the applicability of STC translation
procedures and to study transient effects caused by the presence of high cell capacitances,
airmass and angle of incidence studies can be executed on single modules
Figure 8: Software for the determination of the power matrix of a single module
144
Meteo Tower
In order to better analyse solar modules features with respect to meteorological conditions,
the data of some new meteo equipments will be considered. These are in particular an
anemometer (wind speed and wind direction), a hygrometer (relative humidity), a
spectroradiometer (solar spectrum from 300-1100 nm) and a barometer (air pressure). The
meteorological data will permit a more accurate outdoor characterisation of the tested
modules and especially a precise evaluation at STC. For example the measured solar
spectrum is used to determine the spectral mismatch correction to apply to the outdoor
tested modules, whereas the air mass factor relies on the air pressure.
1400
1200
morning (09h00)
midday (12h00)
afternoon (17h00)
Irradiance (W/m2/um)
1000
800
600
400
200
0
-200
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
Wavelength (um)
Figure 9: Spectral irradiance distribution measured at 3 different times of the day
NEW INDOOR TESTING FEATURES
Temperature coefficient measurements
The electrical behaviour of PV modules at different temperatures is an important aspect to take
into account in the design of a PV system. In addition to the electrical characteristic
measurement at Standard Test Conditions STC (25°C and 1000 W/m²) the LEEE-TISO offers
now, as a service, the determination of the temperature coefficients (Į, ȕ, and Ȗ) of PV modules.
Figure 10: Thermostatic chamber for the
measurement of temperature coefficients and first results.
145
For an accurate measurement of the coefficients Į, ȕ, and Ȗ the module temperature has to
be stable and uniform. For this reason the laboratory has been equipped with a specially
developed thermostatic chamber. The procedure for the temperature coefficients
determination subsists in measuring the I-V characteristic at 5°C intervals, from 25°C up to
60°C. Measurements are performed by gradually heating the module, and when it has
stabilized at the required temperature. The documentation for the ISO 17025 accreditation of
this test has been submitted.
Performance matrix measurements
The possibility to change the flash power, so the irradiance on the test device, combined with
I-V measurements at different temperatures, allows the LEEE-TISO to prepare indoor
matrices of modules.
Spectral mismatch corrections
The laboratory disposes of a new spectral mismatch correction tool which will be applied to
all thin-film technologies tested during the coming test cycle. This will lead to an increased
prediction accuracy at Standard Test Conditions. Moreover tests with spectrally matched
reference cells will be further investigated.
BIPV ACTIVITIES
In order to support the architects and to simplify the use of photovoltaic products in the
building sector, new test activities were introduced in the laboratory. These actions are
mainly related to safety aspects and mechanical PV module features as well as the
development of specific BIPV tools for architects.
Acknowledgments
The author would like to extend particular thanks to the Swiss Federal Office of Energy
(SFOE), and the AET (Azienda Elettrica Ticinese) for the many supported research projects.
References
[1]
A. Realini et al.: “TISO 10 kW plant: the oldest grid-connected PV system in Europe”,
18th EPVSEC, Rome (I), 2002.
[2] M. Camani et al.: “How long will my PV plant last?”, 2nd WPVSEC, Wien (A), 1998.
[3] N. Cereghetti et al.: “Behaviour of triple junction a-Si modules”, 16th EPVSEC, Glasgow (GB), 2000.
[4] D. Chianese et al.: “Flat roof integration of a-Si modules laminated together with
flexibles polyolefines membranes”, 20th EPVSEC, Barcelona (S), 2005.
[5] D. Chianese et al.: “Power and energy production of PV modules: statistical
considerations of 10 years activity”, 3d PVSEC world conference, Osaka (J), 2003.
[6] N. Cereghetti et al.: “Subsidy, Check and Monitoring of PV-plants in Ticino: a happy
ending story”, 20th EPVSEC, Barcelona (S), 2005.
[7] M. Grottke et al.: “PV Enlargement – Developing a nucleus for PV expertise in accession
countries and focusing on new PV technologies in EU15”, 19th EPVSEC, Paris (F), 2004
[8] G. Friesen et al.: “ Matrix method for energy rating calculations of PV modules”, 18th
EPVSEC, Rome (I), 2002.
[9] G. Friesen et al.: “Energy rating prediction method– Matrix method – applied to CIS
modules”, 19th EPVSEC, Paris (F), 2004.
[10] R.P. Kenny et al.: “Energy Rating of PV modules: comparison of methods and
approach”, 3d PVSEC world conference, Osaka (J), 2003.
[11] R. Kröni et al.: “Vier Schritte zur energetischen Bewertung eines Solarmoduls”, 5.
Nationale PV-Tagung, Zürich (CH), 2004.
[12]
S.R. Williams et al.: “Evaluating the state of the art photovoltaic performance
modelling in Europe”, 20th EPVSEC, Barcelona (S), 2005.
146
50 Schweizer Arbeitsplätze dank
Export von PV-Wechselrichtern
Christoph von Bergen
Direktor Sputnik Engineering AG
Höheweg 85, CH-2502 Biel/ Bienne
christoph.vonbergen@solarmax.com
http://www.solarmax.com
Was bisher geschah – eine kleine Chronik rund um die Sputnik
Engineering AG
Zu beginn der 90.-Jahren standen die Zeichen in der Schweizer Bevölkerung auf
Umweltschutz. Für die Photovoltaik herrschte eine euphorische Aufbruchstimmung. Auf
Grund der erhöhten Nachfrage formierten sich verschiedene auf Solarenergie spezialisierte
Firmen, so auch die Sputnik Engineering AG. Die Firma wurde im Jahr 1991 von den 3
Assistenten, Philipp Müller, Erich Zahnd und Christoph von Bergen aus der Ingenieurschule
Biel (heute Fachhochschule) als Spin-Off gegründet. Sie waren an diesem Institut unter der
Leitung von Dr. Valentin Crastan bereits seit einigen Jahren im Bereich der netzgekoppelten
Solartechnik tätig.
Zu diesem Zeitpunkt stiegen die Anforderungen an die Solarwechselrichter. Der Bedarf für
ein neues Verschaltungskonzept, für eine erhöhte Betriebssicherheit und eine
leistungsoptimierte Technik hat dieser Firma den Weg geebnet. Die Produkte werden seither
unter dem Markennamen SolarMax auf den Markt gebracht.
Der Wechselrichter fasziniert durch seine vielseitigen technischen Anforderungen im Bereich
der Leistungs- und Digitalelektronik, ein ideales Tummelfeld für total motivierte
Jungunternehmer.
SolarMax Stringwechselrichter
(2'000 … 6000 W)
In kleinen Schritten entwickelte sich das
Startup-Unternehmen. Im ersten Geschäftsjahr konnte kein einziges Gerät verkauft
werden. Kleinere Aufträge im Bereich
Engineering deckten die Unkosten. Für die
Gründer war schon seit Beginn die
unternehmerische Freiheit in der Firma ein
zentrales Anliegen, womit für sie die
finanzielle Unabhängigkeit von Sputnik
Engineering ein Muss war. Aus diesem
Grund erfolgte die Weiterentwicklung der
Firma aus eigener Kraft, was in den
Anfangsjahren nur durch ein sparsames
und bescheidenes Vorgehen möglich war.
Zu beginn operierte die Firma aus einer
umgebauten Baubaracke und dank der
147
Möglichkeit einer Teilanstellung an der
Ingenieurschule konnten sich Philipp Müller
und Christoph von Bergen finanziell über
Wasser halten. Mit der Unterstützung des
Bundesamtes für Energie konnte im Jahr
1994
der
weltweit
erste
trafolose
netzgekoppelte Solarwechselrichter auf den
Markt gebracht werden. Mit diesen
Produkten konnten erste Markterfolge
erzielt werden. Es entstanden darauf
Kontakte nach Deutschland. Mit dem
Einzug der Rot/Grünen-Regierung wurde
im Jahr 2000 in Deutschland das
Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG)
gestartet, welches der Solartechnologie
einen enormen Auftrieb ermöglichte.
Erstmals
entstanden
bei
Sputnik
Engineering, trotz höchstem Einsatz der
gesamten
6-köpfigen
Mannschaft,
Lieferengpässe.
SolarMax Zentralwechselrichter
(20 … 300 kW)
1991 - 2003: Entwicklung Personalbestand im Verhältnis zur verkauften Inverterleistung
60
15
45
Personalbestand
Anzahl Mitarbeiter
Erwarteter Personalbestand
Verkaufte Inverterleistung
Start Erneuerbares
Energien Gesetz (EEG)
Erwarteter Verkauf
10
30
Einführung 100'000Dächerprogramm
5
0
1991
15
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Verkaufte Inverterleistung [MWac]
20
0
2003
Weil der Deutsche Markt immer wichtiger wurde, fand im Juni 2001 die Gründung einer
Tochtergesellschaft statt. Der Zweck dieser Firma, war die optimale Betreuung der
Deutschen Kunden in Verkauf und Support. Durch geschickten Vertrieb und hohen
Kundennutzen nahmen die SolarMax-Produkte auf dem europäischen Markt per Ende 2003
Platz Nummer 3 ein.
148
Strategieanpassung und Reorganisation
Im Herbst 2003 war Sputnik an die oberen Grenzen der vorhandenen Kapazitäten
(Manpower, Platzknappheit, usw.) angelangt. Ein Ausbau am damaligen Standort in Nidau
war nicht mehr möglich. Unsere Deutschen Vertriebspartner signalisierten uns damals, dass
im kommenden Jahr nochmals ein beträchtliches Wachstumspotential existiert und ihr
Gerätebedarf für 2004 entsprechend zunehmen wird.
Für die Firma stellte sich nun die Frage „ Soll Sputnik eine kleine Engineering-Firma bleiben
oder wollen wir weiterhin im Kreis der bedeutenden Wechselrichterfirmen mitspielen?“. Die
Lösung: „Wir wollen Sputnik so weiterentwickeln, dass unsere Firma auch zukünftig zu den
Marktführern gehört.“, war schnell bestimmt. Die Begründung liegt im gewählten
Geschäftsmodell, welches lautet: „Investitionen für die weitere Firmenentwicklung werden
aus dem eigenem Cash-Flow gedeckt.“ Dies bedeutet, dass die Firma genügend Produkte
im Markt absetzen muss, um aus dem erwirtschafteten Gewinn die benötigten
Entwicklungskosten zur Sicherung der Marktposition und Konkurrenzfähigkeit zu finanzieren.
Damit die dazu benötigten Massnahmen gefunden werden konnten, unterzog die
Geschäftsleitung der Firma eine Strategieüberprüfung.
Man entschied sich zusätzlich zu den momentanen anstehenden Änderungen auch die
mittelfristige Unternehmensentwicklung anzupacken, bzw. vorzugeben. Frei nach dem
Motto: „Nach kleinen Schritten machen wir nun ein kräftigen Sprung nach vorne!”, wurde
eine Expansionsstrategie mit den folgenden 3 Schwerpunkten festgelegt:

Personalausbau
In den Bereichen Verkauf, Produktentwicklung, Qualitätssicherung, Test/Service,
Endmontage und Administration mussten neue Mitarbeiter eingestellt werden.

Reorganisation
Die betrieblichen Prozesse mussten auf die neue Ausrichtung optimiert werden. Die
Firma wurde auch neu in einzelne Abteilungen (Administration, Verkauf, Entwicklung,
Produktion und Qualitätssicherung-Reparatur-Service) strukturiert. Für die Leitung
dieser Abteilungen waren kompetente Führungspersonen erforderlich, welche der Firma
neues Know-how einbrachten.

Diversifikation
Das Klumpenrisiko Wechselrichterproduktion für den Deutschen Markt wurde immer
grösser. Die Invertertechnologie wird in verschiedensten anderen Bereichen
(Unterbrechnungsfreie Stromversorgungen, Windenergie, Motorenumrichter, usw.)
eingesetzt. Als 2. Standbein wäre der Eintritt in einem solchen Bereich denkbar. Sputnik
hat ihre Stärken in der Netzwechselrichtertechnik über mehrere Jahre aufgebaut. Die
Erfahrung zeigt, dass der Einstieg in neue Märkte mit neuen Produkten in der Regel
sehr aufwändig ist.
Aus diesem Grund wird entschieden nur eine geografische Diversifikation in Angriff zu
nehmen und die in Zukunft potentiell interessanten Märkte verstärkt zu bearbeitet.

Neue Firmenlokalitäten
Der Ausbau benötigte auch einiges mehr an Platz, welcher am alten Standort in Nidau
fehlte. Mit dem ehemaligen Produktionswerk der Rolex am Höheweg in Biel wurde auf 4
Etagen mit insgesamt 3'000 m2 Fläche (heute 5 Etagen mit 4'500 m2) der neue Standort
gefunden, welcher auch innerhalb kurzer Zeit, nämlich am 1. April 2004, bezogen
werden konnte.
149
Chancen und Risiken der Expansionsstrategie
Mit innovativen Produkten und motiviertem Personal hat Sputnik es geschafft in Deutschland
zu den Marktleadern zu gehören. Die Firma verfügte über eine sehr gesunde finanzielle
Basis. Dadurch war die grosse Chance ermöglicht eine Vorwärtsstrategie in Angriff zu
nehmen.
Das Hauptrisiko bestand in der Fehleinschätzung der Marktentwicklung in Deutschland,
verursacht durch eine unerwartete Störung (politisch, technisch, usw.). Die Solarbranche
hatte sich in Deutschland als bedeutender Wirtschaftzweig entwickelt. In der sonst
schwierigen Konjunkturlage ist sie eine der wenigen Wachstumsbranchen in Deutschland
und hat deshalb ein wichtiges wirtschaftliches und politisches Gewicht erhalten.
Was danach geschah…
überstieg alle Erwartungen. Ursache war die im Deutschen Bundestag im Jahr 2004
verabschiedete EEG-Novelle, welche die Vergütungsansätze für den Solarstrom nochmals
verbesserte. Das heizte die Branche nochmals auf. Einfamilienhausbesitzer, Landwirte und
Grossinvestoren schossen wie Pilze aus dem Boden, um in diese Technologie zu
investieren. Die meisten Hersteller konnten die grosse Nachfrage nicht mehr bedienen, was
auch bei Sputnik geschah. Glücklicherweise war die Expansionsstrategie bereits vorher
gestartet worden. Die geplanten Massnahmen mussten nun schneller umgesetzt werden und
die Neueinstellung von Mitarbeitern erfolgte in einem atemberaubenden Tempo. Dank dem
hohen Einsatz aller Beteiligten meisterte Sputnik diese Herausforderung und konnte sich am
Jahresende auf ein Wachstum von über 230%, d.h. mehr als 3 mal mehr, gegenüber der
Vorjahresproduktion freuen.
250
50
40
200
Personalbestand
Anzahl Mitarbeiter
150
Erwarteter Verkauf
30
100
Start Erneuerbares
Energien Gesetz (EEG)
20
50
10
0
1991
EEG
Anpassung Rückliefertarife
Einführung 100'000Dächerprogramm
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
0
2005
Die Mitarbeiter von Sputnik Engineering AG
Heute sind in der Firma 52 Mitarbeiter, von Hilfskräften bis zu qualifizierten Kaderleuten,
beschäftigt. Zusätzliche 7 Personen arbeiten in der Tochtergesellschaft in Deutschland für
Vertrieb und After-Sales.
150
Sputnik Engineering AG: Verteilung der Mitarbeiter nach Aufgabenbereich
Anzahl Beschäftigte: 52 Personen (Oktober 2005)
Geschäftsleitung
4%
Verkauf
4%
Qualitätssicherung, Reparatur,
Service
26%
Administration
8%
Entwicklung
24%
Produktion
34%
Outsourcing
Sputnik ist spezialisiert auf die Entwicklung, den Vertrieb und die Wartung von
netzgekoppelten Solarwechselrichtern. Aufgaben, die nicht zu den Kernkompetenzen des
Unternehmens gehören, werden an hoch qualifizierte Partnerfirmen ausgelagert. Das
Outsourcing-Modell erlaubt eine flexible Reaktion auf Veränderung der Nachfrage am Markt.
Gegenüber der All-Inhouse-Produktion hat dieses Modell den weiteren Vorteil, dass der
Fixkostenanteil der Firma schlank bleibt und bei anstehenden Kapazitätserweiterungen keine
grosse Investitionen in neue Produktionsanlagen (Elektronikbestückungs-, CNC-Automaten,
usw.) getätigt werden müssen.
Anzahl Vollzeitbeschäftigte in den ausgelagerten Produktionsbetrieben
Apparatebau; 8
60
Gehäuseproduktion, Mechanik;
12
50
40
Elektronikfertigung; 33
30
20
10
Herstellung kundenspezifische
Bauteile; 7
0
Okt 05
Für die Produktion der SolarMax-Geräte arbeiten 60 Vollzeitbeschäftigte (Stand Oktober
2005) in externen Partnerfirmen. Die Arbeitsstellen dazu befinden sich in den Kantone Bern,
Aargau und Zürich. Am Produktionsstandort Schweiz, soll solange die benötigten Margen im
Verkauf gesichert bleiben, festgehalten werden.
151
Die Marktteilnehmer
Sputnik konnte die im Jahr 2003 erreichte Position als Nr. 3 unter den europäischen PVNetzwechselrichterstellern auch im Jahr 2004 halten. Im gesamten waren über 20
Wettbewerber auf diesem Gebiet tätig.
Marktleistung der Wettbewerber per Ende 2004
Die Konkurrenzsituation begann sich aber anfangs dieses Jahres deutlich zu verschärfen.
Viele Wechselrichterhersteller hatten die Produktionskapazitäten bis zu diesem Zeitpunkt
markant ausgebaut und konnten den Markt nun mit grösseren Mengen bedienen. Durch den
Siliziummangel, bzw. die sinkende Solarmodulverfügbarkeit nahm der Bedarf an
Wechselrichtern ab, wodurch bei etlichen Herstellern grösse Mengen auf Halde produziert
wurden. Einige Firmen versuchten mit hektischen Manövern (Preissenkungen,
Direktlieferungen, usw.) ihre Produkte in den Markt zu pressen. Sputnik konnte dank dem
Outsourcing-Modell diese Situation gut meistern.
Das grosse und nachhaltige Wachstum der Branche hat einige Firmen, welche aus dem
Bereich Stromversorgungs- und Leistungselektronik stammen, bewogen als Newcomer in
diesen Markt einzusteigen. Unter diesen Umständen wird deutlich, dass sich der
Konkurrenzkampf unter den Wechselrichterherstellern verschärft hat.
Neue Märkte als Triebfeder für die Weiterentwicklung
Mit der Einführung des EEG wurde in Deutschland die Wirkung von geeigneten
Fördermechanismen eindrücklich aufgezeigt. Dieses Modell findet nun immer mehr
internationale Nachahmer. Als erstes Land folgte Spanien, nun Italien, demnächst
Griechenland und sogar in den USA werden ehrgeizige Förderprogramme gestartet.
Zusätzlich zu Japan wollen auch andere asiatische Staaten vermehrt auf diese Technologie
setzen.
152
120
100
90
550
Personalbestand
500
Italien
Start kostendeckende
Vergütung
Erwarteter Verkauf
450
Anzahl Mitarbeiter
80
400
Spanien
Start PV-Förderprgramme
70
350
60
300
Deutschland
EEG
Anpassung Rückliefertarife
50
250
40
200
30
150
20
100
10
50
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
110
600
0
2007
Dabei hofft die Schweizer Solarbranche, dass die eidgenössische Räte dem geplanten
Energiegesetz durchfahrt erteilen werden. Damit würde der Schweizer Solarstrommarkt aus
dem Dornröschenschlaf geweckt und die Kompetenz der Schweizer Solartechnologiefirmen
könnte wieder ausgebaut werden.
Sputnik Engineering will als typische KMU weiterhin, gemäss dem Firmencredo: „clever –
kraftvoll – überzeugend“, ein wichtiger Player in diesem Bereich bleiben und mit ihren
Produkten diese Technologie weiterbringen.
153
Studer Innotec - Des chalets valaisans au marché mondial
Serge Remy
Studer Innotec
Rue des Casernes 57, CH-1950 Sion
s.remy@studer-inno.com
http://www.studer-innotec.com
1. Premiers pas dans le Valais
1.1 Des systèmes solaires aux onduleurs
x
L’entreprise Studer Innotec est créée en 1987 par Roland Studer. Elle s’appelle alors
Studer Solartechnik.
x
De 1987 à 1991 c’est le développement de son domaine de compétence dans le solaire
photovoltaïque et dans la conversion de la tension avec les premiers onduleurs DC/AC.
x
1991 est l’année du début de la collaboration avec l’Ecole d’Ingénieurs du Valais
(actuelle HEVs).
1.2 L’expansion hors des frontières
x
Jusqu’en 1995 la vente des onduleurs se fait essentiellement dans le Valais et en
Suisse.
x
Le lancement en 1994 du Twinpower, puis en 1995 du SI, deux onduleurs aux
performances uniques, et à ce jour inégalées, rendent Studer Innotec très attractive sur
les marchés étrangers (projets au cahier des charges exigeant, conditions
d’environnement difficiles).
x
C’est le démarrage d’une activité d’exportation qui représente, depuis maintenant
plusieurs années, près de 90% de notre chiffre d’affaires.
1.3 Studer Innotec aujourd’hui
x
Studer Innotec est actuellement leader du marché des onduleurs en Suisse et en
Europe, et un acteur majeur dans le reste du Monde.
x
Depuis sa création, l’entreprise a connu une croissance moyenne de 20% par an.
x
Elle emploie aujourd’hui 40 personnes et gère un réseau de plus d’une centaine de
distributeurs dans plus de 70 pays.
x
Grâce à son offre d’une large gamme d’onduleurs, elle est la seule à couvrir l’ensemble
des marchés du solaire photovoltaïque, du nautisme, des applications mobiles, des
systèmes électriques de secours et des télécoms.
x
Enfin, les plusieurs dizaines de milliers d’onduleurs installés de par le Monde contribuent
aussi à une notoriété et une reconnaissance qui dépassent largement nos frontières.
154
2. Les clés de la réussite
2.1 Ecoute client
x
Tout commence par le client et tout finit pour le client. Nous cultivons une proximité
relationnelle afin d’être à l’écoute de nos clients et ainsi de rester en phase avec leurs
marchés.
2.2 R&D
x
Pour traduire les attentes de nos clients en prestations et en produits nouveaux, une
équipe de 8 personnes se consacre entièrement à notre activité de R&D.
2.3 Unité de production intégrée
x
La philosophie de l’entreprise a été, depuis le début, la maîtrise du processus de A à Z,
du développement à la vente des produits.
x
Studer Innotec est donc une entreprise intégrée verticalement, capable ainsi d’une
flexibilité inconnue ou rare chez nos concurrents directs. Cette flexibilité nous permet
aussi d’occuper des marchés de niche (offre d’exécutions spéciales).
2.4 Approvisionnement
x
Un nombre important de nos fournisseurs et sous-traitants se trouve en Valais et dans le
reste de la Suisse. Ce qui nous permet de maintenir un haut niveau de qualité à nos
onduleurs.
x
La conception high-tech et le choix de la performance et de la fiabilité nous amènent à
choisir nos composants avec le plus grand soin.
x
C’est aussi notre choix pour les dernières technologies, tels que les processeurs de
signaux numériques, qui procurent de plus grandes performances et un rendement plus
élevé à nos onduleurs.
2.5 Forces
x
En matière de produit, nos forces sont :
- La régulation la plus rapide du marché, qui procure une tension de sortie beaucoup
plus stable
- Un rendement très élevé
- Des capacités de surcharge sans concurrence
2.6 Qualité
x
Pour nos clients, la qualité a un pays : la Suisse. C’est un grand avantage mais qui doit
se mériter en permanence. Cette attente de nos clients nous conduit à faire preuve d’une
rigueur absolue tout au long du processus de fabrication.
x
Que ce soit Shell Solar en Inde, les Chemins de Fer Danois, les Télécoms Suédois, la
Marine Nationale en France, BP Solar en Afrique, Philips en Hollande ou encore
Swisscom, nos clients savent qu’ils peuvent compter sur les performances et la fiabilité
de nos onduleurs.
155
3. Conclusion
Dans le Valais, le solaire ne produit pas seulement des kWh, mais aussi des emplois. Et
notre aventure industrielle a prouvé que « les montagnes n’ont pas accouché d’une souris ».
Mais nous sommes conscients que rien n’est jamais définitivement gagné. C’est la raison
pour laquelle nous avons fait le choix d’orientations qui nous permettront de poursuivre notre
développement, à savoir :
3.1 Orientation technique
x
Nos futurs onduleurs apporteront plus de confort et offriront une plus grande polyvalence
à leurs utilisateurs.
x
Nous comptons diversifier notre offre et nous orienter vers des systèmes de conditionnement de l’énergie, pour une nouvelle forme d’alimentation.
3.2 Orientation commerciale
x
En terme de marchés, notre futur s’oriente d’un côté vers le tiers de la population
mondiale qui n’a pas accès à l’électricité (électrification rurale), et de l’autre vers les 2
autres tiers qui ont ou vont avoir de + en + de mal à se fier à leur réseau électrique
(systèmes de secours).
x
Dans l’optique des systèmes secourus, nous avons développé un concept appelé
Solsafe qui permet d’assurer une alimentation électrique de secours pour les systèmes
solaires raccordés au réseau.
Enfin, notre ultime atout reste notre savoir-faire. Il nous différencie des concurrents et
ne se copie pas facilement.
156
Opportunités du marché PV pour les entreprises suisses Succès international de la société HCT
Stefan Schneeberger
CEO HCT Shaping Systems
Route de Genève 42, 1033 Cheseaux
sschneeberger@hct.ch
http://www.hct.ch/
Qui sommes-nous ?
HCT Shaping Systems SA (HCT) est une société privée Suisse fondée par le Dr Charles
Hauser en 1984 avec le but de développer, produire et commercialiser des scies à fil
industrielles (wire saws), comme nouvelle technique de découpe des wafers pour les
industries du semi-conducteur et du solaire.
Aujourd'hui, HCT est le leader mondial dans ce domaine, avec une part significative du
marché mondial dans l'industrie photovoltaïque et de sérieuses références dans l'industrie
du semi-conducteur. Un troisième segment se développe très rapidement dans un marché
non-silicium (verre, saphir, III-V, II-VI).
De son quartier général en Suisse, HCT est soutenu par un réseau de service et de vente de
première classe avec des représentations aux USA, au Japon, à Singapour, en Malaisie, en
Corée, à Taiwan, en Chine et en Inde. Tous ces partenaires disposent d'une équipe
technique bien formée pour répondre aux attentes du client.
HCT emploie 68 personnes à Cheseaux-sur-Lausanne. Le chiffre d'affaire actuel varie de 30
à 50 millions de francs suisses par an.
Le leader technologique
Le principe utilisant un fil ou un câble mouillé par une solution abrasive pour la découpe de
matériaux durs est quasiment vieux comme le monde (les anciens Egyptiens l’utilisaient déjà
il y a près de 4000 ans, et les gravières de marbre l’utilise encore aujourd’hui). Mais HCT a
le premier réussi à appliquer ce principe à la découpe de haute précision du silicium et
autres matériaux durs en apportant deux nouveautés importantes : une vision innovatrice du
procédé et une gestion électronique des diverses fonctions. En 1983, HCT est créé et vend
sa première machine une année plus tard en 1984. La nouvelle technologie se répand
rapidement dans le secteur photovoltaïque à cause de son efficacité et sa grande
productivité. Dix ans plus tard c’est au tour du secteur des composants semi-conducteurs
d’être convaincu par la technologie. Cette dernière a su démontrer sa précision et parvint à
atteindre les objectifs de qualité extrêmement sévères imposés par l’industrie électronique.
En près de 10 ans, donc, les développements HCT pour le sciage par fil ont eu raison de la
technologie en place depuis quelques décennies du sciage par lame diamantée. A l’heure
actuelle, 100% de la découpe du silicium pour les applications photovoltaïques est effectuée
par la scie à fils. HCT a su garder son avance technologique en innovant continuellement.
Par exemple, elle fut la première à couper des wafers de Si de 300mm de diamètre pour
l’industrie des semi-conducteurs, la première à produire plus de 100m2 de wafer par coupe
pour le photovoltaïque, la première à couper avec une très grande précision des pièces de 2
mètres de diamètre !
157
Les sources de l’innovation
L’innovation chez HCT ne s’est pas atténuée avec la maturité technologique. Au contraire,
son département R&D a par exemple mis en place des outils d’innovation basés sur des
projets de recherches fondamentales et appliquées. Il a su s’entourer d’un réseau de
compétence constitué d’instituts universitaires et polytechniques comme l’IMT à l’uni NE,
l’EMPA et l’EPFL et établir avec eux une relation privilégiée. HCT a d’autre part investit
depuis 2001 plus d’un 1/2 million CHF par an pour sa participation à des projets
photovoltaïques nationaux (CTI) et internationaux (5th et 6th Programmes cadres de la
Communauté Européenne). En dernier lieu, mais pas des moindres, un troisième pan de ses
activités d’innovation se base sur la coopération directe avec ses clients dans l’établissement
de projet joints et ainsi valider des nouveaux concepts en conditions réelles de production.
Visant un partenariat à long terme, HCT s'efforce constamment d'améliorer sa position de
fournisseur privilégié auprès des principaux acteurs, tant dans l'industrie du semi-conducteur
que dans l'industrie du solaire. La gamme de produits HCT se compose de près d’une
dizaine de modèles de scies à fils. Elle satisfait à tous les besoins en offrant une large
gamme d'équipements complémentaires pour la préparation des lingots, l'orientation, le
collage, la manutention, la mise en cassettes, le lavage et finalement la récupération du
slurry.
S'appuyant sur une équipe hautement qualifiée et motivée d'ingénieurs et de physiciens,
HCT est capable d'offrir à l'industrie des solutions innovatrices basées sur sa vaste
expérience du procédé et de l'industrie. Les produits HCT ont acquis une réputation de
flexibilité satisfaisant aux plus hautes exigences. De plus, une personnalisation basée sur
une collaboration étroite avec les ingénieurs du client résout la plupart des nouveaux défis.
Développés dans le but de minimiser les coûts d'investissement, les produits HCT ont
démontré des records de productivité, de coûts minimes de maintenance et de
consommables.
Réseaux fournisseurs à proximité
Une philosophie de production fiable et flexible a été appliquée avec succès au cours des
années. HCT tire avantage d'une chaîne active d'approvisionnement externe et d'une base
stable de sous-traitants couvrant les domaines de la mécanique de précision, de la
micromécanique, de l’électronique et de l’IT. Plus de 90% des fournisseurs se trouvent à
moins de 90 minutes de Cheseaux, avec 2 à 3 fournisseurs pour chaque pièce stratégique.
Cela donne à HCT la flexibilité et la réactivité nécessaires pour suivre une industrie
fortement cyclique (semi-conducteur), ainsi que d'accompagner nos clients pendant les
périodes d'investissements importants. Le pré-montage, l'assemblage final et les tests sont
les activités principales menées par nos ingénieurs, techniciens et mécaniciens dans les
locaux de HCT. Après une inspection approfondie à la source en présence des
représentants du client, les équipements peuvent être rapidement installés sur site pour
atteindre ainsi le rythme de production peu de temps après la livraison.
Plus de 50% du marché mondial
L’innovation, la flexibilité et la vitesse de réalisation de nouveaux produits ont donné à HCT
une position de leader dans le sciage des wafers pour les cellules photovoltaïques.
Aujourd’hui, plus que 750MW par an sont coupés avec la technologie de la société du bassin
lémanique pour une production mondiale en 2004 approchant 1.1 GWp.
158
La technologie HCT est présente chez la plupart des acteurs du marché photovoltaïque, et
en particulier chez les principaux qui comptabilisent à eux seuls plus de 80% du marché
mondial: le leader mondial japonais Sharp, Shell Solar, BP Solar, Mitsubishi Electric Corp,
Isofoton, Sanyo, Q-Cells, Photowatt.
En conclusion
Les PME helvétiques ont la possibilité de prendre une position clé dans le domaine high-tech
de l’énergie photovoltaïque. Elles bénéficient pour cela des compétences et du savoir-faire
de l’industrie locale avec, en tête, la mécanique de précision, un des fleurons de l’industrie
suisse, ainsi que de la qualité de la formation des HES et Uni/EPF qui met sur le marché de
jeunes ingénieurs et scientifiques qualifiés. En y ajoutant de la flexibilité organisationnelle et
en utilisant judicieusement les moyens et les compétences scientifiques et high-tech des
instituts de recherche (Uni, EPF, etc.), elles peuvent ainsi s’assurer de jouer un rôle dans
cette industrie jeune, dynamique et à très forte croissance
159
Swiss Wafer Slicing Technology for the Global
PV Market from Meyer + Burger AGNovel Trends for the Future in Photovoltaic Wafer
Manufacturing
Peter Pauli, J. G. Beesley; U. P. Schönholzer; U. Kerat
CEO Meyer + Burger AG
Alte Bernstrasse 146, CH-3613 Steffisburg
pauli@meyerburger.ch
http://www.meyerburger.ch
Abstract
For more than 50 years Meyer Burger builds equipment to machine hard and brittle
materials, with many of the over 3’500 machines installed worldwide having performed
reliably for decades. Our customers slice and process materials for the semiconductor,
photovoltaic, optical and ceramic industries.
Since almost the entire pv-industry (and semiconductor industry) is situated outside of
Switzerland, namely the united states, Germany, Eastern Europe and Asia, it might seem
astonishing that the majority of solar wafer saws installed throughout the world are
manufactured by two competing Swiss companies. Meyer Burger builds the entire range of
saws required to manufacture a wafer, starting with the cropping followed by the squaring or
bricking and subsequently the wafering using wire saws. With the strong incentive for cost
reduction, in order to reduce the price of the final solar panel, an increasing emphasis is
placed in process development. In house jointly with universities and research institutes, the
fundamental mechanisms of the complex slurry-sowing processes are researched. The
current hot-topics are the increase of wafer output per kg of silicon by reducing the kerfloss,
while increasing the cutting speeds and maintaining the high quality requirements. Because
no further machining step follows the slicing of the wafers, any saw mark or large surface
damage would be visible on the final solar cell.
Improving these processes and working on the basic understanding of the cutting
mechanisms are not only very challenging but also exceptionally exciting, due to the unusual
numerous physical processes involved such as Non-Newtonian hydraulics,
Thermodynamics, Solid State Physics along with new measurement principles which have to
be employed or even developed. This new knowledge is subsequently implemented into very
interesting engineering tasks demanding all of the registers of the mechanical engineers
responsible for calculating the statics, lifetime and wear of components as well as
dimensioning the hydraulic systems such as pumps and gauges for the slurry supply system.
However, also the electrical / electronics and software engineers find a demanding
playground in binding in all the control circuits of the machines and supply systems. These
are entirely controlled via in-house developed and programmed computer numeric controls
(CNC) which have full internet capability, making it possible to support a customer by long
distance diagnostics on any continent of the world.
160
1. Introduction
Over 80 % of the global solar cell production requires the cutting of multi- or monocrystalline
silicon blocks into wafers, whereby multi-wire sawing is the main slicing technique of the
photovoltaic and microelectronics industry. It is this technology, which allows for a high
throughput, a small kerfloss and an excellent surface quality, enabling the wafers to be used
without any further machining. The current state of the art is to produce solar cell wafers of
156 x 156 mm as thin as 250 Pm. However, the roadmap of the pv-industry points towards
the next generation of 210 x 210 mm and larger, while reducing the thickness even further
down to a 100 Pm. At the same time the goal is to reduce the kerfloss even more in order to
economise on the precious silicon, as well as increasing the cutting rate while maintaining
and even improving the high surface quality. In order to master these new challenges, the
basic knowledge about the microscopic details of the sawing process is required and is
subject to ongoing research.
The numerous steps required for the manufacturing of a wafer, which will eventually be
integrated into a solar panel are illustrated in (Fig. 1.1). Starting with the purified silicon,
either poly-silicon ingots are cast in a furnace by heating up nuggets of silicon in a mould or,
a single crystal is grown e.g. by pulling using the Czochralski method. From these raw
shapes, rectangular ingots, already with the square or semi square profile of the solar cell
are sawn, using ID-hole and band saws. Finally these Ingots are sliced on multi wire slurry
saws into wafers. After these wafers have been separated, they are washed and the
dimensions are measured, as part of quality control. Some of our customers continue inhouse with the next photolithographic, doping and contacting processing of their wafers and
in some cases the manufacturer even proceeds by integrating the wafers into the solar
modules. However, traditionally most wafering plants sell their as cut wafers to the
lithography companies, who sell their wafers to the module makers.
Mono Si
Growing/Casting
cropping
Squaring/Bricking
Poly Si
edge grinding
glueing
wafer measuring
wafer cleaning
wafer separating
wafer cutting
Fig. 1.1 The standard crystalline PV wafer manufacturing chain.
161
2. The Slicing Technology
2.1 Cropping – The ID-Hole Saw
The left hand picture in Fig. 2.1 illustrates the cropping process of cutting the conical caps off
the raw single crystal on an inner diameter hole saw (ID saw) TS207, after which the outer
diameter is ground.
Fig. 2.1 An 8“ single crystal ingot being cropped on an ID-hole saw (ID: Inner Diameter)
TS207.
Unlike with single crystals determined for the semiconductor industry, no flats or notches are
ground into the ingot to indicate the orientation of the crystal axis. This ID saw is basically a
very large version of the TS23, which is still in use as a wafering machine in the
semiconductor industry, and is much liked in the optical, ceramics and, boutique crystal“
industry for its extraordinary flexibility and precise crystal orientation capabilities. The ID-hole
saw makes use of the advantage of tensioning a very thin disk with an inner hole, resulting in
a disk with a very much higher stability than the equivalent outer diameter saw would have,
thus reducing the saw dust of the kerf. Any larger pieces, such as the caps and the sides
from squaring, are easily recycled. However, the recycling of the silicon saw dust is hitherto
uncommon.
2.2 The Band Saw
To increase the fill factor of a solar panel, the single crystal ingots have to be squared (see
Fig. 1.1 – 3rd picture, top row). Equally the very hard crust must be sawn of the polysilicon
ingots and the bricks, with the format of the future wafers, cut out of the polysilicon casting.
This is commonly done using band saws, using saw bands plated with diamonds allowing for
very high cutting and feed rates. Combined with fast table transfers, these machines are the
workhorses in the foundries, guaranteeing high throughputs at short downtimes.
162
Fig. 2.2 Photo of the BS800 with a poly silicon ingot to be cut into bricks (left). Photo of the
BS 805, loaded with single crystals for squaring (right).
2.3 The Multi-Wire Saw
Fig. 2.3 Left: The principle of multi-wire sawing - the workpiece is pushed into the wire web,
which is wound from one side to the other and transports the cutting medium into the sawgaps. Right: The DS 262, capable of slicing 2 m of accumulated length in one single run,
producing over 4’500 wafers / run.
Silicon pillars up to a length of almost one meter, coming from the band saw, are sliced into
wafers of a thickness somewhere between 180 and 280 Pm on a wire saw. The multi-wire
saw schematics are depicted in Fig. 2.3. A single wire, with a typical diameter of 140 to
160 Pm and a spool length of 600 – 800 km, is fed from the supply spool through a wire
tensioning system to the four wire guide rollers, which are grooved with a constant pitch. By
winding the wire over these wire guide rollers a wire web is formed. On the output end, a
take-up spool collects the used wire. An abrasive slurry, supplied through a system of
nozzles onto the wire web, is carried with the moving wire into the sawing channel where it
performs its cut-grinding process. This slurry consists of hard grinding particles, generally
SiC with a diameter in the range of 10 to 15 Pm which are suspended in glycol or oil. By
pushing the silicon work pieces against the wire web they are sliced into thousands of wafers
in one single run.
163
2.4 Silicon Carbide Grit for Slurry Sawing
By developing a recycling process for exhausted SiC slurry, a significant step forward in cost
reduction has been achieved. The slurry exhausts by an excessive accumulation of silicon
dust, removed in the cutting process and not due to the grains loosing their cutting ability.
This silicon dust causes a saturation of the volume load of the solid fraction in the slurry,
which either needs to be diluted with fresh slurry or completely replaced.
Several recycling systems are available on the market. One of these is a centrifuge system,
where the solids are partially separated from the liquid phase. However, the fraction of very
fine silicon particles and broken SiC remain in the liquid. It is these fines, which have to be
removed for a good cutting ability of the slurry.
A very much better solution than the in-line centrifuge, is a system allowing for a complete
recycling of the slurry by entirely separating the liquid from the solid phase. This method
removes the complete fraction of solids including the fines, form the PEG. Further, the
recycled liquid is of the same transparency as the new one. Such a system is offered as a
worldwide service cutting the cost for slurry in half, compared with a process using
exclusively new material.
Fig. 2.4 The SiC grain size distribution before (top) and after the recycling operation
(bottom).
164
3. The Economical Aspects
The present concerns of the photovoltaic (PV) industry are dominated by the issue of the raw
silicon shortage for wafer production. In the wafer manufacturing process, illustrated in
Fig. 1.1, more than 50% of the raw silicon has to be discarded as saw dust, which at present
cannot be recycled economically. Such a material balance puts the cutting process under
pressure to become even more cost effective than it already is.
3.1 Material Usage in Wire Sawing
In order to satisfy the growing wafer demand while the same amount of silicon is being
produced, sets the targets of improvement in economising on silicon as well as in reducing
the cost for the consumables, such as the silicon carbide grit. Reducing the wafer thickness
and decreasing the kerfloss, increases the yield in wafers per kg of silicon.
Wafer thickness
Kerfloss
Wire thickness
SiC AVG grit
Carrier medium
oil or glycol
WGR pitch distance
Fig. 3.1 The geometrical parameters of the cutting zone.
Year
Wafer Thickness [µm]
Kerfloss [µm]
2005
230-270
200-220
2010
180
160
2020
100
100
Tab. 3.1 Roadmap for the development in wafer thickness and kerfloss [EPIA].
International committees such as EPIA predict the wafer thickness to be reduced down to
less than half of today’s average production thickness, within the next 15 years (Table 1).
However, the present market situation points towards trend of producing thinner wafers, in
combination with thinner wires, even earlier.
3.2 Consumables
A further advantage will be the reduction in slurry consumption, which is the dominant cost
factor due to the high cost of the abrasive grit (see Fig. 3.2). With thinner wafers and
decreasing pitch distance, the overall slurry consumption rises. However, normalised to one
single wafer, the reduction in slurry consumption could yield up to 30%. The reduction of the
cost per wafer (due to reduced kerfloss and slurry reduction) is visualized in Fig. 4.1: The
yield in wafers per kg silicon (dashed line) and cost per wafer (dash-dotted line: wire
diameter is kept constant at 0.120 mm) versus the wafer thickness. All these advantages
pose a significant challenge to reach this goal. Not only do wafers as thin as 120 µm or even
165
100 µm have to sliced, but they must be handled after the sawing process, where it is
possible that usual artefacts like, lattice tensions or crystal defects cause wafers to break in
the handling processes following the slicing.
Liquid cutting vehicle
28.4%
Abrasive Grit
51.1%
Beams
3.6%
Epoxy
0.7%
Cutting wire
6.5%
Depreciation
4.3%
Total for wear
and tear items
2.9%
Total for electrical
energy and water
2.4%
Fig. 3.2 Cost of ownership for a wire saw: As wafers get thinner, the operational costs for the
abrasive and the liquid carrier increase.
4. Future Developments - New Technologies
4.1 Machines
In retrospect, the last ten or twenty years have mainly dealt with the scaling up of the wire
saw technology. At the onset of this technology, only relatively small amounts of material
were cut in one run. Currently there is equipment on the market capable of slicing over 2 m
of accumulated length of silicon in to wafers (Fig. 2.3). However, we now face a new
philosophy in the industry: For the first time a manufacturer introduced a new wire saw with a
reduced cutting capacity in terms of the length of silicon to be sliced in one run, enabling to
increase the wafer surface quality at an increased yield while reducing the service costs and
down times. By optimising the geometry of the cutting region of the new DS-264 (Fig. 4.1)
the saw yield could be boosted to almost 100 %. At the same time the table feed speed and
therefore throughput has been doubled without any drawback on the quality. Process
developments are under way, targeting on thinner wafers and reducing the kerfloss by using
thinner wires in order to economise on the expensive raw material. Currently the pv-industry
requires wafers with a thickness of down to about 200 Pm. The goal is to reduce the standard
thickness down to 100 Pm, as this increases the yield in number of wafers / kg of silicon and
reduces the cost per wafer, increasing the return on investment of the pv-manufacturer.
166
Fig. 4.1 The benefits of the new DS-264 wire saw technology (left): The gain in wafers per
volume of raw material increases while the process costs decrease (Wafer size = 156 x 156).
The new generation wire saw DS-264 (right).
Originally intended for emerging markets in the Far East and the fast growing demand from
sapphire wafer manufacturers, the DS-265 (Fig. 4.2) has become very popular with research
institutes of the pv-domain. It’s compact design allows for a high operational flexibility
enabling rapid changes between different cutting media. Current hot topics in the pv research
community are comparisons of, SiC based slurry with diamond slurry and diamond wire. For
basic research, the diamond wire saws are still an interesting alternative (Fig. 4.2 -right) and
a full slurry compatible version is under development.
Fig. 4.2 Concept of the two-roller technology (left). The easy accessibility of the DS 265 is
clearly visible (centre). This enables a rapid conversion from SiC to diamond slurry or
diamond wire. The DWT multi-wire saw is ideally suited for pure diamond wire pv slicing
experiments.
167
4.2 Suspension Agent for Slurry
The currently employed slurry systems based on PEG, oil, or other glycol-based substances
are well suited for today’s applications. However, with the growing demand for thinner wafers
and increasing ingot lengths to be cut on wire saws, the need for a slurry system with a lower
viscosity is rising with the following requirements:
x
Reducing the energy consumption
x
Equal or better suspendability of the particles compared with PEG
x
Reduction of the SiC fraction required for cutting
x
Recyclable
x
Higher cutting speeds on the wire saw
Such suspension agents are currently under development. Their feasibility and capability
have been proven and the products are now at a stage where they can enter first pilot
production tests.
4.3 Fixed Abrasive Wire
Diamond coated wire has been used for several years to cut very hard and brittle materials
such as sapphire, SiC single crystals, or various compound semiconductors. The main
advantage of diamond wire over slurry, is the possibility to significantly increase feed speeds.
It is possible to cut down the processing time to one quarter of the time required for slurry
sawing. However, the very long cutting wire lengths required for solar wafering, are still a
demanding challenge for the diamond wire manufacturers. Therefore, first large-scale
feasibility studies are run for the semiconductor industry, as the sawing process employed for
semiconductor silicon requires shorter lengths of wire. The results are promising and will be
transferred to solar wafers, as soon as the length of wire required can be manufactured. The
wire also needs to be uniform in diameter over its entire length, which is very much more
difficult to achieve in an electroplating process than the simple drawing of the standard steel
wire. Several kinds of diamond wire are on the market. All products have in common that an
abrasive, predominantly consisting of diamonds, is bound onto a wire core.
168
Fig. 4.3 Slicing semiconductor grade silicon with diamond wire on a DS 265.
However, there is a wide range of substrate wires employed for the diamond wire production.
Most widely available is diamond wire, consisting of a steel core onto which a layer of
diamonds is applied and bound with an electrolytically deposited layer of nickel. Another
method uses the same steel wire and binds the powder in an epoxy matrix, as used in sand
paper manufacturing. The use of high-strength polymer fibre as core material is presently
under research. However, no such product has been introduced into the market yet.
5. References
x
C. Funke et al. “Microscopic Mechanisms of Multi-Wire Sawing”; Freiberger
Forschungshefte B327 Werkstofftechnologie; ISBN 3-86012-218-5 (2004) 206.
x
H. J. Möller; “Basic Mechanisms and Models of Multi-Wire Sawing”; Adv. Eng. Mat. 6 7
(2004) 501
x
M. Chandra et al. “Challenges in Slicing Large Diameter Silicon Wafers Using Slurry
Wiresaw”; MED-Vol 8; Proceedings of the ASME (1998) 807.
169
Solarenergie aus der Dachabdichtung Zusatznutzen für Flachdächer
Werner Hillebrand-Hansen
Market Manager Solar, Sarnafil
Kapellenstr. 7, DE-85622 Feldkirchen
werner.hillebrand-hansen@sarnafil.de
http://www.sarnafil.de
170
171
172
173
174
175
176
177
178
Standortbestimmung aus der Sicht eines
Komponentenherstellers
Markus Kohler
Product Manager Renewable Energy, Multi-Contact AG
Stockbrunnenrain 8, CH-4123 Allschwil
m.kohler@multi-contact.com
http://www.multi-contact.com
1. Abstract
Die Markteinführung der PV-Steckverbindungen vor 10 Jahre brachte eine Qualitätsverbesserung sowie eine einfachere und sicherere Montage von PV-Anlagen gegenüber den
vorher üblichen Verdrahtungen. Bei der späteren Weiterentwicklung wurden gezielt
zusätzliche Eigenschaften in die Stecksysteme integriert.
Für Multi-Contact hat sich der Bereich Solar zu einem wichtigen Standbein entwickelt. Mit
gegen 100 Arbeitsplätzen in den Entwicklungs- und Produktionsprozessen bei MC, deren
Partnerfirmen und Lieferanten in der Schweiz welche für die MC-Solarprodukte tätig sind, ist
die wirtschaftliche Bedeutung nicht ganz zu vernachlässigen.
Bei Qualitätsmerkmalen der in letzter Zeit auf dem Markt aufgetauchten Steckverbindungen
sind vielfach die nicht direkt sichtbaren Eigenschaften mangelhaft.
2. Die Erfolgsgeschichte PV-Stecker
Bis vor 10 Jahren wurden PV-Anlagen vor allem mit Schraubklemmen verdrahtet. Diese
Verbindungen sind zwar relativ einfach zum anschliessen, sind aber elektrisch nicht sehr
hochwertig und konstant, weshalb Ausfälle keine seltene Folge waren.
Die Entwicklung der ersten PV-Steckverbindung von Multi-Contact erfolgte in enger
Zusammenarbeit mit verschiedenen erfahrenen Firmen, womit deren Anregungen
eingebunden werden konnten. Durch diese Entwicklung des 3mm PV-Stecksystems wurden
als Hauptziel folgende Verbesserungen in der Verbindungstechnik erreicht:
¾
Eine Qualitätsverbesserung der Solaranlagen durch elektrisch hochwertige und
langzeitkonstante Federkontakte und Crimpverbindungen.
¾
Die Installation der PV-Anlagen wurde mit den Steckverbindungen vereinfacht.
¾
Der Berührschutz des Stecksystems verhindert, dass spannungsführende Teile bei
montierten Steckern berührt werden können, was den Schutz gegen elektrischen Schlag
sowohl bei der Installation wie auch bei Reparatur- und Wartungsarbeiten stark
verbessert.
¾
Die Plus- resp. Minus-Kodierung von Stecker und Buchsenkontakten verhindert ein
fehlerhaftes zusammenstecken von Stringleitungen.
Noch heute ist die 3mm Steckverbindung von MC die im PV-Markt am häufigsten
eingesetzte Steckverbindung.
179
Bei der Weiterentwicklung des 3mm-Systems wurden die folgenden zusätzlichen
Funktionalitäten und Eigenschaften zu den Anforderungen aufgenommen, was zum neuen
4mm-Stecksystem führte:
¾
Einrastsystem
¾
Hörbares Einrasten
¾
Einfachere Handmontage
¾
Erhöhung des Systemstromes
Durch den höheren Automatisierungsgrad in der Fertigung kann diese Steckverbindung auch
günstiger hergestellt werden.
Auf der folgenden Darstellung sind die Komponenten eines DC-Verkabelungssystems am
Beispiel des MC 4mm-Systems zu sehen.
Abbildung 1: DC-Verkabelungskomponenten
3. Wirtschaftsfaktor Verkabelungssysteme
Wenn man vom Wirtschaftsfaktor der Photovoltaik in Bezug auf Multi-Contact und deren PVProdukte spricht, muss man zuerst auf die Situation am PV-Markt vor etwa 12 Jahren zurück
schauen. Folgende Attribute kennzeichneten damals diesen Markt.
¾
Die Schweiz war in der Photovoltaik eines der führenden Länder
¾
Die Photovoltaik war ein Nischenmarkt
¾
Die Photovoltaik war sehr technologielastig
180
Die Hauptausrichtung von Multi-Contact ist wie folgt:
¾
Entwicklung und Herstellung von Steckverbindungen mit qualitativ hohen Ansprüchen
¾
Vor allem in Nischenmärkten tätig
¾
International ausgerichtet mit eigenen Auslandniederlassungen
Diese Konstellation passte gut zusammen, so dass MC sich entschied, entsprechende
Entwicklungen zu tätigen um auf diesem Markt aktiv zu sein.
Die internationale Ausrichtung half mit, dass sich die MC PV-Steckverbindung schon bald
auch in Japan, USA, Deutschland und weiteren Ländern etablierte. Ohne die Führungsrolle
der Schweizer PV-Szene wäre der Beginn der Erfolgsgeschichte des MC PV-Steckers aber
wahrscheinlich nicht erfolgt.
Heute beschäftigt Multi-Contact weltweit mehr als 600 Mitarbeiter, davon 156 im Hauptsitz in
der Schweiz. Von diesen arbeiten in Allschwil mehr als 40 für den Bereich Solar. Weitere
schätzungsweise 40 bis 60 Mitarbeiter sind bei Partnerfirmen und Lieferanten für den
Produktionsprozess der Solarprodukte beschäftigt.
War der Umsatzanteil der Solarprodukte vor 5 Jahren noch bei weniger als 5%, so machte
dieser im letzten Jahr mit CHF 34Mio. stolze 27% des Gesamtumsatzes aus und ist somit in
kurzer Zeit zu einem sehr wichtigen Standbein gewachsen.
Der Umsatzanteil des Heimmarktes Schweiz liegt unter 1%. Trotz dieses sehr kleinen Anteils
hält MC am Standort Schweiz als Entwicklungs- und Produktionsstandort fest. Mit dem
Erwerb eines neuen Produktionsgebäudes und Landreserven hat MC in diesem Jahr ein
Bekenntnis zum Standort Schweiz gemacht. Investitionen von CHF 8Mio. werden bis zur
Fertigstellung der Umbauarbeiten im kommenden Jahr in die Erweiterung getätigt.
2006
bestehend
Abbildung 2: Luftansicht des MC Hauptsitzes in Allschwil
Wo allfällige weitere Ausbauten erfolgen werden ist unklar und sicher auch stark von der
weiteren Entwicklung des Marktes dieser Komponenten abhängig.
181
4. Wichtige Qualitätsmerkmale von PV-Steckverbindern
Der Wandel des PV-Marktes vom technologiegetriebenen Nischenmarkt zum wettbewerbsorientierten Massenmarkt zeigt sich auch bei den Verkabelungskomponenten. So hat der
Markt eine Vielfalt von Solarleitungen hervorgerufen. Auch Steckverbindersysteme gibt es in
der Zwischenzeit von verschiedenen Anbietern. Mit diesem Wandel des Marktes erhalten
Qualität, Technik, Marketing, Preis und weitere Faktoren einen ganz anderen Stellenwert.
Viele Qualitätsmerkmale sind bei den entsprechenden Produkten offensichtlich und aus
Datenblättern und Katalogen ersichtlich, andere Aspekte können nur durch Prüfungen oder
Erfahrungen beim Feldeinsatz beurteilt werden. Leider gibt es noch keine international
harmonisierten Normen für Verkabelungskomponenten, welche durch ein entsprechendes
Prüfprogramm eine Mindestqualität festlegen. Deshalb möchten wir in diesem Kapitel
Aspekte der Qualität etwas beleuchten.
Elektrische Verbindungen in der Photovoltaik müssen viele verschiedene Eigenschaften wie
gute Langzeiteigenschaften der Kontaktstellen, UV- und Witterungsbeständigkeit,
Berührschutz etc. besitzen. Wird eines dieser Features nicht oder nur mangelhaft erfüllt, so
kann dies zu Störungen und Ausfällen führen. Solche Störungen treten meistens erst nach
einer gewissen Zeit auf, wenn die äusseren Einflüsse wie UV-Strahlung, Bewitterung oder
Temperaturschwankungen die Verbindungen entsprechend beeinträchtigt haben.
Bei der Produktentwicklung müssen diese Funktionen und Beanspruchungen durch eine
entsprechende Konstruktion sowie die Wahl der eingesetzten Materialien sichergestellt
werden. Die durchzuführenden Typenprüfungen sollen die Bestätigung dafür liefern.
Einige der in jüngster Vergangenheit auf dem Markt aufgetauchten Steckern genügen diesen
grundlegenden Ansprüchen wahrscheinlich nicht ganz. So gibt es verschiedene Hersteller
aus dem fernen Osten, welche die MC-Dose kopieren, so dass diese vom Original kaum zu
unterscheiden sind. Zwei kleine visuelle Differenzen sind bei den meisten Produkten das
Firmenlogo auf dem Deckel sowie der nicht vorhandene Metallfilter im Gehäuse.
Auch wenn diese Produkte visuell vertrauenserweckend aussehen und mechanisch einen
stabilen Eindruck machen, zeigt bereits eine Messung der Übergangswiderstände der
elektrischen Verbindungen erste Mängel auf. In Abbildung 3 ist ein Vergleich der Kopie mit
der original MC-Dose zu sehen.
Abbildung 3: Vergleich von Übergangswiderständen einer MC-Dose mit einer Kopie
In der nächsten Abbildung ist eine auch aus dem fernen Osten stammende Kopie der MC
3mm Steckverbindung zu sehen. Bei dieser Steckverbindung zog sich die Isolation während
dem 1'000-stündigen Heissdampftest (nach IEC61215) zusammen und riss.
182
Abbildung 4: Eine fernöstliche Kopie der
MC-Steckverbindung nach einer 1000
stündigen Heissdampf-Auslagerung
(Quelle: TÜV Rheinland)
Bei den in Abbildung 5 gezeigten Bildern handelt es sich um einen Erwärmungsversuch,
wobei die beiden unteren Bilder die Steckverbindungen auf einer Wärmebildaufnahme mit
einem beaufschlagtem Strom von 14A zeigen. Die Unterschiede der Erwärmung sind sehr gut
zu erkennen. Diese zum Teil sehr starken Temperaturzunahmen führen zu einer schnellen
Alterung und dies wiederum zu einer weiteren Erhöhung des Übergangswiderstandes. Diese
Effekte können sich bis zum Ausfall der Steckverbindung aufschaukeln.
Bei den Bildern auf der rechten Seite wurde der Versuch ausschliesslich mit MC 3mm
Steckverbindungen durchgeführt, auf der linken Seite wurden auch verschiedene andere
Fabrikate getestet.
Abbildung 5: Oben: Testaufbau / Unten: Wärmebildaufnahme verschiedener Steckverbindungen bei einem Strom von 14A (Quelle: TÜV Rheinland)
Nachdem sich nun über Jahre die Qualität der Produkte rund um die Photovoltaik durch die
laufend gewonnene Erfahrungen verbesserte, zeigen diese Untersuchungen einen teils
gegenläufigen Trend.
Sicher sind dies nur wenige Ausnahmen im ganzen Markt. Es zeigt aber, dass man ein
Augenmerk darauf haben muss und dass auch Mängel bei Verkabelungssystemen weder
visuell, noch auf Datenblättern oder in Prospekten zu erkennen sind.
183
Le vol solaire autour du monde Perspectives et défis technologiques
André Borschberg
CEO SOLAR IMPULSE
Scientific Park PSE –C, EPFL, CH-1015 Lausanne
andre.borschberg@solarimpulse.com
www.solarimpulse.com
184
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Exposition
Abstracts posters
198
Entreprise
No.
Adresse
Contact
HCT Shaping Systems SA
L1
Route de Genève 42,
1033 Cheseaux
Fabienne
Zetzmann
Huber + Suhner AG
D4
Tumbelenstrasse 20,
8330 Pfäffikon ZH
Guido Pellicioli
METEOTEST
H1
Fabrikstrasse 14, 3012 Bern
Jan Remund
Multi-Contact AG Basel
D3
Stockbrunnenrain 8, 4123 Allschwil
Markus Kohler
Muntwyler Energietechnik AG
E2
Tannholzstrasse 1, 3052 Zollikofen
Urs Muntwyler
SES Société d’ Energie
Solaire SA
C1
Route de Saint-Julien 129,
1228 Plan-Les-Ouates
Philippe
Crisafulli
SIG Services Industriels de
Genève
J1
Case postale 2777, 1211 Genève
Damien Sidler
Solstis Sàrl
E1
Rue de Sébeillon 9B,
1004 Lausanne
Jacques
Bonvin
SOLVATEC GmbH
E8
Lehmattweg 12, 4414 Füllinsdorf
Dominik Müller
Sputnik Engineering AG
D1
Höheweg 85, 2502 Biel
Christoph von
Bergen
STUDER INNOTEC
D2
Rue des Casernes 57, 1950 Sion
Serge Remy
SunTechnics Fabrisolar AG
B2
Untere Heslibachstr. 39, 8700
Küssnacht
Sylvère Leu
sunways AG
A1
Macairestrasse 3-5, D-78467
Konstanz
Claudia
Homburg
TNC Consulting AG
F1
Seestrasse 141, 8703 Erlenbach
Stephanie
Mehlfeld
Unaxis Solar
B1
Iramali 18, 9496 Balzers
Matthias
Krieger
VHF-Technologies SA
C3
Av. des Sports 18,
1400 Yverdon-Les-Bains
Frederic
Bichsel
199
No.
Titre du poster
A2
High rate deposition of thin-film silicon solar
cells on glass
A3
Flexible photovoltaic modules for building
integration
A4
Dünnschichtzell- und Modulentwicklungen bei
Unaxis Solar
C2
Toitures photovoltaïques
D5
Messung des dynamischen Maximum-Power-Point
-Trackings bei Netzverbund-Wechselrichtern
D6
Neue Tests an Photovoltaik-Wechselrichtern:
Gesamtübersicht über Testergebnisse und
gemessene totale Wirkungsgrade
D7
Netzgekoppelte solare Stromversorgungen mit
Notstromfunktion
E3
Steigende Bedeutung der PV-Technik in Gebäuden
E4
E5
PV-Enlargement - A standardised comparison of
innovative PV installations in Europe
Die Photovoltaik- Anlage auf dem Dach des Stade
de Suisse - Planung, Bau und erste
Betriebserfahrungen
E6
Solar Thermophotovoltaics and selective Emitter
E7
US-Mission Geneva: Design und Funktionalität im
Einklang
F2
Schulungsprogramm 2005 „Muntwylers
SolarAkademie
G1
News on PV module testing at LEEE
G2
PV-Anlage Newtech - 3 DünnschichtzellenTechnologien im Direktvergleich
G3
Messung des spektralen Photostroms von
Solarzellen und Modulen
G4
K1
200
Efficiency and Yearly Output of a new Photovoltaic
Module with Back-Contacted Silicon Solar Cells
Subsidy, Check and Monitoring of PV-plants in
Ticino: a happy ending story
Entreprise
IMT Institut de Microtechnique
de l’Université de Neuchâtel,
Rue A.-L. Breguet 2,
2000 Neuchâtel
IMT Institut de Microtechnique
de l’Université de Neuchâtel,
Rue A.-L. Breguet 2,
2000 Neuchâtel
Unaxis SPTec, Buisness Unit
Solar, Rue du Puits-Godet
12A, 2000 Neuchâtel
Solstis Sàrl, Rue de Sébeillon
9B, 1004 Lausanne
Hochschule für Technik und
Informatik HTI , Jlcoweg 1,
3400 Burgdorf
3400 Burgdorf
Muntwyler Energietechnik AG,
Tannholzstrasse 1,
3052 Zollikofen
Tannholzstrasse 1,
3052 Zollikofen
SUPSI – DCT LEEE,
CP 110, 6952 Canobbio
Minder Energy Consulting,
Ruchweid 22,
8917 Oberlunkhofen
PSI Paul Scherrer Institut,
5232 Villigen
SunTechnics Fabrisolar AG,
Untere Heslibachstr. 39,
8700 Küssnacht
Tannholzstrasse 1,
3052 Zollikofen
SUPSI – DCT LEEE, CP 110,
6952 Canobbio
Berner Fachhochschule,
3400 Burgdorf
NTB Fachhochschule Buchs,
Werdenbergstrasse 4
9471 Buchs
PSI Paul Scherrer Institut,
5232 Villigen
SUPSI - DCT LEEE,
CP 110, 6952 Canobbio
Contact
L. Feitknecht
V. Terrazzoni
J. Meier
J. Bonvin
H. Häberlin
H. Häberlin
U. Muntwyler
U. Muntwyler
G. Friesen
R. Minder
W. Tobler
R. Christian
U. Muntwyler
A. Realini
H. Häberlin
F.
Baumgartner
W. Durisch
N. Cereghetti
Plan d’ Exposition
201
A2
High-rate deposition of thin-film silicon solar cells on glass
1
1
L. Feitknecht, C. Ballif, A. Shah, 2 J. Meier, U. Kroll
IMT Institut de Microtechnique de l’Université de Neuchâtel
Rue A.-L. Breguet 2, CH-2000 Neuchâtel
luc.feitknecht@unine.ch
2
UNAXIS SPTec
Rue du Puits-Godet 12a, CH-2000 Neuchâtel
Thin-film silicon solar cells are deposited on various low-cost substrates, such as glass,
stainless steel and plastics: they, thus, imply low material costs and very low energy payback
times -in contrast with crystalline silicon wafer-based solar cells, where availability of
feedstock materials and high energy payback times are significant barriers for future cost
reduction and market growth.
The “micromorph” tandem solar cell concept introduced by IMT Neuchâtel in 1993 has now
attained a high degree of maturity, in our laboratories and in many other laboratories over the
whole world. Together with UNAXIS’ Solar Division, IMT is at present involved in the
challenging transfer process from the mature laboratory cell to square-meter deposition
processes, that can be used for mass production of PV modules at production levels of
around 20MWpeak/year. Thereby, the demands of the industrial partner i.e. processing speed
(throughput), process control and process yield have to be met.
A key issue is here the increase of the deposition rate for the silicon solar cell absorber layer:
ten years ago, a single laboratory solar cell absorber layer took 8 hours to fabricate – today
we are capable to finish a whole deposition cycle within one hour. In other words, thanks to
intensive research activities, the deposition rates are being increased by a factor of ten from
below 0.1 nm/sec to well above 1 nm/sec – in parallel, the deposition area is being increased
by a factor of 25. In fact, we recently obtained a uniform microcrystalline silicon solar cell with
a conversion efficiency of 6.0% on a 35 x 45 cm2 glass substrate fabricated at 1.5 nm/sec in
an commercially available KAI deposition equipment by UNAXIS.
Fig. 1: Theoretical daily PV output of the
small KAI pilot-line deposition system at
IMT
running
24
h/day,
producing
microcrystalline solar cells with 7%
efficiency.
202
A3
Flexible photovoltaic modules for Building Integration
1
V. Terrazzoni-Daudrix, J. Bailat, F. Freitas, X. Niquille, A. Shah, C. Ballif
2
D. Fischer, Y. Ziegler
1
IMT Institut de Microtechnique de l’Université de Neuchâtel
Rue A.-L. Breguet 2, CH-2000 Neuchâtel
vanessa.terrazzoni@unine.ch
2
VHF-Technologies S.A.
Avenue des Sports 18, CH-1400 Yverdon-les-Bains
Thin-film silicon is an especially attractive solution for integrating photovoltaic (PV) modules
into facades and roofs. Several The reasons are: (1) lower production price, (2) availability of
raw materials, (3) low energy payback times, (4) manufacturability of large–area modules
and (5) flexibility in module design.
Thin-film silicon cells are generally deposited on glass in batch processes. The present
contribution describes the development of new equipment and novel methods for the
fabrication of low-cost modules on flexible plastic rolls, in a continuous process.
The fabrication technology, as implemented in the industrial prototype fabrication unit of
VHF-Technologies S.A. at Yverdon, involves roll-to-roll processing based on high-rate Very
High Frequency (VHF) plasma deposition of amorphous silicon. At the moment, stabilized
module efficiencies of the order of 4 % have been obtained on flexible plastic rolls, with a
large potential for further improvement.
Indeed, IMT is studying various methods for increasing the stabilized efficiency. At present,
both amorphous and microcrystalline single-junction laboratory cells produced on textured
flexible substrates reach record efficiencies of 7% on PET. Furthermore, “micromorph” (i.e.
microcrystalline/amorphous) tandem cells attain stabilized efficiencies of 8.6% on the same
substrates.
In addition, solar module designs, that are specially suited for building integration and that
can only be implemented with flexible substrates, will be presented: corrugated modules,
large-area panels, and (as future possibilities) semi-transparent and/or colored modules.
203
A4
Dünnschichtzell- und Modulentwicklungen
bei Unaxis Solar
1
J. Meier, U. Kroll, J. Spitznagel, S. Benagli, , G. Androutsopoulos, D. Borello
2
A. Huegli, T. Roschek, C. Ellert, M. Poppeller, W. Stein, O. Kluth,
G. Buechel, D. Zimin, J. Springer, A. Buechel, A. Widl
1
UNAXIS SPTec
johannes.meier@unaxis.com
2
Unaxis Balzers AG
FL-9496 Balzers, Liechtenstein
Die Aufskalierung von Dünnschicht-Solarzellen auf grossflächige Module zur industriellen
Fertigung stellt eine besondere technologische Herausforderung dar.
Unaxis entschied 2003 in die Dünnschicht Silizium PV als Anlagenhersteller einzutreten.
Basierend auf den langjährigen Forschungsarbeiten des IMT’s (Institut für Mikrotechnik der
Universität Neuenburg) werden bei Unaxis Solar Dünnschicht Silizium Solarzellen auf
industrielle Anlagen übertragen und aufskaliert. Hierbei werden die Synergien der vom
Display Geschäftsbereich entwickelten grossflächigen KAI-Reaktoren zur Abscheidung von
amorphem und mikrokristallinem Silizium ausgenutzt und spielen eine entscheidende Rolle.
In diesem Beitrag wird über den Stand in der Umsetzung der Dünnschicht Silizium
Solarzellen auf industrielle grossflächige Anlagen berichtet. Es werden sowohl auf die
Ergebnisse in der Aufskalieurung zu grossflächigen Modulen, wie auch deren
Zwischenschritte über Testzellen und TCO Entwicklungen eingegangen.
204
C2 Toitures photovoltaïques
P. Affolter, J. Bonvin
Solstis SA
Sébeillon 9b, 1004 Lausanne
info@solstis.ch
http://www.solstis.ch
Résumé
Les différents systèmes d’intégration développés à ce jour permettent la réalisation de
toitures entièrement ou partiellement solaires. Sont présentés ici quelques exemples de
realisation de toitures solaires en Suisse romande:
x
Système oryon composés de tuiles solaires
x
Système fenix pour une intégration sur tuiles
205
D5
Messung des dynamischen Maximum-Power-PointTrackings bei Netzverbund-Wechselrichtern
H. Häberlin, M. Kämpfer, U. Zwahlen
Berner Fachhochschule, Hochschule für Technik und Informatik (HTI)
Labor für Photovoltaik, Jlcoweg 1, CH-3400 Burgdorf
heinrich.haeberlin@bfh.ch
http://www.pvtest.ch
Im letzten Jahr wurde in mehreren Beiträgen die neue Grösse „totaler Wirkungsgrad“
vorgestellt, die eine viel bessere Charakterisierung des Betriebsverhaltens von Solarwechselrichtern für Netzverbundanlagen erlaubt.
Neben dem statischen Betriebsverhalten, das durch K, KMPPT und Ktot gut beschrieben
werden kann, interessiert in der Praxis natürlich auch das dynamische Verhalten. Es ist für
Zeiten mit rasch wechselnder Einstrahlung von Interesse. In einem Beitrag des FhG-ISE
wurde letztes Jahr auf Grund von zeitlich hoch aufgelösten Messungen der
Bestrahlungsstärke G gezeigt, dass in den auftretenden Strahlungsspitzen noch ein
gewisses zusätzliche Energiepotenzial vorhanden wäre, wenn der Wechselrichter diese
Spitzen effektiv verarbeiten könnte. Eine Voraussetzung dazu ist die richtige leistungsmässige Dimensionierung des Wechselrichters. Allerdings kann die Energie in Strahlungsspitzen nur ausgenützt werden, wenn das dynamische Maximum-Power-Point-Tracking
schnell genug ist.
In diesem Beitrag werden Messungen des dynamischen MPP-Tracking-Verhaltens an
einigen handelsüblichen Netzverbund-Wechselrichtern gezeigt.
206
D6
Neue Tests an Photovoltaik-Wechselrichtern:
Gesamtübersicht über Testergebnisse und
gemessene totale Wirkungsgrade
H. Häberlin, M. Kämpfer, U. Zwahlen
Im letzten Jahr wurde in mehreren Beiträgen die neue Grösse „totaler Wirkungsgrad“
vorgestellt, die eine viel bessere Charakterisierung des Betriebsverhaltens von Solarwechselrichtern für Netzverbundanlagen erlaubt. Dieser totale Wirkungsgrad Ktot ist das
Produkt aus dem DC-AC-Umwandlungswirkungsgrad K und dem statischen MPP-TrackingWirkungsgrad KMPPT.
Neben den damals als Beispiele verwendeten Wechselrichtern sind inzwischen viele weitere
Geräte eingehend getestet worden. Es wird eine tabellarische Gesamtübersicht über die
wichtigsten gemessenen Eigenschaften dieser Geräte gezeigt (Umwandlungswirkungsgrad K, MPP-Tracking-Wirkungsgrad KMPPT, totaler Wirkungsgrad Ktot (jeweils bei 3
verschiedenen Spannungen), Oberschwingungsströme, EMV-Verhalten, dynamisches MPPTracking, Verhalten bei Spannungs- und Frequenzabweichungen, Verhalten bei
Rundsteuersignalen, Inselbetriebs-Detektion). Daneben werden in diesem Beitrag auch
Kurven des totalen Wirkungsgrades angegeben.
207
D7
Netzgekoppelte solare Stromversorgungen mit
Notstromfunktion
U. Muntwyler
Solarcenter Muntwyler
Postfach 512, 3052 Zollikofen
muntwyler@solarcenter.ch
http://www.solarcenter.ch
1. Einleitung
Die netzgekoppelte solare Stromversorgung bedingt ein erhebliches Investment des
Bauherren. Diese stört es oft, dass die solare Netzeinspeisung bei einem Netzausfall aus
Sicherheitsgründen unterbrochen wird. Gerade bei längeren Netzausfällen wird dann gewünscht, dass die solare Netzeinspeisung auch zu einer „Notstromversorgung“ werden
könnte. Nachdem die Stromversorgung für die korrekte Funktion eines Gebäudes immer
wichtiger wird, ist dieser Wunsch verständlich. Man denke nur an den Ausfall von Heizungen,
Gebäudelüftungen, Computeranlagen, Steuerungen und dergleichen. Wenn bei
zunehmender Strommarktliberalisierung die Zuverlässigkeit des Stromnetzes sinkt, bzw.
einen Preis bekommt, wird dieser Wunsch noch zunehmen.
2. Drei verschiedene Varianten zur Notstromversorgung
Es gibt heute drei mögliche technische Varianten mittels einer solaren Netzeinspeisung auch
eine Notstromversorgung zu realisieren, ohne dabei mit den Sicherheitsvorschriften in
Konflikt zu kommen. Es sind dies:
- diskreter Aufbau mit Batterieanlage, Wechselrichter und Solarladeregler
- Verwendung eines Netzwechselrichter mit Notstromversorgung
- Verwendung eines autonomen Wechselrichters im Zusammenspiel mit einem Netzwechselrichters
Die drei Varianten werden vorgestellt und deren Vor- und Nachteile erläutert.
3. Realisierte Beispiele
Beispiele realisierter Anlagen aus der Praxis runden diese Vorstellung ab. Anschliessend
wird die Bedeutung dieser neuen Anwendung der Photovoltaik eingegangen.
4. Ausblick
Mit der Notstromversorgung erschliesst sich der Photovoltaik ein neues Anwendungsfeld.
Wie gross dieses ist, ist noch offen. Dass es zunimmt ist aber ausser Frage.
208
E3
Steigende Bedeutung der PV-Technik in Gebäuden
U. Muntwyler
1. Einleitung
Bei der Planung der Haustechnik wird die Photovoltaik meistens vergessen. Ihr haftet der
Ruf einer „teuren Technik“ an. In modernen energieeffizienten Gebäuden kommt der
Photovoltaik eine immer wichtigere Rolle zu. Je besser das Gebäude ist, umso grösser ist
der Beitrag und die Wichtigkeit der Photovoltaik, wenn es darum geht den Restenergiebedarf
zu decken.
2. Verschiebung von der Solarthermie zur Photovoltaik
Das Solarcenter Muntwyler befasst sich seit 30 Jahren mit der Nutzung der Sonnenenergie.
Dies umfasst die Solarthermie wie die Photovoltaik. In den letzten Jahren hat sich die
Bedeutung der Photovoltaik stetig erhöht. Dies zeigen Preis-/ Leistungssimulationen von
Solarthermie- und Photovoltaik-Anlagen.
Dies gilt sowohl für bestehende Gebäude, umso mehr aber für energieeffiziente Gebäude.
An Beispielen wird dies gezeigt. Dazu gehören konventionelle Gebäude wie auch Minergieund zwei Minergie P - Gebäude. In einem der Minergie P-Gebäude, einem Einfamilienhaus
in Heimiswil, wurde die Photovoltaik auf das bereits bestehende Gebäude plaziert. In der
Solarsiedlung Innerberg wurde die Photovoltaik von Anfang an eingeplant.
3. Ausblick
Der Mix Solarthermie/ Photovoltaik gibt dem Planer, Architekten und Hausbauer die
Möglichkeit die Sonnenenergie noch wirkungsvoller und kostenoptimiert einzusetzen. Die
Bedeutung der Photovoltaik auf dem Weg zum „Nullenergie-Haus“ wird dabei zunehmen.
209
E4
PV Enlargement - a standardised comparison of innovative
PV installations in Europe
1
1
G. Friesen, A. Realini, A. Bernasconi, 2 M. Grottke
LEEE University of Applied Sciences of Southern Switzerland SUPSI
Via Trevano, CH-6952 Canobbio-Lugano
gabi.friesen@supsi.ch
2
WIP
Sylvensteinstrasse 2, 81369 Munich, Germany
The “PV Enlargement” project, initiated and coordinated by WIP, aims to develop a nucleus
for PV expertise in the EU accession countries and to focus on new technologies in the EU15. Europe’s largest scientific PV installation network is being created in the framework of
this project.
At present day 32 PV demonstration systems and over 30 PV technologies with an overall
generation capacity of more than 1,2 MWp are being installed at technical universities,
academies and on other buildings in 10 European countries, among them 5 CCE countries.
These systems are either highly cost-effective or very innovative PV technologies and are set
up at very visible places, often being the largest installation of the country. After the set-up of
the PV systems by the installers and the universities, the latter measures, assess and
scientifically work with the performance data, communicate them with the manufacturer and
thus contribute to measurable system efficiency improvements. One of the goals of the
project is to make a standardised comparison of all PV installations of the 10 involved EU
countries. For this purpose, wherever applicable, common inverter types and data acquisition
systems have been installed. Additionally an intensive performance control of a large number
of PV modules and a calibration of all on the installations used irradiance sensors have been
executed by the LEEE-TISO test laboratory. The PV modules are tested in different phases
of the project so to verify the power stability of all PV technologies.
210
E5
Die Photovoltaikanlage auf dem Dach des Stade de Suisse
Planung, Bau und erste Betriebserfahrungen
1
R. Minder, 2 M. Reutemann, J. Vollenweider
1
Leiter Forschung Gesellschaft Mont-Soleil
rudolf.minder@bluewin.ch
2
BKW FMB Energie AG
Viktoriaplatz 2, CH-3000 Bern 25
Die Integration einer grossen Photovoltaikanlage in das Gebäude des neuen Stade de
Suisse Wankdorf in Bern bedeutete eine grosse architektonische, technische und
organisatorische Herausforderung. Das Ziel war, auf den geeignetsten Dachflächen eine
Anlage zu erstellen, die einerseits optimal in die Architektur des Baus integriert sein und
andererseits eine kostengünstige Erzeugung von zertifiziertem Solarstrom ermöglichen
sollte. Da das Solarprojekt parallel zur Fertigstellung des Gebäudes realisiert wurde, waren
die Anforderungen an die Projektkoordination besonders hoch.
Dass diese Aufgaben durch das Projektteam und die beteiligten Partner bestens gelöst
wurden bezeugt die Prämierung dieses Projekts mit dem Schweizer Solarpreis 2005.
Die Anlage nutzt in der ersten realisierten Etappe eine Dachfläche von 6900m2 und weist
eine installierte Leistung von 850 kWp auf.
Es wird eine Jahresproduktion von
durchschnittlich 714'000 kWh/a erwartet. In Abhängigkeit des Marktes für Solarstrom kann
eine zweite Etappe mit bis zu weiteren 450 kW realisiert werden.
Die relevanten Betriebsdaten der Photovoltaikanlage Stade de Suisse werden erfasst und
von der HTI Burgdorf wissenschaftlich ausgewertet. Die Resultate der ersten Betriebsmonate
zeigen, dass die Anlage den Erwartungen entspricht und die angestrebten Ertragswerte
erreicht werden sollten. Interessant ist der Vergleich der Ertragszahlen mit denen des
Sonnenkraftwerks Mont-Soleil. Auf Grund der sehr unterschiedlichen technischen und
klimatischen
Bedingungen
lassen
sich
deutliche
Unterschiede
in
der
Produktionscharakteristik feststellen. Diese für die Planung zukünftiger Grossanlagen
wichtigen Ergebnisse werden laufend durch weitere Studien vertieft.
211
E6
Solar Thermophotovoltaics and selective Emitter
W. Tobler, W. Durisch
Paul Scherrer Institute PSI, Department General Energy
CH-5232 Villigen PSI
walter.tobler@psi.ch, wilhelm.durisch@psi.ch
Solar cavity receivers operating at temperatures around 1500 K are tried to combined with
the rare earth oxide Yb2O3 since its selective spectrum ideally matches with Si-photocells.
However, the low thermal shock resistance of monolithic Yb2O3 bodies requires a different
approach of obtaining a selective emitting spectrum and thus, a combination of silicone
carbide (SiC) with the rare earth oxide is aimed at. A SiC cavity presenting a nearly ideal
black body can be coated with selective emitting Yb2O3. The basis structure of SiC provides
excellent thermal shock resistance, high absorption of incident solar radiation, and superb
thermal conductivity whereas the rare earth coating should exhibit strong selective emission.
In a first attempt plasma sprayed Yb2O3 layers on a SiC-foam, used for fuel fired TPV, with
different thicknesses of 50 and 100 µm showed good adherence and thermal shock
resistance. Furthermore, the layer with 100 µm thickness yielded in a higher system
efficiency compared to the thinner one. Spectral emittance measurements at high
temperatures and under vacuum conditions will broaden the knowledge of the characteristics
of rare earth coatings on SiC. Concluding from these results it seems that this method is very
promising to combine two completely different materials like SiC and rare earth oxide Yb2O3.
212
E7
US-Mission Geneva: Design und Funktionalität im Einklang
S. Leu, C. Roeske, C. Kroh
SunTechnics Fabrisolar AG
Untere Heslibachstr. 39, CH-8700 Küsnacht
info@SunTechnics.ch
http://www.SunTechnics.ch
Die ganze Bandbreite solarer Architektur: Mit Hilfe vier verschiedener Installationstechniken
wurden die Dach- und Fassadenflächen der US-Botschaft in Genf in kleine Solarkraftwerke
verwandelt. Zusätzlich setzt ein aufgeständertes Sonnensegel ein weithin sichtbares
Zeichen. Die Nutzung aller geeigneten Dachflächen führte zu einer Spitzenleistung von rund
120 Kilowatt peak. Auf den Flachdächern des Hauptgebäudes und des Conference Centers
wurden rahmenlose Laminatmodule horizontal in quadratische, genutete Leichtbetonsockel
eingefügt. Im Sonnensegel sind 36 großflächige Doppelglas-Module auf einer speziellen
Stahlkonstruktion kantenbündig mit einem Neigungswinkel von 35 Grad auf der Fassade
abgestützt. Bei den Fassadenanlagen am Conference Center sowie am 20 Meter hohen
Treppenhaus des Hauptgebäudes ist die Fassade vertikal vorgehängt. Ein spezielles
Leistensystem aus Edelstahl-Kantteilen ermöglicht eine randnahe, durchgängige und ebene
Montage der Module. An der Süd-West-Fassade sind 350 Module in die Zwischenräume der
Fensterreihen eingepasst. Über Dreieckgestelle sind diese Sunshades wie Markisen an der
Fassade installiert. Seitlich eingefügte blank panels ermöglichen die millimetergenaue
Montage und fangen etwaige Verschattungen auf. Eine optimale, individuelle PV-Installation
trotz der Verwendung kostensparender Standard-Module.
Diese Anlage wurde dank einer Zusammenarbeit mit den Firmen Be Netz AG und Envision
realisiert.
213
F2
Schulungsprogramm 2005 „Muntwylers SolarAkademie“
U. Muntwyler, Dr. S. Kleindienst Muntwyler
1. Einleitung
Der Schweizer Photovoltaik-Markt stagniert seit vielen Jahren auf tiefem Niveau. Das dämpft
auch den Bedarf für Studenten von Fachhochschulen, Berufsleute und Interessierte sich mit
dieser Technik weiterzubilden. Das Schulungsprogramm von „Muntwylers SolarAkademie“
will diese Lücke schliessen. Angesprochen werden Praktiker, die sich in Tageskursen einen
ersten Überblick über die Technik und deren Anwendungen schaffen wollen.
2. Kurse bauen auch auf PACER-Vorarbeiten auf:
Die Kurse bauen teilweise auf Kursen des ehemaligen PACER-Programmes des
Bundesamtes für Konjunkturfragen (BFK) auf. Dazu wird auf den seit 20 Jahren laufenden
Publikationen und Schulungen des Kursleiters Urs Muntwyler aufgebaut.
Folgende Kurse wurden/ werden 2005 abgehalten:
x Kurs I: Netzgekoppelte solare Stromversorgungen, Freitag 18. 2. 2005
x Kurs II: 9. Solahart-Schulungstag: Auslegung von Anlagen für solares Warmwasser und
teilsolares Heizen: Freitag 18. März 2005, 9.45 – 16.00 Uhr
x Kurs IV: Netzunabhängige Stromversorgungen mit Solar-, Wind-, Benzin- und
Dieselgeneratoren und (neu) Brennstoffzellen: Freitag 16. September 20
x Verkaufserfolg mit erneuerbaren Energien: Fr. 18. 11. 2005, 13.30 – 17.45 Uhr
x Solar First-Strategie: “Vorgehen beim Planen und Realisieren von Solaranlagen für Solarwärme und Sonnenstrom bei bestehenden und neuen Häusern”, Freitag 2. Dezember
2005 an der Hausbau- und Minergie-Messe
Die Kurse werden im Inforama Zollikofen abgehalten. So können trotz fehlender finanzieller
Unterstützung Dritter sehr günstige Kurse angeboten werden.
3. Ausblick
Für 2006 sind wiederum 5-6 Kurse geplant. Die Kursdaten und die Inhalte werden im
Oktober 2005 bekannt
214
G1
News on PV module testing at LEEE
D. Chianese, E. Burà, A. Realini
Via Trevano,CH-6952 Canobbio-Lugano
leee@supsi.ch
Within the end of 2005 a new test cycle on the most commonly sold PV modules on the
market will start at LEEE. Some changes on instruments and testing procedure have been
done and will be presented together with the results of initial indoor performance
measurements.
The main innovation concerns the realization of a new PV module test equipment. It consists
of a power and measurement unit (MPPT3000), a RS485 network, data loggers and a
master PC unit. In particular, the new MPPT3000 - developed by LEEE – includes several
enhanced features, like wider voltage and current ranges, a settable I-V tracer, timer
functions and a built-in data acquisition system.
Regarding the procedure, three modules per type instead of two will be tested. After the
initial performance measurements to verify the power declared by manufacturers and
following a light soaking of about 20 kWh/m² for crystalline silicon devices, two modules will
be outdoor exposed under real operating conditions, monitored and tested as for previous
cycle. For the third sample other outdoor and indoor measurements, like temperature
coefficients, spectral response and characterization at different irradiances, are foreseen.
Fourteen different module types will be tested, trying to include the greater part of available
technologies: 8 mc-Si, 3 sc-Si, 1 HIT, 1 a-Si and 1CdTe.
215
G2
PV-Anlage Newtech - 3 DünnschichtzellenTechnologien im Direktvergleich
H. Häberlin, Ch. Geissbühler
Im Jahre 2001 konnte mit der ADEV Burgdorf in Burgdorf eine Pilotanlage mit 3 Dünnschichtzellen-Technologien (je etwa 1 kWp) errichtet werden. Die Module der Anlage sind
genau nach Süden orientiert, nie beschattet und wurden erst unmittelbar vor der Inbetriebnahme montiert. Jede Teilanlage verfügt über einen eigenen Wechselrichter ASP Top Class
Spark zur Netzeinspeisung. Die Anlage wurde mit einem präzisen Monitoringsystem
ausgestattet und ist seit dem 17.12.2001 fehlerfrei in Betrieb.
x
Anlage Newtech 1: 24 Module ST-40 (CuInSe2- oder CIS)
Das Betriebsverhalten dieser Technologie ist dem von kristallinen Zellen sehr ähnlich.
Erfreulich bei diesen Modulen ist die höhere effektive STC-Leistung, als der Hersteller
angibt. Nachdem die Anlage in den ersten Jahren stabil arbeitete, beginnt die Anlage leider
seit Mitte 2004 auch messbar zu degradieren.
x
Anlage Newtech 2: 20 Module MST43-LV (Tandemzellen aus amorphem Si)
Wie bei amorphen Anlagen üblich, tritt bei dieser Anlage in den Wintermonaten eine
deutliche Degradation der Leistung auf, die sich mit steigenden Temperaturen im Sommer
aber wieder weitgehend zurückbildet. Seit der Inbetriebnahme degradiert die Anlage mit
etwa 2-3% pro Jahr.
x
Anlage Newtech 3: 16 Module US-64 (Tripelzellen aus amorphem Si)
Die zu Beginn ähnliche Degradation wie bei der Anlage Newtech 2 konnte durch thermische
Isolation der Rückseite im Herbst 2003 wesentlich verlangsamt werden.
216
G3
Messung des spektralen Photostroms von
Solarzellen und Modulen
1
F. Baumgartner; S. Jankie, 2 J. Meier, A. Hügeli, A. Büchel
1
NTB Hochschule für Technik Buchs, Labor EMS
Werdenbergstr. 4, CH-9471 Buchs
Franz.Baumgartner@ntb.ch
http://www.ntb.ch/pv
2
UNAXIS SPTec
johannes.meier@unaxis.com
Die Zielsetzung des laufenden KTI Projekts 7112.2 liegt in der Entwicklung eines
automatischen industrietauglichen Messsystems, welches die Bestimmung des spektralen
Photostroms an Dünnschicht-Solarzellen und Modulen im Spektralbereich zwischen 350 nm
und 1100 nm ermöglicht. Damit soll die Entwicklung von Unaxis Solar Produktionsanlagen
für effizienten a-Si und a-Si/µcr-Si Solarmodulen unterstützt werden. Der spektrale Verlauf
des Photostroms erlaubt den Rückschluss auf die unterschiedlichen Schichteigenschaften
der Dünnschichtzelle.
Das hier vorgestellte Messsystem erlaubt die automatische Messung von Einzelzellen sowie
Tandemzellen durch automatische Steuerung des Backlight – Spektrums im Bereich eines
Messspots von ca. 1cm2. Es werden die Reproduzierbarkeit des Messsystems sowie
Vergleichsmessungen an Solarzellen die auch am JRC, Ispra gemessen wurden vorgestellt.
Abschliessend werden Messergebnisse an Mini-Modulen präsentiert, die Aufschluss über die
Variation des spektralen Photostroms in der Modulfläche liefern.
217
G4
Efficiency and Yearly Output of a new Photovoltaic Module
with Back-Contacted Silicon Solar Cells
1
W. Durisch, W. Tobler, J.-C. Mayor, 2 K.-h. Lam, J. Close
1
Paul Scherrer Institut PSI
CH-5232 Villigen PSI
wilhelm.durisch@psi.ch, j.c.mayor@hispeed.ch
2
The University of Hong Kong
Pok Fu Lam Road, Hong Kong, China
khlam@eee.hku.hk, jclose@ad.arch.hku.hk
This work covers extensive outdoor testing of a commercially available photovoltaic module
consisting of a new monocrystalline silicon cell utilizing a unique rear side contact design that
maximizes working cell area and hides connection wires on the front side of the cell. The
module was fixed on a sun tracker and tested under actual operating conditions. About
1000 current/voltage (I/V) characteristics were acquired and evaluated, leading to the
efficiency as a function of irradiance, cell temperature and air mass. The data were used to
determine the parameters in a semi-empirical efficiency model taking into account climatic
impacts on the efficiency. The module shows excellent efficiency behavior over almost the
whole irradiance and air mass range. The STC efficiency (referred to the cell area) was
calculated from the efficiency model to be 19.5 %. An efficiency maximum of 19.7 % was
found at an irradiance of 591 W/m2. The temperature coefficient of the efficiency was found
to be – 0.0637 abs.-%/°C. Using the efficiency model and meteorological data from a sunny
site in Jordan, an annual electricity output of 459 kWh/(m2 cell area) was obtained for Southoriented, 30° inclined modules. The design and efficiency characteristic of the new silicon cell
makes it an interesting candidate also for thermo-photovoltaic applications.
218
K1
Subsidy, Check and Monitoring of PV-plants in Ticino:
a happy ending story
N. Cereghetti, A. Realini, A. Bernasconi
Via Trevano,CH-6952 Canobbio-Lugano
leee@supsi.ch
Purpose of the work
The operation results of the subsidized PV plants in the Canton Ticino will be presented.
These PV plants have been realized with the economic incentive of the cantonal authority
with the aim to give a boost to the realisation of small/medium size PV plants with high
quality (modules power check, plant final inspection, energy-meter installation, etc.). To
reach this purpose, the authority requested the collaboration of the LEEE.
Approach
The nominal power on a batch of 5 modules has been measured before the installation of the
plants.
An energy-meter, installed at the output of each plant, allows to check the energy production
and, by recording of such a data, to draw up statistical evaluations. The owners of the PV
plants are entrusted to write down regularly the monthly energy production.
Within this project it has been possible to verify the nominal power truthfulness of several
types of modules actually present on the PV market. Furthermore the monthly energy
production of all subsidized plants is available and for someone the hourly energy production
(SMS automatic remote acquisition).
Results
On the whole, 46 PV plants have been realized, corresponding to a total installed power of
143.4 kWp. The quality of the plants can be described on the basis of the two controls
executed by the LEEE:
Nominal power of reference modules
Only in 3 occasions, the mean measured power of the 5 reference modules was less than
5% with respect to the declared power.
Energy production
In general, the function of the this plants is to be consider very good. The only interruptions
on the energy production are caused by breakdowns of the inverters. The mean Final Yield
(Yf) during the first year (2004) of operation has been around 1100 kWh/kW.
219