Die 25th European Photovoltaic Solar Energy

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Eidgenössisches Departement für
Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK
Bundesamt für Energie BFE
Konferenzbericht April 2011
25th European Photovoltaic Solar Energy
Conference and Exhibition
Valencia 06. - 10.09.2010
S:\Administration\EU_Konferenz\25th_Europ_Konferenz_Valencia 2010\Bericht bearbeitet\Bericht_Word_Version_1SN.docx
Auftraggeber:
Bundesamt für Energie BFE
Forschungsprogramm Photovoltaik
CH-3003 Bern
www.bfe.admin.ch
Auftragnehmer:
NET Nowak Energie und Technologie AG
Waldweg 8
CH-1717 St .Ursen
www.netenergy.ch
BFE-Bereichsleiter: Dr. Stefan Oberholzer
BFE-Programmleiter: Dr. Stefan Nowak
BFE-Vertrags- und Projektnummer: SI/500020 / SI/500020-01
Für den Inhalt und die Schlussfolgerungen sind ausschliesslich die Autoren dieses Berichts
verantwortlich.
Die “25th European Photovoltaic Solar Energy Conference
and Exhibition” aus Schweizer Sicht
Inhaltsverzeichnis
S. Nowak, S. Gnos
Übersicht ................................................................................................................................................ 4
A. Descoeudres, M. Despeisse, L. Ding, F.-J. Haug, L.-E. Perret, R. Théron,
N. Wyrsch, C. Ballif
Thin-film and bulk silicon solar cells ................................................................................................. 9
A.N.Tiwari, P.Blösch, A.R.Uhl
II-VI and I-III-VI compounds with related areas................................................................................. 15
R. Hany
Summary on activities in the field of organic, DSSC and novel PV cell technologies ................ 22
R. Rudel, G. Friesen, Th. Friesen, D. Chianese
PV Module – Performance and Certification .................................................................................... 24
M. Stucki
Life cycle assessments of PV and other observations ................................................................... 28
U. Muntwyler, L. Borgna
FH PV Lab Burgdorf „BOS Survey“ of 25th EU PV conference ..................................................... 30
F. Baumgartner
Integration der Photovoltaik ins Stromnetz ...................................................................................... 37
P. Hüsser
Global Aspects .................................................................................................................................... 39
S. Gnos
Ausstellung .......................................................................................................................................... 41
Anhang - Liste der Beiträge mit Schweizer Beteiligung ................................................................. 53
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Die “25th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition” aus Schweizer Sicht
Die 25. Europäische Photovoltaikkonferenz in Valencia –
im Zeichen des Wettbewerbs zwischen Technologien, wachsenden
globalen Märkten und rasch fortschreitender Kostenreduktion
Übersicht
S. Nowak, S. Gnos, Programmleitung Photovoltaik BFE
c/o NET Nowak Energie & Technologie AG,
Waldweg 8, CH-1717 St. Ursen
Tel.: +41(0) 26 494 00 30, Fax: +41 (0) 26 494 00 34
Email: [email protected]
Allgemeines
Die 25. Europäische Photovoltaikkonferenz (EU PVSEC) und gleichzeitig 5. PhotovoltaikWeltkonferenz verzeichnete bei den eingeschriebenen Teilnehmern mit rund 4500 Personen eine
leichte Zunahme, musste mit 38'000 Ausstellungsbesuchern aus über 100 Ländern hingegen gegenüber dem Vorjahr einen Rückgang von 15% hinnehmen (http://www.photovoltaic-conference.com).
Damit hatte der Einbruch bei den neu installierten Photovoltaikanlagen in Spanien auch eine gewisse
Auswirkung auf die Konferenz. Valencia war dem Ansturm der Besucher insgesamt gut gewachsen,
und auch die Feria Valencia war für diese Veranstaltung mit ihrem grosszügigen Platzangebot gut
gerüstet. Insgesamt wurden über 1600 Konferenzbeiträge, davon rund 340 mündliche präsentiert.
Anhand Programm präsentiert sich die thematische Gliederung wie folgt:
Figur 1: Thematische Gliederung der Beiträge an der 24. Europäischen Photovoltaikkonferenz
Die begleitende Industrieausstellung nahm flächenmässig weiter zu, stagnierte jedoch bei der Anzahl
Aussteller. Durch die starken Kostensenkungen der letzten Zeit, befindet sich die kristalline Technologie wieder in einer erstarkten Position. Je nach Anbieter und Marktsektor war die Stimmung sehr unterschiedlich, von sehr zurückhaltend bis sehr positiv; insgesamt klar auf der positiven Seite.
Abgerundet wurde die wissenschaftlich-technologische Konferenz durch eine Vielfalt von Begleitveranstaltungen, wobei das Europäische Industrie Forum der Europäischen Photovoltaik Industrie Vereinigung EPIA mit dem Titel 'Towards PV Competitiveness‘ sowie die Photovoltaik Politik Debatte mit
dem Titel ‘Only 10 years to reach the 20/20 Renewable Targets‘ Highlights waren.
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Der Besuch der EU PVSEC hat sich seit Jahren als idealer Ort etabliert, um sich über die neuesten
Trends in Technologie und Markt zu informieren, Kontakte zu knüpfen, Geschäfte einzufädeln oder an
den zahlreichen projektbezogenen Treffen teilzunehmen.
Wissenschaftlich-technische Entwicklungen
Wie schon im letzten Jahr, wurde mit über 70% der Beiträge ein klarer Schwerpunkt auf die verschiedenen Typen von Solarzellen gelegt. Gegenüber früheren Veranstaltungen werden damit Themen
rund und die Rahmenbedingungen und Industrieaspekte reduziert, hauptsächlich zugunsten von Beiträgen zu Dünnschichtsolarzellen und teilweise zugunsten von grundlagenorientierten Beiträgen. Gut
40% der Beiträge befassten sich mit Silizium als Grundmaterial, wobei das kristalline, waferbasierte
Silizium den Grossteil der Beiträge ausmachte. Neben den Themen rund ums Silizium waren grundlagenorientierte Konferenzbeiträge (Advanced Photovoltaics) ein weiterer klarer Schwerpunkt der Konferenz.
Beim kristallinen Silizium sind viele Beiträge eng mit der praktischen Umsetzung und der Industrialisierung gekoppelt. Behandelt wurden Themen wie das Silizium-Ausgangsmaterial, die Herstellung von
Wafern, Analyse- und Messkonzepte oder die Massenfertigung von möglichst effizienten Zellkonzepten. Durch die weiterhin dominierende Marktstellung der kristallinen Technologie sind industrierelevante Themen von grosser Wichtigkeit. Weil kristalline, waferbasierte Zellen noch erhebliches Potenzial
zur Effizienz- und Wirkungsgradsteigerung besitzen, ist mit dieser Technologie weiterhin zu rechnen.
Aufgrund der weiterhin grossen Nachfrage z.B. aus Deutschland oder Italien wurde teilweise über eine
angespannte Liefersituation bei diversen Herstellern berichtet.
Silizium-Dünnschichtsolarzellen (vgl. Zusammenfassung von A. Descoeudres et al.) sind u.a. aufgrund
der starken Preissenkungen im kristallinen Sektor zurzeit etwas unter Druck geraten. Trotzdem oder
gerade deswegen sind die Aktivitäten bei multijunction Si-Dünnschichtzellen erheblich. Bei den mikromorphen Zellen berichten diverse Firmen über stabilisierte Wirkungsgrade von > 10%, ein wichtiger
Schritt zur Verbesserung der Konkurrenzfähigkeit. Das IMT / EPFL erreichte mit neuen dotierten
Schichten im Labor einen Anfangswirkungsgrad von 13.7% und einen stabilisierten Wirkungsgrade
von 11.5%, was das weitere Entwicklungspotential aufzeigt. Zur Erhöhung der Wirkungsgrade wird
weiter an texturierten TCOs (transparente leitende Oxide), dem Einsatz von AntireflexZwischenschichten, rückseitigen reflektierenden Schichten oder dem Einsatz von neuen dotieren
Schichten gearbeitet. Bei den industriellen Umsetzungen sind weiterhin tiefere Prozesszeiten von
Interesse. Oerlikon Solar stellte eine neue Thin Fab vor, die sehr tiefe Produktionskosten bei guten
Wirkungsgraden erzielen soll. Neben den Zellen selbst sind auch Entwicklungen im Bereich der Module und der Indoor- und Outdoor-Leistungsmessungen von Modulen wichtige Themen.
Vermehrte Aufmerksamkeit erhalten Silizium Dünnschichtzellen in Kombination mit kristallinen Zellen
(heterojunction). Diverse Akteure erreichen inzwischen pilotmässig Wirkungsgrade von um die 20%.
2
Sanyo mit der grössten Erfahrung auf diesem Gebiet soll mit 100 cm Zellen gegen 23% (nicht offiziell
bestätigt) erreichen. Heterojunction Zellen können für die Zukunft eine interessante Anwendungsvariante von Si-Dünnschichtzellen sein.
Bei den Solarzellen auf der Basis von Verbindungshalbleitern (insbesondere CIGS und CdTe) wurden
vor dem Hintergrund der grossen Zuwachsraten in der Photovoltaik forschungsrelevante bis zu Themen rund um den Massenmarkt thematisiert (vgl. Zusammenfassung von A.N. Tiwari et al.). Im Bereich der Forschung spielten Beiträge zum Abscheiden der Absorberschichten auf festen und flexiblen
Substraten, alternative Depositionsmethoden, alternativen Rückkontakte und Pufferschichten (z.B.
Cd-freie) bis hin zu indiumfreien Absorbern (CTZS Zellen) eine wichtige Rolle. Die Empa erreichte mit
optimierten Prozessen auf flexiblen Polymer-Folien einen Zellenwirkungsgrad von 17.6%. Für Massenanwendungen wurden Themen wie die zukünftige Verfügbarkeit der notwendigen Produktionsmaterialien inkl. des Materialrecyclings sowie die Expansion der Dünnschichttechnologie in den Multi-GW
Markt diskutiert. Für die Produktion von Verbindungshalbleitern werden grundsätzlich zwei verschiedene Ansätze verfolgt. Möglichst hohe Wirkungsgrade mit Vakuumverfahren und möglichst billige
Produktion mit nicht Vakuumverfahren und vergleichsweise tieferen Wirkungsgraden. Die im Labor
erreichten hohen Wirkungsgrade bei CIS Zellen schlagen sich Schritt für Schritt in der industriellen
Produktion nieder. Bei Avancis konnte der mittlere Wirkungsgrad der aktiven Flächen in der Produktion u.a. durch das Erreichen einer besseren Homogenität der Schichten innerhalb eines Jahres um
rund 1.5% auf 12.6% erhöht werden. Der Bequerel-Preis wurde dieses Jahr an Prof. H.W. Schock
vom Helmoltz-Zentrum Berlin für seine Arbeiten zur Entwicklung der CIGS Technologie verliehen.
Bei den neuen Zelltechnologien (vgl. Zusammenfassung von R. Hany, EMPA) wie auch bei den organischen Zellen liegt der Schwerpunkt der Präsentationen entsprechenden dem Entwicklungsstand
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mehrheitlich im Bereich der Grundlagen bis hin zu pilotmässigen Aktivitäten. Thematisiert wurden u.a.
neue Materialien, Methoden zum Photonen-Management sowie Möglichkeiten zur Erhöhung der Lebensdauer von organischen Zellen. Weitere Themen waren die Entwicklung von Prozessen für kosteneffiziente organische Zellen oder die Erschliessung von Möglichkeiten für die organische Technologie wie transparente Module, Indoor- oder tragbare Anwendungen, für die kristalline Module wenig
geeignet sind. In welchem Zeitrahmen organische Solarzellen zukünftig industriell umgesetzt werden,
wird von Experten weiterhin kontrovers diskutiert und unterschiedlich beurteilt.
Bei den Photovoltaik Modulen beleuchtet der Bericht von Roman Rudel von der SUPSI dieses Jahr in
erster Linie Beiträge zur Bestimmung der Modulleistung und des Modulertrags, zur Messausrüstung
für Module sowie zur Zertifizierung von Modulen. Für die Bestimmung der realen Energieerträge von
Modulen anhand von Indoor- und Outdoor-Messungen sind weitere Anstrengungen notwendig. Dazu
ist neben den Leistungsdaten bei verschiedenen Einstrahlungen weiter eine genaue Kenntnis der
Temperaturkoeffizienten notwendig. Insgesamt sind die Voraussagen für kristalline Module besser als
für Dünnschichtmodule. Für Ertragsvoraussagen ist auch das Langzeitverhalten bzw. die Degradation
der Module unter verschiedenen Installationsbedingungen von Bedeutung. Bei den Gläsern sind die
im Dünnschichtbereich texturierten Rückgläser für den besseren Lichteinfang sowie der Einsatz besonders dünner Gläser u.a. zur Reduktion von Material und Kosten interessant. Bei der Messausrüstung wurden diverse Beiträge für die verbesserte Messung von Dünnschichtmodulen präsentiert. Beeindruckend ist die inzwischen grosse Anzahl an Testlaboren, die zertifizierte Messungen (IEC Zertifikat) für Photovoltaik-Module anbieten.
Beiträge zu den Themen des Lebenszyklus von Photovoltaik Modulen, dem Modulrecycling, der Wiederverwertung von Silizium (vgl. Zusammenfassung von M. Stucki, ESU-services) sind seit Jahren im
Programm der PV EU Konferenzen. Das Thema ist im Moment nicht sehr zentral und wird mit den
Jahren laufend mehr Aufmerksamkeit erhalten. Einerseits ist zu erwarten, dass der ökologische Fussabdruck bei der Modulproduktion in der ökologischen Debatte ganz allgemein an Bedeutung gewinnen
wird, andrerseits wird die mit den Jahren zunehmende Anzahl an ausgedienten Modulen den Handlungsbedarf für Entsorgung und Recycling automatisch erhöhen.
Im Bereich der Systemtechnik (vgl. Zusammenfassung von U. Muntwyler et al.) war die angespannte
Liefersituation teilweise bedingt durch Lieferengpässe bei einzelnen Wechselrichterkomponenten immer wieder ein Thema. Für 2011 wurden von diversen Firmen grosse Produktionskapazitäten in Aussicht gestellt, was zu einem gewissen Preisdruck führen dürfte. Bei den Herstellerfirmen werden in
Zukunft neue Anbieter dazukommen und diverse kleinere auch wieder verschwinden. Bei den Wechselrichtern bleibt nur noch wenig Raum für Wirkungsgradverbesserungen. Trotzdem werden weiterhin
Anstrengungen unternommen, den Wirkungsgrad weiter zu erhöhen. Mit höheren Wirkungsgraden
sinkt neben der höheren Energieproduktion die notwendige Kühlleistung für die Geräte, was auch
einen positiven Einfluss auf die Kosten hat. Bei den Neuheiten waren verschiedene Typen von Energy-Maximizern auf Modulebene vertreten: Ein Thema, das von Experten kontrovers diskutiert wird.
Wie schon an der letzten EU PV Konferenz war die Photovoltaik Gebäudeintegration eher ein untergeordnetes Thema. Insgesamt befassten sich nur knapp 20 Beiträge mit diesem Thema. In der Ausstellung waren vereinzelt neue Anbieter von Komponenten für die Photovoltaik-Gebäudeintegration zu
sehen, wobei eher die Multiplikation bestehender Lösungen (in Lizenz) im Vordergrund stand. Weiterhin haben viele dieser Produkte weiteren Entwicklungsbedarf, um verschiedenen Normen im Sicherheitsbereich wie z.B. dem Brandschutz entsprechen zu können.
Vermehrte Aufmerksamkeit erhält das Thema der Netzintegration der Photovoltaik ins Stromnetz (vgl.
Zusammenfassung von F. Baumgartner). Mit der wachsenden Anzahl der Photovoltaikanlagen wird
diese Frage immer wichtiger. In Zukunft werden die Umsetzung bereits angedachter und die Entwicklung neuer Lösungen für die Netzintegration immer höherer Solarstromanteile laufend an Bedeutung
gewinnen. Bereits ab einen Solarstromanteil von unter 10% kann der Solarstrom an sonnigen Tagen
am Wochenende den geregelten Stromanteil übersteigen. Damit stellen sich Fragen beispielsweise
zur Speicherung von Solarstrom, dem Produktions- und Lastmanagement, der Abregelung der Bandenergie etc.. Für entsprechende Szenarien werden meteorologie-gestützte Prognosen zur erwarteten
Solarstromerzeugung unabdingbar. Bei der Speicherung wird neben den grossen Einheiten (Pumpspeicher) auch an dezentralen Batteriespeichersystemen gearbeitet.
Die Beiträge zu den Global Aspects (vgl. Zusammenfassung von P. Hüsser) zeigen weltweit gültige
Trends wie die weitere Reduktion der Modulpreise auf. Auf nationaler Ebene sind stark unterschiedliche Bewegungen der Photovoltaik-Märkte, abhängig von Ausgestaltung und Umsetzung von nationalen und regionalen Fördermassnahmen festzustellen. Neben Deutschland hat sich in Italien ein dynamischer Markt entwickelt. Durch die schnelle Entwicklung des Marktes in Deutschland, deckt der So-
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larstromanteil in Bayern an gewissen Tagen mehr als 30% des Strombedarfs. Damit werden konstruktive Massnahmen zur sinnvollen Integration des Solarstroms ins Netz immer aktueller. Es ist zu beobachten, dass die einzelnen Länder schneller mit Anpassungen der Einspeisetarife reagieren, um
eine Überhitzung des Marktes zu vermeiden. Insgesamt wird für 2011 eine weltweite Verlangsamung
des Marktes erwartet. Diverse Prognosen für 2011 liegen um rund 20 GW weltweit.
Ausstellung
2
Die begleitende Industrieausstellung umfasste 963 Aussteller aus 39 Nationen auf 80'000 m (vgl.
Zusammenfassung von S. Gnos). Am stärksten vertreten war wiederum der Sektor Produktionstechnik, -material und Automatisierung, gefolgt vom Bereich Silizium, Wafer, Zellen und Module. Die Produktionstechnik zielt mit Verbesserungen auf verschiedenen Gebieten (höherer Durchsatz, parallele
Prozesse, verbesserte Prozesse) auf eine möglichst schnelle Reduktion der Kosten. Weiterhin sind
diverse Schweizer Firmen mit innovativen Produkten und attraktiven Ständen gut in der Ausstellung
vertreten. Im Modulbereich kann aufgrund der Preissenkungen der letzten Zeit weiterhin ein erhöhtes
Interesse an der kristallinen Technologie festgestellt werden. Neben stetig steigenden Zell- und Modulwirkungsgraden werden immer bessere Garantiebedingungen angeboten. Wie schon in den letzten
Jahren beobachtet, geht der Trend weniger in Richtung Innovation und Neuheiten, dafür mehr hin zu
Multiplikation und Verbesserung von bestehenden Produktionsanlagen und Produkten, entsprechend
der fortlaufenden Industrialisierung der gesamten Photovoltaik. Vereinzelt wurden trotzdem neue und
innovative Lösungen wie das berührungslose Wafer- und Modulhandling präsentiert.
Schweizer Beiträge und Aussteller
Die Schweiz war in Valencia wiederum gut vertreten. Eines der Highlights aus Schweizer Sicht war die
eindrucksvolle Eröffnungsrede zur Konferenz von Bertrand Piccard mit dem Titel: Pioneering Spirit for
Inventing the Future – Around the World in an Solar Airplane. Insgesamt waren Schweizer Firmen und
Forscherteams als Leiter oder Teilnehmer an 89 Konferenzbeiträgen beteiligt, was den weiterhin hohen Stand der Schweizer Photovoltaik sowohl in der Forschung wie auch in der Anwendung im internationalen Vergleich belegt. Die Schweizer Beiträge umfassten 1 Plenarvortrag, 23 mündliche Beiträge
sowie 65 Poster (siehe Anhang A). Der Anteil der Schweizer Aussteller betrug 3%.
EU Initiativen
Die gesamteuropäische Diskussion war in Valencia weiter geprägt von der im Rahmen des SET-Plan
im Juni 2010 in Madrid lancierten Solar Europe Industry Initiative (SEII). Diese Initiative soll hinsichtlich der EU 2020 Ziele eine Beschleunigung der Photovoltaik Technologie- und Anwendungsentwicklung und Kostenreduktion in Europa bewirken und soll von der Industrie massgeblich getragen und
geführt werden. Die Diskussion betrifft insbesondere die zur Finanzierung der SEII notwendigen Mittel
und Instrumente. Gleichzeitig wurde eine intensive Diskussion zur künftigen Marktförderung geführt.
Die nächsten zehn Jahre sind dabei aufgrund der anhaltenden Kostenreduktion ebenso bedeutend für
die Zukunft der Photovoltaik wie mögliche Anpassungen bei den Fördermassnahmen. Dies betrifft
insbesondere Länder mit grossen nationalen Märkten.
Schlussbemerkungen
Die 25. Europäische Photovoltaikkonferenz war ein weiterer Meilenstein in der internationalen Konferenzwelt. Sie erlaubte einen einzigartigen Überblick über die aktuellen wissenschaftlichen Erkenntnisse und Entwicklungen, die Anwendungserfahrungen bezüglich Technik und Markt sowie die industrielle Dimension der Photovoltaik. Die Photovoltaik wird damit immer mehr zu einer Schlüsseltechnologie
des 21. Jahrhunderts. Der intensive Austausch zwischen Wissenschaft, Industrie und Förderpolitik ist
das Erfolgsrezept dieser Konferenz, welches immer mehr Teilnehmer in seinen Bann zieht.
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Nächste EU PV Konferenz
Die nächste EU PVSEC findet statt am:
5. - 09. September 2011: 26th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition
Hamburg, Deutschland, www.photovoltaic-conference.com
Nützliche links:
http://www.eupvplatform.org
http://www.pv-era.net
http://www.iea-pvps.org
http://www.epia.org
http://www.photovoltaic.ch
http://www.swissolar.ch
http://www.energie-schweiz.ch
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Thin-film and bulk silicon solar cells
A. Descoeudres, M. Despeisse, L. Ding, F.-J. Haug, L.-E. Perret, R. Théron,
N. Wyrsch, C. Ballif
Institut de Microtechnique (IMT), Ecole Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL),
Rue A.-L. Breguet 2, CH-2000 Neuchâtel
Tel.: +41 (0) 32 718 33 30, Fax: +41 (0) 32 718 32 01
Introduction
After the large increase in the size of the previous edition of the European Photovoltaic conference
and exhibition, we observed this year a relative stabilization for the conference delegates and exhibitors and a decrease in the number of visitors. Despite the difficult economical times for the thin film
technologies in general and the thin-film Si in particular, linked to the recent important PV price decrease, many valuable scientific contributions were presented demonstrating the important scientific
activity and the quality of the 2010 edition of the conference.
After the introduction of Gen 5 and Gen 8.5 micromorph modules in the market last year, modules with
10% or more total area efficiencies are coming out from pilot production lines of AMAT, Oerlikon Solar
or Ulvac, with some customers showing similar results. Efficiency values of 10% and more are very
important for the further development of thin-film Si solar modules. A record confirmed efficiency of
11.9% on the cell level was also reported by Oerlikon demonstrating the micromorph technology is
getting mature and can compete with other thin-film technologies. Several new developments in terms
of the device optimization offer new perspectives for further device and module performance enhancement. Oerlikon Solar also announced that its new “ThinFab” will be able to produce those modules at a cost of 50 €cents/W p. Those improvements were also highlighted in the closing session.
An impressive number of oral and visual presentations were given in the crystalline Si sessions. Al2O3
passivation of p-type silicon with various technique was one of the important topics. Impressive high
efficiency cells were reported by Sunpower (24%) and record Voc (747 mV) by Sanyo for heterojunction solar cells. Several groups or industry are now reaching 20% at the R&D level with the simple HJT
technology, including INES, Roth and Rau CH and IMT.
The IMT presented 16 contributions as first authors (3 orals in thin film silicon and 13 posters, 5 on
thin film silicon, 3 on heterojunction solar cells, 3 on packaging and 2 on measurement technology)
and was also co-authors of several papers, including of presentations from Oerlikon Solar and Roth
und Rau; the preprints, in which the results are reported, are available on http://pvlab.epfl.ch.
Substrates and transparent conductive oxides (TCO)
J. Hüpkes (Forschungszentrum Jülich, DE) presented the possibility to achieve double features
texturation of sputtered ZnO:Al by combining in two-steps: HF etching, HCl etching or electrochemical
corrosion in KCl. HCl treatment is responsible for the formation of large craters, whereas HF attacks
the ZnO forming smaller craters, more homogeneously. Electrochemical corrosion causes the etching
of grooves at grain boundaries that can be widened by subsequent HCl treatment. By those combinations, they obtained ZnO films with tunable surface features size and density.
K. Bittkau (Forschungszentrum Jülich, DE) presented a study of correlation of topography with
local light scattering, by combining NSOM (near-field scanning optical microscopy) images analyzed
by FFT, with spatial and angular resolved light scattering measurement.
M. Warzecha (AGH University, PL) presented results of investigation of the use of ion beam assisted
deposition for the growth of ZnO:Al and ZnO:Ga. This method has the advantage that the substrates
do not need to be heated, the energy being provided by an ion gun. He showed that the crystalline
structure could by improved until ion power <150 W, but also that meanwhile, the resistivity of the films
-3
-3
increased with ion source power (from 1.1 10 Ωcm for 0 W to 3.2 10 Ωcm for 200 W), which was
attributed to increasing compressive stress into the layer.
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Thin Film Silicon Cells and Modules
The recent progresses of thin film silicon technology were clearly demonstrated in this conference with
the release of:
−
−
−
Thin film silicon modules with a stabilized efficiency above 10 % from different process equipment providers (Applied Materials, Oerlikon Solar AG, Jusung and Ulvac) and manufacturers
(Sanyo, Sharp with a triple-junction).
Announcements by Oerlikon Solar of record breaking production costs of 0.5 € / Wp with the
new production line “ThinFab”
Release of a new micromorph record cell from Oerlikon Solar Lab with a stabilized efficiency
2
of 11.9 % (certified records for area > 1 cm )
Thin film silicon tandem junction Gen5 modules with initial power above 160 W were announced by S.
Klein (Applied Materials, DE) to be produced on a regular basis at the Alzenau pilot line. The use of
sputtered-etched ZnO combined with thinner cells allows for the production of modules with a stable
efficiency above 10 %.
At the cell level, a stable efficiency of 11.2 % was reported for a micromorph with a 1 micron thick
bottom cell, thanks to the use of sputtered-etched ZnO front contact, of an improved top cell incorporating a p-doped silicon oxide layer and of a so-called optical filter (reflective layer) in between the top
and bottom cells. Very low degradation of the tandem junction of 5 % was shown. A relative loss of 5
% of efficiency was shown when going from the cell to the mini-module while no high further additional
losses are seen when going to Gen5, demonstrating the excellent uniformity of layers. The perspectives with the improved process on Gen5 are therefore 10.6 % stabilized modules in case of successful transfer.
The latest developments with the Gen8.5 tools were reported, with a power of up to 600 W, i.e. 10.4 %
efficiency total area, and perspectives for a 9.4 % stabilized module on Gen8.5 w. 1 micron thick bottom cell were given.
The new production line “ThinFab” for manufacturing of thin film silicon modules was presented by J.
Bailat (Oerlikon Solar Lab, CH). It was announced to achieve record breaking production costs of €
0.50 per Watt peak (Wp). The modules will implement 200 nm thick top cell and 800 nm thick bottom
cell. At the cell level, an initial and stabilized efficiency of 11.7 % and 10.9 % were reported. The introduction of novel doped layers in the cell design were shown to lead to 12.8 % initial and 11.5 % stabilized cell efficiencies for thicker bottom cell (but still below 2 μm). The transfer of novel doped layers
led to modules w. initial power of 163 W and stabilized efficiency above 10 %. The new thin fab was
therefore announced to possibly produce 10 % stable micromorph modules w. 143 Wp, a 97 % yield
for a 120 MWp line.
For the next steps, Oerlikon Solar developed a new champion Micromorph® lab cell in cooperation
with Corning Incorporated with 11.9 % stabilized efficiency, confirmed by the U.S. National Renewable
Energy Laboratory (NREL). The new cell design incorporates a textured glass to enhance light trapping (demonstrating a relative gain of 8.3 % in bottom cell current at the cell level and up to 12 % gain
in bottom cell current in pilot line). J. Bailat stressed the confidence to reach 12.5 – 13 % stabilized
efficiencies next year.
The ULVAC technology was presented Y. Ue (ULVAC, JP) with the high throughput electrode placed
in the center of the reactor with 2 substrates around and with the use of mechanical cleaning (no use
of cleaning gases). An a-Si:H single junction module with a stabilized power of 106 W after LID was
shown (initial power of 129 W). Tandem junctions modules with initial power of 161.5 W and stabilized
power of 145.7 W were reported. ULVAC approach for the next steps is going against the thin cells of
AMAT and Oerlikon as they will further increase the bottom cell thickness. However, a 2 μm thick bottom cell at the module level only led to a slight improvement up to now with up to 164.4 W initial power. Note that Ulvac results are usually given for a glass with a size of 1.1x1.4m2, slightly larger than
Oerlikon and Amat (1.1x1.3)
The company Jusung (JP) released a champion tandem junction module with a stabilized efficiency
of 10.28 %. They announced very low cost of production too with down to 0.85 dollar / Wp for a 30
MWp factory and 0.58 dollar/Wp for a 180 MWp factory, with 10 % guaranteed efficiencies in micromorph and 7.5 % guaranteed efficiencies for a-Si:H single junctions.
Sanyo (JP) has reported a 10 % stabilized module for an i-layer in the bottom cell deposited at 2.4
nm/s with a 1.8 μm thickness.
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Schott Solar (W. Frammelsberger, Schott, DE) did implement and study 2 types of µc-Si:H i-layers.
The type II leads to high VOC and stable performance while the type I leads to a dark degradation and
low VOC attributed to water vapor diffusion into the material of reduced quality (“porous” material).
This demonstrates the high impact of material porosity on performance. A cell with an initial efficiency
of 12.9 % was reported.
Recent progress at IMT were shown (by M. Despeisse, EPFL, CH), with incorporation of novel
doped layers allowing for the development of micromorph cells on rough LPCVD, therefore leading to
increased efficiencies. Cell with initial efficiency of 13.7 % was reported, one of the highest reported
for a micromorph cell, and with up to 11.5 % stabilized (without textured glass). With a better mastering of degradation of the cells efficiencies beyond 12% seem in reach.
Following the introduction of the material by IMT in 2007, different laboratories reported on the development of n-doped silicon oxide layers for use as an internal reflector in the cell structure, with typical
refractive index achieved of about 1.9 at 600 nm (ITRI, ENEA). The Tokyo Institute of Technology also
reported on the use of p-doped silicon oxide layers and on the associated improvements in electrical
properties. With the p-doped and n-doped silicon oxide layers presented by the IMT (P. Cuony, M.
Boccard, M. Despeisse), and the p-doped silicon oxide layer presented by AMAT, these oxide layers
were shown to have a high potential in thin film silicon technology both for electrical and optical reasons.
Thin Film Silicon Cells and Modules
S. Fernandez (CIEMAT, ES) presented a study of back reflectors for n-i-p cells on flexible plastic substrates. The authors compared Al and Mo reflectors in combination with ZnO. A single Mo film in combination with ZnO makes a poor reflector.
A. Mendenez (ITWA, ES) presented in a poster a development of a full module fabrication process for
n-i-p modules on steel substrate, including laser scribing and encapsulation in the framework of national and regional funding (Spain, Province of Asturia) and industry (AcelorMittal).
W. Böttler (Forschungszentrum Jülich, DE) and co-workers presented n-i-p μc-Si cells on two different back reflector structures consisting of sputter etched ZnO; in the first case this substrate was
used as it is, in the second case it was covered with an additional ZnO/Ag double layer. Generally, the
2
latter can recover an additional 2 mA/cm due to better reflection of light that is otherwise transmitted
through the ZnO. Additionally, the authors varied the front ZnO thickness between 20 and 400 nm to
study the crosstalk between optical and electric performance (typically best at 60-70 nm when using
ITO). They find that ZnO requires a minimum thickness of 150 nm because of worse conductivity in
ZnO.
In her oral presentation, P. Delli-Veneri (ENEA, IT) showed results on the replacement of the ZnO film
in the back reflector by a n-doped SiOx covered by silver, showing that SiOx can replace the ZnO as a
plasmon screening layer. The deposition rate of 1 Ǻ/s of the SiOx film is rather low compared to typical
ZnO processes.
Tsutsui (Uni Osaka, JP) presented microcrystalline cells in n-i-p configuration. They proposed that
the performance of cells on textured substrates is limited by the p-layer rather than the growth of defective material above V-shaped depressions. The argument is based on a stronger temperature dependence of the sticking coefficient when boron is present in the plasma. They propose to lower the
deposition temperature during doped layer deposition.
J. Yang (UniSolar, US) presented recent developments using nc-Si component cells. The configuration of choice is a triple cell using a thin amorphous top cell and a nc bottom tandem (a-Si/nc-Si/nc-Si).
They obtain typically 11.2% stable compared to the 10.1% stable cells using a-SiGe, but at the cost of
2-3 times longer deposition. Nevertheless, they see nc-Si as future material because of the cost asso2
ciated with GeH4 precursor gas. Stabilized efficiency of 13.5% was achieved for a 0.25 cm a-Si/ncSi/nc-Si device with the nc-Si deposited at 1 nm/s. The cell exhibits a degradation of only 4.2%. At a
lower deposition rate of 0.5 nm/s a stabilized efficiency of 12.5% was confirmed by NREL and 11.2%
2
stabilized was achieved for an encapsulated 400 cm module.
Light trapping and fundamental ideas
Polman (Amolf Institute, The Netherlands) in his plenary talk of the first session on the Monday
morning presented results obtained in collaboration with Schropp’s group in Utrecht and Atwater’s
group at Caltech. Similar results were already presented by Polman in the OSA meeting of Karlsruhe
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in June of this year and by Ferry at the IEEE conference in Hawaii. The presentation discussed the
ideal position of light scattering silver nanoparticles within devices. They conclude that their best position should be on the backreflector for thin film silicon solar cells in order to not disturb the blue response of the device. The author also showed experimental results suggesting that a 2D grating is
better than Asahi-U substrate.
El Daif (University of Lyon) presented a photonic back reflector consisting of three pairs of a-Si/aSiNx with refractive indices of respectively 3.8 and 1.9. Based on reflection measurements, the authors conclude better performance than a standard Ag/ZnO reflector, but the effect has not yet been
confirmed in an actual solar cell.
Beckers (FZ Jülich) presented a novel concept for the intermediate reflector by using a real 3D photonic crystal rather than a multilayer reflector which is often referred to as 1D photonic crystal. They
fabricated the structure by forming a self structured opal of small spherical particles, overcoated the
space between the spheres with ZnO and then removed the particles by etching without attacking the
ZnO. Subsequently, the second component cell was grown. The resulting tandem cell is apparently
quite undisturbed by the processing, both component cells are functioning and the top cell current
shows an enhancement.
M. Vanecek (Academy of Science of the Czech Republic, Cz + Oerlikon, CH) continued with the
development of 3D solar cells based on 3D patterning of TCO, as presented last year. One concept is
based on nanorods (also called nanopillar) aiming at decoupling the light path (a long path along the
pillar) from the current path (perpendicular to the nanorod). This permits to have lower thicknesses
(~100nm perpendicular to the pillar) inducing low light induce degradation while still having large
thicknesses for the absorption of the light. However these nanopillars are not so easy to realize; SEM
images of hydrothermally grown ZnO pillars were shown, but the distance between the pillars is difficult to control (even if the nucleation sites are first done by e-beam), additionally more than one pillar
can grow on the same nucleation site which will make difficult to grow cells on top. An alternative way
would be the use of nano ”holes” called the “Swiss cheese” concept, with the nano/micro-holes etched
into a smooth ZnO layer. On this structure he showed a first result for a micromorph a-Si:H/μc-Si:H
tandem cell. He also presented results of optical modeling, where he predicted a possible stable efficiency over 12% for a-Si:H and over 15% for micromorph devices, with a a-Si:H top part thickness of
200 nm and bottom μc-Si:H of 500 nm.
A. Hongsingthong (Tokyo Institute of Technology, JP) reported on TCO with a double surface
texture resembling the Asahi-W structure. They use CF4 dry etching to texture glass between 0 and 40
minutes and then they grow MO-CVD ZnO (final roughness RMS between 180nm and 260nm). The
ZnO:B layer is then deposited in a two-steps method: a first layer is introduced, using H2O as oxygen
precursor, followed by a second using a mixture H2O/D2O. This second layer grows with a (002) preferential orientation and has a more rounded surface morphology. By adjusting the glass treatment
time, they could produce ZnO layers with cauliflower-like surface features, instead of pyramides, with20
-3
2
out affecting the electrical properties of the films (N=3x10 cm , μ= 19 cm /Vs, Rsq=8.5 Ωsq). From the
SEM images showed the diameters of the glass structures appeared to be between 2 and 4m. They
said that is in their case the ZnO layers should be around 1.8 μm thick. We were surprised by the Voc
and FF values that were quite good for such a texture as they do not etched the top ZnO layer
(890mV, 71%). For their MO-CVD ZnO process, a thickness of 1.8 μm yields a lower roughness than
a typical 1.8 μm of LP-CVD ZnO at IMT. With the texturing of the glass they go from a current of 16.28
2
to 16.58 mA/cm which is not a huge increase. However, if the etching of the glass strongly increases
the light trapping in the red part of the spectrum it is hard to see it in amorphous solar cells due to the
low absorption coefficient.
Finally C. Eminian and F.J. Haug (IMT Neuchâtel, CH) presented a variety of new devices structures
based on nanopillars (8.6% initial efficiency with 8% LID, in partnership with Solasta), scattering by
nanoparticles (7.9% initial a-Si single junction), and asymmetric intermediate (up to 12% initial efficiency for micromorph cells) reflectors with likely record efficiencies for all these specific structures.
Silicon heterojunction (HIT) cells and standard c-Si cells
H. Sakata (Sanyo, JP) reviewed Sanyo’s concept of heterojunction (HIT) solar cells and their ad2
vantages compared to other c-Si technologies. Their best R&D cells (23% on 100 cm , 22.8% on 100
2
cm 98 µm thick wafers, bifacial) were not improved, but an impressive new Voc world record for any
kind of c-Si-based solar cell is established, with 747 mV on an ultra-thin 58 µm wafer.
D. Lachenal (Roth & Rau Switzerland) presented an overview of the collaborative activities of RRS
and the PV-Lab of EPFL–IMT on silicon heterojunction solar cells in Neuchâtel. Results obtained by
12/63
IMT since several years about the investigation of the c-Si/a-Si:H interface passivation were shown.
Excellent passivation has been demonstrated by RRS, with minority carrier lifetimes of 10 ms with 7
2
nm thick a-Si:H layers. The best efficiencies on 2x2 cm cell obtained by RRS (21%) and IMT (20.3%
using VHF-PECVD, presented by A. Descoeudres et al.) were also reported. B. Strahm (RRS) discussed in another presentation the issues concerning the up-scaling of these results to an industrial
2
mass production level. 19.1% efficiencies were obtained on 12.5 x 12.5 cm CZ wafers, with a good
homogeneity in the reactor and reproducibility.
2
D. Muñoz and A. Danel (CEA – INES) showed ITO layers with good mobility (>30 cm /Vs). Optimization of these ITO layers along with improvement in wafer cleaning recipes were carried out for hetero2
junction cells, yielding 19.6% efficiency on 150 cm cells.
2
N. Nakamura (Choshu Industry, JP) reported 19.1% efficiency (certified) on a 240 cm bifacial heterojunction cell, with non-tin doped indium oxide (IXO) as TCO layers deposited by ion-plating.
Q. Wang (NREL, US) discussed the behaviour of p-type based heterojunction cells under intense
illumination (> 1 sun), for possible use of this type of cells in concentration systems. Jsc and Voc increase with illumination (760 mV reached under 48 suns), but a drop in FF is observed at a certain
threshold. Therefore, an optimum in efficiency exists, in this case 20% at 20 suns. P-type wafer based
cells behave better than n-type wafer based cells under intense illumination, but this is not well understood yet.
T. Schulze and C. Leendertz (Helmoltz Zentrum Berlin, DE) presented results on fundamental aspects of a-Si:H/c-Si interface passivation (simulation studies). The improvement of passivation with
annealing is due to an equilibration of the interface defect density with the a-Si:H bulk defects. The
Urbach energy is the relevant parameter to describe this equilibration process. Experimental lifetime
curves (effective lifetime as a function of injection level) can be well fitted with the developed model. A
decrease in the interface defect density (defect passivation) is found to shift upwards the lifetime
curves, and an increase in the interface charge density (field-effect passivation) modifies the shape of
the curves, mainly an increase in the low injection region.
W. Kessels (Eindhoven University, NL) has reviewed results of c-Si wafer passivation with aluminum oxide (Al2O3) films. Passivation results with such films were reported in several other oral contributions by different groups as well (ISFH, IMEC, ANU, Hannover). The nature of such passivation is
usually investigated with corona charge analysis and second harmonic generation technique. The
wafer passivation is mainly due to a field-effect rather than a chemical effect, due to the presence of
negative fixed charges in the Al2O3 layer very close to the interface (within a few nanometers). The
main deposition techniques for these films are thermal atomic layer deposition (ALD) and plasma ALD.
More recently, sputtering and a spatial ALD technique were also used, aiming for a better compatibility
with industrial processes. Lifetimes above 10 ms were reported with 15–20 nm films (Eindhoven).
Al2O3 layers were already incorporated in the past in PERC and PERL solar cells, yielding 21.5% and
23.9% efficiencies respectively.
R. Swanson (Sunpower) announced a Sunpower record cell of 24.2% efficiency, the opening of a 1.4
GW fab in Malaysia, and the beginning of a concentrator cell program. The 24.2% cells was obtained
by introducing “non-recombining” contacts, though the exact nature of the contact was not indicated.
Other highlights: 19% efficiency obtained on bifacial n-type wafer standard cells from a pilot line
(ECN & Yingli), 18.5% on mc-Si PERC cell with SiOx passivation and 17.6% on module level (Schott
Solar), 16% on UMG-Si wafers (Calisolar), use of stencil-printing for front grid metallization (ECN, also
developed at IMT with impressive printed contacts with cross sections of 65x65 µm2 by F. Zicarelli),
diamond wires expected to be widely used for wafer slicing in the future.
Module backend
Very few new results were presented on the back end of thin-film modules and thin-film Si in particular.
A poster on the benefits of high reflectivity encapsulants in combination with LPCVD ZnO back contact
was presented by T. Crawford (Oerlikon Solar, CH). LPCVD ZnO back contacts combined with white
foil encapsulation provide a good diffuse scattered reflection which facilitates the use of thinner absorber cells. Good levels of reliability are obtained as well as TUV and UL certification.
A combination of luminescence and electroluminescence measurements was proposed by Roder as a
powerful tool for the inspection of polymer degradation in photovoltaic modules. Non-fluorescent
trenches around local cracks and edges can be observed due to the oxidation of chromophores.
13/63
Module characterization and performance
J. Meier (Oerlikon Solar Lab, CH) reported on how to measure reliably micromorph cells and modules with reference cells adjusted to the quantum efficiency of the micromorph cell component cells.
H. Stiebig (Malibu. DE) showed how the spectral temporal evolution seen on some flashers (blue shift
as a function of time) can be used to check current matching in micromorph tandem devices.
As reported by A. Böttcher (Photovoltaik-Institut Berlin, DE) The calculation of mismatch factors for
tandem cells is not a straight forward calculation as in the case of single junction cells because of the
series interconnection of a top and a bottom cell with inherently different spectral responses. The uncertainty of the Pmax measurement for μ-morph tandem modules depends on the reverse current characteristic, i.e. the lower the reverse current is, the higher is the uncertainty. In other words, a less effective blocking of the limiting junction weakens the effect of spectral variations on the measured power of the tandem module.
Many posters were presented on the comparisons of outdoor performances of modules from various
technologies, as well as comparisons between indoor and outdoor measurements. The differences
between the indoor calibration and the outdoor calibration values can be between 0.5% and 1.2% due
to the different angular distributions of simulator light sources used for indoor calibrations and the natural light outdoor as shown by S. Winter et al.
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II-VI and I-III-VI compounds with related areas
A.N.Tiwari, P.Blösch, A.R.Uhl
Laboratory for Thin Films and Photovoltaics, EMPA
Überlandstrasse 129 CH-8600 Dübendorf
Tel.: +41 (0) 44 823 41 30, Fax: +41 (0) 44 821 62 44
General comments
With 25 talks and close to 140 poster presentations on II-VI and I-III-VI absorber technology alone, the
th
contributions in the 5 World Conference on Photovoltaic energy conversion WCPEC almost doubled
as compared to last year’s EUPVSEC conference in Hamburg. A large number of contributions were
related to CIGS technology covering diverse topics such as growth of absorbers, deposition on flexible
substrates, alternative deposition methods as well as alternative back contacts and buffer layers.
CdTe technology and kesterite (CTZS) technology followed in contributions and attracted attention
mainly with First Solar’s >2GW expansion plans and IBM’s low cost wet-chemical deposition route
exceeding 10% efficiency, respectively.
The Bequerel prize was given to Prof. Dr. Hans-Werner Schock from HZB for his work on CIGS technology. Adrian Chirila from Empa, Switzerland received the poster award in the session Thin Film
Solar Cells with his poster entitled: “Progress towards the development of 18% efficiency flexible CIGS
solar cells on polymer film”.
R&D developments
General Outlook
V.M. Fthenakis, Brookhaven National Laboratory, USA, Environmental Aspects on Thin Film
Module Production and Product Lifetime
Fthenakis provided future estimations on thin film PV’s possible bottleneck of material availability and
clarified environmental concerns based on scientific facts. In his projections he concluded that no impair from material availability issues even at very high growth rates is to be expected for CdTe and
CIGS solar cells. For both technologies production capacities between 50-100 GW in 2050 and 70200 GW in 2100 are feasible with appropriate recycling and recovery strategies. Moreover only negligible emissions from CdTe modules appear during fires based on standard protocols ASTM & UL- Cd
is simply trapped in the glass. Nevertheless he proposed to standardize recycling programs for all PV
manufacturers as use of precious material dictates.
Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells – Absorber and Buffer Layers
A. Chirila et al., Empa, Switzerland, Progress towards the development of 18% efficiency flexi1
ble CIGS solar cells on polymer film
Development of lightweight and flexible solar cells using roll-to-roll manufacturing and monolithic interconnection technology can lead to a significant reduction in the manufacturing cost of solar modules.
Empa developed a vacuum evaporation process for growth of high quality CIGS absorber layers at
low temperature of about 450°C and a method of Na incorporation for improving the electronic properties. Optimization of CIGS growth conditions on polymer foils lead to flexible solar cells with record
efficiency of 17.6% (measured at ISE Freiburg) and monolithically interconnected mini-modules with
12.1% efficiency. Further optimization in the CIGS growth process as well as window and buffer layer
is likely to lead to efficiencies exceeding 18% on flexible substrates in the near future.
H. Komaki et al., AIST, Japan, Over 16% efficiency CIGS integrated submodules
In CIGS solar cell technology, there is a large discrepancy in conversion efficiency between small cell
(η = 20%) and large-area commercial modules (η = 10-12%). In this study, CIGS integrated modules
1
This publication won the poster award in the thematic area of “Thin Film Solar Cells”.
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2
on 10x10 cm -sized flexible ceramic substrates were fabricated by a three-stage process for fabrication a high-quality absorber layer, and a high efficiency performance of 15.9% was achieved. The integration structure and processes of the integrated submodules were identical to those of currently
available commercial modules.
Z. Jehl et al., EDF, France, Influence of the surface roughness on CIGS-based solar cell parameters
Comparison of the electrical and optical properties of rough and smooth CIGS surfaces absorbers and
the effect on solar cell parameters were presented. 2µm thick co-evaporated CIGS was chemically
etched in HBr/Br2 bath, where the average roughness decreased with etching time. It was seen that
with decreasing surface roughness the Jsc decreased while the FF and Voc remain constant. It is assumed that the carrier collection is enhanced by an increased contact area between CIGS and CdS
due to the surface roughness.
S. Seyrling et al., Empa, Switzerland, Influence of Absorber Surface Modifications on the Performance of Cu(In,Ga)Se2 Solar Cells
For vacuum evaporated CIGS absorber layers different surface modifications were investigated in
order to alter the absorber/buffer interface formation and increase the device efficiency. In and Ga
rich surface layers were grown and analyzed by means of temperature dependent I-V and C-V measurements. It was found that for a long In termination, the positive effect of increased charge carrier
concentration on Voc is negated by the decrease of the band gap in the space charge region. For short
In termination, a beneficial effect on solar cell performance could be observed. Ga terminated devices
show reduced Jsc due to increased recombination.
A. Chirila et al., Empa, Switzerland, Low Temperature Grown CIGS Solar Cells with Reduced
Absorber Layer Thickness
CIGS layers were grown by a three-stage process by means of elemental co-evaporation onto SLG
substrates at low substrate temperature of 450°C. The influence of maximal Cu content during processing ymax and final Cu content y, were investigated for different CIGS thicknesses. Reducing the
CIGS layer thickness from 1.5 to 0.5 μm resulted in a performance decrease from over 14% to below
8% mainly due to a drop in Jsc by about 25%. While for 1.0 μm thick absorbers the efficiency appears
to be independent from the amount of Cu excess (ymax), 1.5 μm thick layers perform best when high
amounts of Cu excess (ymax = 1.45) are applied. It therefore appeared that the beneficial impact of Ga
grading in the three-stage process applied here requires CIGS thicknesses over 1.0 μm. For absorber
layers with submicron thickness it appeared that higher final Cu contents y can increase the current
generation likely due to higher absorption coefficients.
S. Merdes et al., HZB, Germany, Junction Formation on Wide Gap CuIn(Ga)S2 Absorbers Prepared by Rapid Thermal Processing
In search of high efficiency wide band gap I-III-VI absorbers CuInS2 based solar cells are investigated.
2
These cells have reached 11.4% efficiency on 0.5 cm area by the method of sputtering metallic precursors and subsequent RTP. Additional incorporation of gallium was shown to lead to a rapid increase in open circuit voltages and efficiencies when band gaps exceed 1.5 eV. Efficiencies of 13%
and open circuit voltages reaching 890 mV could be achieved with cells based on CdS/Cu(In,Ga)S2
junctions. With alternative Zn(O,S) buffers by CBD, record efficiencies of 12.9% (active area) and VOC
values of 832 mV could be achieved. ILGAR In2S3/Cu(In,Ga)S2 junctions showed active area efficiencies exceeding 10.8%.
2
C. Fischer et al., HZB, Germany, ILGAR In-Line Coating of 30x30 cm Substrates: Cd-Free Buffer Layers for Chalcopyrite Solar Devices
On lab scale, HZB already demonstrated that CIGS solar cells show comparable performance and
stability when processed with In2S3 instead of CdS buffer layers. For up-scaling, the spray roll-coater
ILGAR (Ion Layer GAs Reaction) has been developed to deposit buffer layers onto CIGS solar cells on
10 cm wide steel tape. It was shown that the homogeneity of aerosol stream, chamber geometry, flow
condition and temperature are important parameters to adjust the process from stationary to moving
substrates.
An industrial in-line ILGAR coater has been developed together with Stangl Semiconductor Equipment
2
AG for 30x30 cm substrates. This ILGAR coater is divided into different zones, which are located in
the preheating, spray deposition, sulfurisation and load/unload chamber. XRF analysis of In2S3 layers
2
on glass showed homogenous composition over the whole 30x30 cm substrate. CIGS solar cells on
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2
30x30 cm substrates with In2S3 buffer layers showed 13.0% in efficiency after light soaking, where the
CdS reference revealed 13.3%.
M. Bär et al., HZB, Germany, Chemical Structure of the Heavily Intermixed In2S3/ Cu(In,Ga)Se2
Interface
Thermally evaporated In2S3 buffer layers for CIGS solar cells have been investigated. First, In2S3 is
deposited onto the CIGS absorber (without substrate heating). In a second step the sample is annealed at 200°C for 45 min resulting in an improvement in Voc and FF. Temperature dependent I-V
measurements showed that during annealing the dominated recombination mechanism changes from
interface to bulk recombination. SIMS measurements have shown that Cu diffuses into the In2S3 layer
at 200°C. An upper limit of approximately 4-9 at. % of Cu diffusion into the buffer was estimated by
fitting XPS data of different annealing durations to the diffusion model.
R. Verma et al., Empa, Switzerland, Flash Evaporated In2S3 Buffer Layers for Cu(In,Ga)Se2 ThinFilm Solar Cells
In2S3 layers were deposited by flash evaporation technique with varying flash rates and their properties were investigated. The as-deposited layers were found to be inherently contaminated with oxygen
impurity with traces of Na inclusion for high flash rate layers. The enhancement in crystalline arrangement of as-deposited layer after air annealing (10min, 200°C) was confirmed by Raman spectroscopy.
RBS measurements revealed the growth of S-deficient layers at all flash rates. The bandgap Eg weakly depended on flash rate and increased after air annealing. An enhancement in chemical and structural disorder with increase in flash rate could be observed. Based on the results obtained from layer
characterization, an analytical layer growth model was proposed.
Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells – Non-Vacuum Deposition Processes
L. Oliveira et al., Jaume I University, Spain, Synthesis of Nanoparticle Precursors for Paste
Coating Deposition of CIGS and CZTS Absorber Layers
By using a paste coating process of nanoparticle inks both CIGS and CZTS absorber layer have been
prepared. Pastes were deposited by doctor blade method, dried at 350°C on hot plate to burn off organics and converted by a rapid thermal treatment at 450-550°C. Cu-poor materials yielded CIGS
devices with better efficiencies 7.5% in comparison with Cu-rich compositions that suffered from low
shunt resistances. Quantum efficiency measurements showed high carrier collection at short wavelengths that indicated potential for further improvements in collection length. Effective band gaps of
1.12 eV confirmed substantial Ga-incorporation in the absorber.
A. Uhl et al., Empa, Switzerland, Non-vacuum deposition of CIGS absorbers from binder-free
alcohol solutions
A new non-vacuum method was described to deposit CIGS absorber layers without the use of explosive or toxic gases and substances. While absorber layer from similar methods contained large quantities of carbon residuals between CIGS and the back contact and lacked the incorporation of gallium,
here it was shown that these problems could be overcome. The use of binder-free alcohol solutions
and high selenization temperatures was shown to be key factors of these advancements. Solar cell
efficiencies up to 7.7% (active area, without antireflection coating) could be achieved by this method
which exhibits the highest reported value for CIGS from a true solution with non-toxic solvents.
C.C. Chiang et al., Photovoltaic Technology Center, Taiwan, Phase Separation and Morphology
of CIGS Thin Film Fabricated by Oxide Based Nanoparticle
Copper-indium-gallium nano oxide particles were prepared and investigated on their conversion behavior to get CIGS absorber material by means of two different H2Se sources. In the first method H2Se
was prepared by H2/Ar gas passing Se powder directly in the reactor and close to the sample (DFSe)
whereas in a second route the Se source was separated from the reactor so H2Se was formed indirectly. The DFSe method was seen to yield higher concentrations of H2Se with high non-uniformity
whereas the IFSe method showed the opposite behavior. Films from the DFSe method showed good
crystallinity with a phase separation of CGSe at the bottom and CISe formation at the top as seen by
XPS. Films from the IFSe method were homogenious in phase but exhibited poor sintering. Efficiencies of up to 9.6% could be achieved on small area.
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Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells – Back Contacts and Barrier Layers
P. Blösch et al., Empa, Switzerland, Comparison of CIGS solar cells grown on stainless steel
foils with and without impurity diffusion barrier layers
In this work Si3N4 and TiN diffusion barrier layers were deposited on stainless steel foils to prevent iron
diffusion from the substrate to the CIGS absorber, which leads to a degradation of the solar cell performance. The CIGS absorber was deposited at low (450°) and high (600°C) substrate temperature on
different back contacts, which are Si3N4/Mo/Mo (A), TiN/Mo/Mo (B), Mo/Mo (C) and thin Mo (D). Solar
cells on contact A, B and C showed no significant difference in conversion efficiency, whereas on contact D an efficiency loss of ~10% in case of 450°C and ~40% in case of 600°C substrate temperature
was observed. It is strongly believed that iron diffusion is responsible for this loss in efficiency. Therefore it was concluded that a Mo bilayer of 500nm in total thickness acts sufficiently as an impurity diffusion barrier against iron. Average solar cell efficiencies of ~14% have been achieved at both low and
high substrate temperatures.
N. Reinfried et al., PLANSEE Metall GmbH, Austria, Stable and Reproducible Na Doping for
CIS/CIGS Solar Cells using MoNa Sputtering Targets
During thermal processing, Na diffuses from the soda-lime glass through the Mo back contact to the
CIGS absorber improving its conversion efficiency. When flexible substrates are used (e.g. polyimide
or stainless steel foils), an additional Na doped Mo layer can act as Na source. PLANSEE successfully
fabricated MoNa sputtering targets using powder metallurgical methods. A Na content of 3 at.% in the
target results in about 1.5 at.% Na in the sputtered film. MoNa targets provide a stable and reproducible Na source for CIGS, where a cell efficiency of 13.8% compared to the Na-free reference of 10.6%
was obtained (solar cells processed and characterized at Empa, Switzerland).
S. Gledhill et al., HZB, Germany, Spray pyrolysis deposition of the barrier layer and Na-source
film for flexible chalcopyrite solar cells grown on steel substrates
A barrier layer is required for CIGS cells grown on steel to prevent diffusion of iron into the absorber
layer. For monolithically integrated modules this layer should be insulating. The spay pyrolysis technique has the advantage to cover rough and structured substrates homogeneously and thus barrier
layers of only 400 nm are needed. Al2O3 layers were deposited using ethanol solvent with Al acetylactonate salt at a deposition temperature of 500°C. The Al2O3 barrier property for Fe and Cr has been
confirmed by SIMS. Best Voc results on steel are obtained at low precursor concentrations. But these
results still show lower Voc compared to the SLG reference, which might be caused by the sub-optimal
Na level (Na ‘absorption’ by Al2O3) and rougher substrate.
Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells – Monolithical Integration by Laser Scribing
S. Schmidt et al., LPKF SolarQuipment GmbH, Germany, Laser Pulse Length Influence on ThinFilm Ablation
For materials like metals and semi-conductors with large thermal diffusivity, damage-free patterning
requires at least ps pulses. With ns pulses there is a large heat affected zone (HAZ), related to melting. It was shown with the example of Mo that the removal of PV thin-film materials strongly depends
on the material characteristics as thickness and morphology. With ps laser scribing it was possible to
significantly reduce the HAZ, but the process parameters have to be carefully chosen.
H. Huber et al., Munich University of Applied Sciences, Germany, Optimization of picosecond
laser structuring for CIS solar cells
This work reports on picosecond laser ablation for the selective structuring of CIGS thin film solar cells
to perform a monolithic serial interconnection. The beam profile (circular, elliptical and flat top), wavelength (1064 nm and 532 nm) and beam direction was modified to optimize the ablation efficiency. It
was shown that the modification of the beam profile to elliptical and flat top lowered the energy per
ablated relative to a circular beam. The application of green laser light at 532 nm also decreases the
energy per ablated volume.
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CdTe Solar Cells
A.N. Tiwari et al., Empa, Switzerland, Fabrication of flexible CdTe modules with Monolithic Interconnection
CdTe solar cells and modules have been manufactured on polyimide (PI) substrates. Aluminum doped
zinc oxide (ZnO:Al) was used as a transparent conductive oxide (TCO) front contact, while a highly
resistive transparent layer of intrinsic zinc oxide (i-ZnO) was used between the front contact and the
CdS layer. The CdS and CdTe layers were evaporated onto the ZnO:Al/i-ZnO coated PI films in a high
vacuum evaporation system followed by a CdCl2 activation treatment and a Cu - Au electrical back
contact deposition. In some cases prior to the cell deposition, the PI film was coated with MgF2 on the
light facing side and the effects on the optical and electrical properties of TCO and solar cells were
investigated. While the base line low temperature process (450°C) achieved up to 15.6% efficiency,
flexible cells exhibit lower values. The limitations on current density of solar cells due to optical losses
in the PI substrate were analyzed and compared to the experimentally achieved values. Flexible CdTe
solar cells of highest efficiencies of 12.4 % and 12.7 % were achieved with and without anti-reflection
MgF2 coating, respectively.
Laser scribing was used for patterning of layers and monolithically interconnected flexible solar mod2
ules exhibiting 8.0% total area efficiency on 31.9 cm were developed by interconnection of eleven
solar cells in series.
A.B. Barati et al., Darmstadt University of Technology, Germany, A New Multilayer Deposition
Method to Prepare Thin CdTe/CdS Solar Cell
CdTe absorber layers that are grown at elevated temperatures show non-textured films of 3D-grains.
As a result solar cells are characterized by low shunt resistances and low open circuit voltages stemming from highly conductive grain boundaries. Improvements could be achieved by better control of
nucleation and growth on TCO substrates that led to compact layers and is suspected to avoid natural
(111) growth direction. A low temperature solar cell prepared at 340°C with a layer sequence of
AZO/SnO2/CdS/CdTe/Te/Au showed an efficiency of 9.9%.
Cu(Zn,Sn)(S,Se)2 Kesterite Solar Cells
K. Todorov et al., IBM, USA, Efficient Bronze Kesterite Absorbers- Uniting Performance, Availability and Low Cost Processing
Alternative absorber materials such as kesterites, Cu(Zn,Sn)(S,Se)2 have gained great attention due
to the recent developments of IBM’s high efficiency cells from a hybrid non-vacuum process for absorber growth. This non-vacuum method utilizes hydrazine as a solvent for all semiconductor materials
including sulfur and selenium. The ratio between latter elements can thereby be used to tailor the
band gap adequately. Spin coating and subsequent annealing result in the indium free absorber material. They could increase their previously reported efficiency of 9.7% to values up to 11.2%. The problem of high fire and explosion hazards could be decreased by adding water to the solutions and efficiency values of 10.1% were obtained with this method. The higher viscosity of new stabilized solutions enables up-scalable processes, i.e. doctor blading and printing. 6.7% efficiencies were reported
from this industrial scalable process.
R. Tashiro et al., University of Miyazaki, Japan, Growth of Cu2ZnSnS4 films by RF sputtering
using a Cu2ZnSnS4 single phase target
In this work CZTS single phase targets (Zn/Sn = 9/11, 12/8, 13/7) have been fabricated by hot-press
method. XRD of sputtered films from targets with Zn/Sn = 12/8, 13/7 indicates CZTS single phase, but
sample from 9/11 has a secondary phase SnO2. Films from 12/8 target showed highest film density.
EPMA measured that all samples are Cu-poor and Se-rich and SEM revealed grain sizes smaller than
100 nm. With transmittance measurements it was seen that the optical absorption rise up to about
1000 nm (1.24 eV).
S. Jung et al., KIER, Republic of Korea, Cu-Zn-Sn-Se Based Thin-Film Solar-Cell Preparation
CZTSe thin film absorber layers have been fabricated by co-evaporation technique which is considered to be one of the best methods for precise control of film composition. The effect of various step
methods was investigated on their influence on morphology, composition and crystalline structure of
the absorber. It was seen that the substrate temperature had a significant influence on film thickness
and phase due to an observed loss in Sn at high temperatures. A stack based process of consecutive
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Sn, Zn, Cu layers was more effective in view of Sn loss. The best obtained cell showed a conversion
efficiency of 3.73% under AM 1.5 illumination.
Contributions from Industry
Exhibition
Parallel to the conference an exhibition offered the opportunity for nearly 1000 companies to present
their product/ service portfolios and technological advancements in the PV solar field. Many companies based on I-III-VI and II-VI absorber technology used this platform to present themselves, e.g. First
Solar, Global Solar, NEXCIS, Würth Solar, Solibro and Calyxo of Q-Cells, Avancis and Solarion.
CdTe Solar Cells
S. Hansen, First Solar, Germany, Multi-Megawatt Production towards 2020
S. Hansen presented CdTe manufacturer First Solar as being the largest thin film module manufacturer in the world. The current production capacity ranges around 1.4 GW in 2010 while further capacity
expansion is under construction and should reach 2.1GW till 2011. They justify their success with being the lowest cost PV manufacturer in the world (0.76 $/Wp). High throughput is a key factor in their
production-the processing time from a glass substrate to finished module is 2.5 hours. Nevertheless,
Hansen believed that further optimization can drive down BOS cost from currently 1.4 $/Watt to below
one dollar in 2014. Their company policy of keeping a low profile and selling product only to large
scale customers, i.e. solar power plants is successful. 570 MW of new CdTe PV installations have
been preliminary approved.
Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells
B. Dimmler, Würth Solar, Germany, CIS: The Mainstream Technology in a Professional Energy
Market
Dimmler predicted a bright future for Thin Film Technologies as he expects the market share in new
PV installations to increase from current 20% in 2010 to 40% in 2030. However, CIGS thin film solar
cells recently excelled other thin film technologies with the newly reported record efficiency of 20.3%
(ZSW). This record value sets new standards in equalizing the best multicrystalline silicon solar cells.
A technology transfer from research at ZSW to production at Würth solar is in progress and a ramp up
of production facilities to 40MW/a in 2010/2011 under way. He believes that the good cost structure
gives CIGS the best PV perspective in future.
P. Morgensen et al.; T.Dalibor et al., Avancis, Germany, Progress on Fast Inline Manufacturing
of CIS Solar Cells; Advanced CIGSSe Device for Module Efficiencies above 15%
In two talks, Avancis presented their latest advancements in efficiency improvements of CIGS modules from sputtered precursors on float glass substrates. While champion efficiencies of 15.1% in 2009
2
2
on an area of 668 cm for a sputtered CIGSSe module and 12.9% efficiency on 30x30 cm have been
reported previously, increasing average efficiencies on large scale in high-throughput production is still
an issue. Mainly based on controlled sodium incorporation and increased homogeneity the average
aperture efficiency in production could be raised by eleven percent from last year’s value to now
12.6%.
M. Pinarbasi et al., SoloPower, USA, Roll to roll manufacturing of flexible CIGS Cells and Panels
The Californian company showed an update on flexible CIGS modules from their 10 MW production
line, processed via the alternative formation route of electrodeposition and subsequent crystallization.
On stainless steel foil, Pinarbasi presented good large scale control over stoichiometry by their roll to
roll processes. By this method they could achieve up to 12.5% efficiency which they could translate to
st
an aperture efficiency of 11.82% on flexible modules. Noteworthy is the fact that they received the 1
UL certification for a flexible CIGS module (measure of certain ruggedness), which opens up also the
flexible module market for CIGS technology.
K. Moriwaki et al., Fujifilm, Japan, New-Structured Metal Foil Substrates with Insulating Layer
for Monolithically Integrated Flexible CIGS Sub-Modules
Fujifilm developed an insulating Al2O3 barrier layer on aluminum foil generated by anodic oxidation,
which promises thermal stability, electrical insulation without pinholes and low substrate cost. CIGS
solar cells were deposited by 3-stage evaporation process on this flexible substrate configuration,
20/63
2
where cell efficiencies of 17.6% on an area of 0.49 cm where obtained. With monolithical integration
2
also 10x10 cm sub-modules were fabricated, where the P1 scribe was done with laser scribing technique, the P2 and P3 by mechanical scribing. The reported sub-module efficiency is 12.5%.
H. Zachmann et al., Solarion, Germany, The Impact of Sodium on Ion-Beam Induced Defects in
Cu(In,Ga)Se2 Absorber Films & S. Puttnins, Quantum Efficiency Analysis of Ion Beam Assisted
Deposited Cu(In,Ga)Se2 Solar Cells on Flexible Substrates
On two posters Solarion investigated the influence of selenium ion beam assistance in CIGS absorber
growth on flexible substrates. The selenium ion energy is supposed to enhance grain growth of the
CIGS layer by an enhanced mobility of the adatoms which should result in smoother surfaces, less
tension and increasing adhesion to the back contact. However, it was found that higher ion energies
cause ion beam induced electrical defects, i.e. structural disorder and increase in defect density,
which ultimately reduce the solar cell efficiency. Effects have been analyzed by quantum efficiency
measurements as well as calculated luminescence spectra. Results show that losses in VOC for higher
Se ion energies are mainly caused by non-radiative recombination mechanisms. In order to find a way
passivating these defects sodium was incorporated via co-evaporation of NaF. A partial passivation of
electrically active defects could be shown but no improved solar cell parameters were obtained.
21/63
Summary on activities in the field of organic, DSSC and novel PV
cell technologies
R. Hany
Laboratory for Functional Polymers, EMPA
Überlandstrasse 129, CH-8600 Dübendorf
Tel.: +41 (0) 44 823 40 84, Fax: +41 (0) 44 821 62 44
The scientific activities on fundamental aspects and emerging PV technologies were loosely grouped
in 13 oral and 4 poster sessions. The oral sessions under the main title “Advanced Photovoltaics: New
Concepts and Ultra-high Efficiency” were dealing with - Novel conversion principles and device structures; New materials, cells and modules and their characterisation and modelling; Concentrating PV
technology; Organic-based PV: materials, stability and devices. Poster sessions were held on – Fundamental studies; New materials, cells and modules; Organic-based PV; PV systems for space applications and terrestrial concentrator systems. By definition, this topic received little attention in the
commercial exhibition. I give below a – non-comprehensive – overview of some session highlights:
•
Several lectures were given on novel conversion principles (by S. Schweizer et al., K. Kempa
et al., J.G.J. Adams et al., A.C. Pan et al., P. Aliberti et al., E. Antolin et al., J. de Wild et al.).
One fundamental idea is to reduce losses arising from thermal equilibration of above-bandgap
photons and to collect long-wavelength, sub-bandgap photons. The first approach was followed with ultrathin silicon solar cells where the “hot” excitons are collected before thermalization. The principle was demonstrated with an increase of the experimental open-circuit voltage. The problem of little light absorption in such thin films will be addressed by the use of
nanowire systems. The principle of up-conversion by using intermediate bandgap materials
was demonstrated with quantum dots and rare-earth ion doped glass ceramics and amorphous silicon solar cells. Since this effect is proportional to the square of the light intensity, it is
probably of potential interest only for concentrator solar cell technology. Other photon management ideas for advanced PV have been presented. A spectral down-converter system
based on rare earth ion doped thin films was developed to reduce losses from shortwavelength light absorption by the top glass in silicon solar cells (K. Baumgartner et al.); terbium doped glasses, for example, absorb light in the 250 – 380 nm wavelength region and emit
at visible wavelengths (~ 540 nm). A similar idea used fluorescent organic molecules in the
encapsulation layer with a large wavelength shift between absorption and emission (E. Klampaftis et al.).
•
In two talks given by L. Stoicescu et al. and T. Unold et al. spatially resolved photoluminescence measurements were related to a local and the global cell ideality factor (η). Such experiments yield important information on local sources of high η (edges, scratches) and can be
used for PV failure analyses.
•
Space and concentrating PV technology was addressed in three separate sessions. In one
contribution (C. Morioka et al.) paper-like III-V multi-junction thin film solar cells were tested by
a satellite in low earth orbit. The goal is to fabricate lightweight solar cells for space applications. Of special interest was the cell stability, and it was found that the top polymer barrier foil
was not stable against the harsh environmental conditions, while the electrical degradation of
the cell was small. Degradation mechanisms in space (UV light, charged particles, atomic oxygen) with a focus on the failure due to micrometeroids with a very high impact velocity were
presented by M. Schimmerohn et al. A low-concentrating (and low cost) PV system based on
high efficiency silicon solar cells was presented by the company SunPower (R. Swanson et
al.). The company Concentrix Solar (A. Gombert et al.) presented operation data of a concentrator system with a solar-to-grid efficiency of approx. 20%. Essential to the performance of
concentrated PV is that the module is very precisely tracked to the position of the sun. O.
Stalter et al. presented a general concept how the maintenance of such a system can be optimized with a minimum of manpower.
•
New inorganic-based materials for PV conversion were presented. One approach is to use
quantum dots and nanocrystals with tunable bandgap for the fabrication of tandem and layered PV cells (G.J. Conibeer et al., T. Sugaya et al., R. Gradmann et al.). Another route is
based on nanowires (C. Levy-Clement et al.). Such systems are receiving considerable re-
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search interest. A strong reduction of reflectance and enhanced light absorption in nanowire
arrays has recently been demonstrated (Nano Lett. 2008, 8, 2638; Nano Lett. 2009, 9, 279).
These effects arise from a low effective refractive index and from diffuse multiple scattering of
light, leading to increased optical absorption over a wide range of wavelength and angles of
incidence. It has been shown that silicon wire arrays with less than 5% areal fraction of wires
absorb up to 85% of day-integrated, above-bandgap direct sunlight (Nature Mater. 2010, 9,
239) – this highlights clearly the potential benefit of very little material usage for efficient light
absorption.
•
Organic PV is developing rapidly. 1 cm polymer-based solar cells with over 7% efficiency
have been presented (T.Y. Chu et al.). These cells were fabricated by coating a blend solution
of an electron donor and acceptor. The performance critically depends on the materials arrangement in the thin film, and it was shown that tuning the morphology at the nanoscale for
such bulk-heterojunction solar cells is still a challenge. Another approach using small cyanine
dye molecules arranged in a layered configuration with C60 as the electron acceptor was reported (R. Hany et al.). Small molecules are receiving attraction for organic PV, because they
possess a number of advantages over polymers, such as ease of synthesis and purification.
This contribution was selected to be published as a full paper in a special issue of Progress in
Photovoltaics reporting on some conference research highlights. It has been realized that the
use of interfacial layers at the anode and cathode of organic solar cells have a drastic effect
on performance and lifetimes (Y.-H. Lin et al., J.J. Berry et al., J. Meiss et al.). Such layers can
facilitate charge extraction from the active organic materials to the metal electrodes and protect the cells from oxygen and water at the same time. Metal oxide layers have been discussed in details, and lifetime data of non-encapsulated cells of over 1000 hours with more
than 90% of the initial efficiency retained were reported.
•
Extensive lifetime test were also reported for dye-sensitized solar cells (J.M. Kroon). Modules
with different designs and from various suppliers were used, and a good long-term stability of
up to 3000 hours for not too high temperatures was measured. The Holst Centre (NL, R. Andriessen et al.) reported on fabrication processes towards low-cost organic PV cells. Modules
are made by roll-to-roll processes and ink-jet printing. One focus of research is to develop
ITO-free transparent electrodes, either with printed high conductive metal grids or by using a
protected process to embed metal wires partly into a barrier foil. Stable, large area organic
cells fabricated by ink-jet printing were also reported by S. Berson et al. To conclude the sessions on organic PV, A. Zedda presented a conclusive overview on the activities of the company Konarka, pointing out the good lifetime of their flexible organic cells (constant device performance over 2 years so far, “real” lifetime test) and the very small energy payback time of
printed organic PV. This will allow for new PV applications (semitransparent, indoor, portable,
off-grid) where the market-dominating crystalline silicon technology is not qualified for.
2
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PV Module – Performance and Certification
R. Rudel, G. Friesen, Th. Friesen, D. Chianese
ISAAC – DACD – SUPSI
Scuola Universitaria Professionale della Svizzera Italiana
Via Trevano, CH-6952 Canobbio
Tel.: +41 (0) 58 666 63 51 Fax: +41 (0) 58 666 63 49
Abstract
Research centres and PV companies of all over the world presented their latest progress and innovation in PV module performance, characterisation and certification. SUPSI-ISAAC took part at the
event, giving its own contribution especially in the PV module performance sessions (Topic 1) and in
testing equipment development (Topic 2). The highlights in these two topics, plus PV Certification
(Topic 3) are briefly summarised in this report, providing examples of the impressive number of important works presented.
Topic 1: PV module performance
Two of the ‘PV module’ sessions, 4BO.10 and 4CO.20, and many posters, focused on PV module
performance under real operating conditions, its correlation to indoor tests and the uncertainty of indoor measurements according to the state of the art. Large emphasis was put on the comparison of
thin film and high efficiency technologies with respect to conventional crystalline silicon technologies
and the gain that can be achieved with special PV module glasses. Various points of view came from
PV operators, test laboratories and the industry, as well as going from single module to system performance. The need of further improvements in the calibration of thin film, especially on multi-junction
modules, has been emphasized by many authors.
U. Jahn (from TÜV Rheinland) and G. Friesen (SUPSI-ISAAC) presented results of two independent
national research projects, dealing with the energy yield analysis of various PV module technologies
based on indoor and outdoor testing. Temperature coefficient measurements and irradiance dependencies have been presented and their influence on outdoor performance discussed. AIST from Japan
went a step further, giving a summary of all losses occurring both at module level and at system level
and single losses were quantified for each technology.
The importance of accurate information from manufacturers about the module power temperature
coefficients and efficiency curves was highlighted by many of the speakers and their influence on final
energy predictions was presented by S. Ransome Consulting.
W. Hermann (TÜV Rheinland) showed the final results of the module performance measurement
campaigns performed within the European project PERFORMANCE. It was shown that the measuring
techniques on solar simulators to date allow to achieve a comparability for power measurement at
STC of better than ±2% on crystalline silicon modules and ±3% on thin film technologies, when applying suitable test procedures. A guideline with recommendations for power measurements in PV industry was presented.
D. Dominé (SUPSI-ISAAC) showed how the spectral irradiance measurement uncertainty may affect
the determination of PV module performance when applying spectral mismatch corrections. It has
been shown that the choice of the reference cell not only influences the amplitude of the spectral mismatch correction, but it also influences the robustness of the computation of the correcting factor.
Within the consortium of the sub-project 2 of PERFORMANCE, SUPSI-ISAAC also presented a detailed uncertainty budget calculation for measurements of the electrical performance of PV modules
from long-term outdoor exposure on a fixed stand.
J. Sutterlüti (Oerlikon Solar) presented very interesting results on long-term outdoor exposure of
nominally top- and bottom-limited micromorph modules. He showed that the condition of top- or bottom- limitation at a given time can be detected from the slope of plots of the short-circuit current of the
micromorph module (or more reliably of its fill-factor) versus a parameter describing the spectral content of the in-plane irradiance (bluish or reddish). The striking point is that this can be done from a
24/63
cleaned data set of one year, but also during a daily measurement, providing a sufficient change of the
daylight spectral content. Thereafter, those two representations provide in principle the distinction of
performance variations due to seasonal annealing and to seasonal spectral changes, respectively.
SOLON gave an overview about light induced degradation (LID) effects on mono- multi- and metallurgical crystalline silicon modules and cells and its effect on module performance. The origin, temperature effects and reversibility of LID have been discussed for each technology.
Glass manufacturers presented their contributions to enable increased conversion efficiency and reduced manufacturing costs. On one hand, W.A. Nositschka (Saint-Gobain Sekurit, Germany) reported on a second effect of deeply textured front glasses, initially developed to enhance light-trapping:
the larger surface heat-exchange reduces the module temperature on warm and sunny days (e.g.
58°C instead of 60°C) and reduces the losses in Voc. On the other hand, “thin specialty glasses” for
thin film PV from Corning Inc. USA were presented by James E. Webb, who gave an interesting talk
focusing on reliability testing (hail impact, mechanical load). Those “thin specialty glasses” are used as
the front glass (thickness ≤ 1.3 mm, to be compared to typical 3.2 mm-thick soda lime glasses) in superstrate configuration for CdTe and Si-tandem modules; and as a 0.7 mm-thick front glass for CIGS
modules in substrate configuration. He showed that, in regard to stress under mechanical load test,
module mounting configuration is actually much more important than glass thickness. Indeed, from
modelling results he demonstrated that a mounting with two rails at the bottom of the module induces
less stress in the glass pane than with a frame, with two edge rails, or with the worst case of four-clip
mounting. With the preferred mounting using two bottom rails, the stress in a 0.7 mm-thick front glass
is actually still lower than with a 2.5 mm-thick glass mounted in all the other configurations. Also concerning those “specialty glasses”, a remarkable progress in light-trapping enhancement achieved with
a textured glass was presented by J. Bailat (Oerlikon Solar) who presented the results of a collaboration with Corning Inc. USA. A 12% increase in current density of the bottom cell of a micromorph
tandem is achieved when the device is deposited on a surface textured specialty glass. This allowed
them to demonstrate a micromorph cell with 11.9% NREL-certified stabilized conversion efficiency.
In the plenary session D. Masa-Bote, (Universidad Politécnica de Madrid) presented different forecast
models tested: Aguiar, ARIMA, numeric weather prediction and persistence. The models have been
tested during a full year and every model provided hourly forecasts of irradiance and energy production, 24 hours in advance. Model assessment was done with measured data from a PV system located
in Madrid, Spain. Numeric weather prediction models exhibit the best performance. The improvement
over the persistence model was of 30%. However, more complex forecasting methods will be necessary to better improve these results.
Elke Lorenz (University of Oldenburg), together with Meteocontrol GmbH, presented a regional PV
power prediction system, providing forecasts of up to two days ahead with hourly resolution (5AO.8.1).
The proposed approach is based on forecasts of the global model of the European Centre for Medium-Range Forecasts (ECMWF). It includes a post-processing procedure to derive optimised, sitespecific irradiance forecasts and explicit physical modelling steps to convert the predicted irradiances
to PV power. Finally, regional power forecasts are derived by up-scaling from a representative set of
PV systems. The investigation of proper up-scaling is a special focus of that paper. The operational
PV power prediction system is evaluated in comparison to the modified up-scaling approach for the
control areas of the two German transmission system operators ‘transpower’ and ‘50Hertz’ for the
period 2.7.2009– 30.4.2010. Root-mean-square error (RMSE) values of the operational forecasts are
in the range of 4–5% with respect to the nominal power for intra-day and day-ahead forecast horizons.
Achim Woyte from (3E sa), with the objective of creating controllable electricity profiles over time, presented a rolling intra-day forecast model that is well applicable to a single PV site. The model is based
on a stochastic, autoregressive time series model. It relies mainly on historical data, which are received hourly from the monitoring system of the PV installation. As the model does not rely on sophisticated downscaling from numerical weather predictions, it is relatively inexpensive. The RMSE for the
forecast of output power was 6.7% of installed PV peak power of an existing PV installation. The model is currently applied in the field for pilot forecasting of a smaller PV installation in order to match the
demand of freezing equipment on the same site.
In contrast, Takeyoshi KATO (Nagoya University, Japan) discussed in his presentation the impact of
high penetration PV power generation system on the load frequency control of utility grid. By using the
multi-point observation data of irradiance, it was demonstrated that when the distance between two
points (two PV installations) is longer than 5–10 km and the cycle fluctuation of irradiance is shorter
than 32 minutes, the two points can be considered independent. The impact of high penetration PV
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System on Load Frequency Control of the grid may not be significant, if PV systems are dispersed
according to residential distribution.
K. Ogimoto (University of Tokyo) analyzed the PV generation characteristics to be used for the analysis of power flow and voltage fluctuation analysis in a local area. The aim was planning the power
system demand supply for the high PV penetration expected for 2030 in Japan.
C.Voyant (University of Corsica) presented the prediction results of global radiation using Artificial
Neural Networks (ANN) that are popular artificial intelligence techniques in the forecasting domain.
Using this forecast methodology in Ajaccio, the RMSE was improved by 1%.
Meteocontrol GmbH is currently monitoring more than 15,000 PV plants with an installed peak power
of about 1.8 GWp. Henrik te Heesen presented two main results: On the one hand the performance
gap between PV plants with CdTe modules and with crystalline respect to a-Si modules is closing. The
progression of the performance ratio of crystalline and a-Si module is about 1% per year. On the other
hand PV plants with thin-film modules show a better performance and yield production in summer due
to the smaller temperature coefficient and crystalline silicon modules are performing better in winter.
Note: for the analysis they use PRac, the results are not only related to the technology, but they are
also affected by inverter performance and dimensioning.
Topic 2: Test equipment
The progress in today’s test equipment has been illustrated with big emphasis on the measurement of
multi-junction modules and electroluminescence image analysis.
J. Meier (Oerlikon Solar) presented newly developed reference cells for improved traceable measurement techniques for tandem micromorph module measurements. This contribution showed how it is
possible to improve the measurement accuracy of thin film tandem devices by selecting filtered reference cells properly matched to the module sub-cells.
Another approach for a “simple” characterization (sub-cell limiting behaviour) of silicon tandem modules is presented by H.Stiebig (Malibu), which takes advantage of the spectral variations of a flash
solar simulator over the pulse duration.
A. Böttcher (Photovoltaik Institut Berlin AG) described their approach in determining the contribution
of tandem cell spectral mismatch for the uncertainty of the maximum power at STC (Pm,STC) for micromorph PV modules, when using a pulsed solar simulator. This study gives insights to quote and reduce the uncertainty when performing power rating measurements of micromorph modules. They
used two serially connected filtered crystalline Si cells as a model of the micromorph device and
showed that the uncertainty on Pm,STC strongly depends on the blocking capability of the limiting sub
cell (effect of shunts). With a current mismatch for the pulsed solar simulator shifted by 3% towards
AM1.5G spectral irradiance and with a micromorph module close to matching condition at STC, they
calculated a standard (k=1) component uncertainty of 0.8% for the contribution of the tandem cell
spectral mismatch. This small component uncertainty for Pm,STC results from the opposite trends of fillfactor and of short-circuit current when the current mismatch within the component cells of a tandem is
shifted.
A. Lo (EPFL-IMT-PVLAB, Neuchâtel) presented their hybrid tabular solar simulator, based on a combination of LEDs and halogen-lamps (prototype with a 85 cm x 85 cm illumination area). The equipment permits long I-V curve sweep times (up to 1s), this solves the well known artefacts due to the
high capacitance of e.g. hetero-junction c-Si PV modules. Moreover the spectral irradiance is tuneable, allowing the balance of photocurrent generation within the sub-cells of a tandem device, which
can therefore be adjusted to AM1.5G spectrum. This spectrometric ability is a prerequisite for a correct
measurement of both the short-circuit current and of the fill-factor at STC of tandem modules. Together with the long sweep time capability of the equipment, these features suggest that the LED/halogen
concept is promising for the power rating of high-efficiency c-Si and thin-film PV modules.
P. Beljean and C. Droz (PASAN S.A.) presented the features of their latest solar simulator and introduced therefore a new class A+ for the classification of their product. Beside this they presented a new
spectral response system for PV modules as well. F. Baumgartner (ZHAW University of Applied
Sciences Winterthur), showed first results obtained with the spectral response system within its mobile flasher. A. Virtuani (SUPSI-ISAAC) presented results of a joint collaboration with PASAN for the
development of a novel and highly flexible set-up for IV testing (spectral response, temperature coefficients, etc.).
26/63
The company Ecoprogetti presented their first Class AAA working LED sun simulator. The sun simulator is TÜV Rheinland certified for the AAA class (spatial uniformity – spectral match – temporal stability) but it seemed that they have some lacks in experience for the I–V curve measurements.
Many results of electroluminescence (EL) measurements were presented by different institutes and
laboratories. The EL and PL (photoluminescence) seem to become a “must” for laboratories, in particular for testing laboratories to detected microcracks and other defects like soldering, contacts etc after
mechanical stresses. These technologies are suitable even for quality control of the PV module visual
inspection.
A difficulty is the correlation between the EL photographs and the performance behaviour of the module. Some laboratories presented results on combined IR and EL analysis of PV modules to increase
the quality of interpretation.
In the PV exhibition a certain number of companies (about ten) presented systems and cameras for
EL analysis. For the quality control of cells before assembling (soldering) the EL is well developed and
an increasing number of PV module manufacturers already uses these new technologies in line.
For PV module quality control some development is still needed.
Topic 3: Certification
PV MODULE session 4B0.9 showed interesting results relative to accelerated ageing and degradation
of PV modules’ power, in particular the effect of degradation induced by wrong grounding of a PV system was discussed in contributions from NREL and SOLON. Effects of ageing induced by different
climates and environments were discussed in a contribution from M. Köhl (Fraunhofer-ISE) based on
the results of the EU Performance project.
New interesting aspects were presented for the reliability of PV modules, as to performance and safety.
The focus for the future is not only the IEC qualification of the PV module but the reliability of the module during the 25-year lifetime.
In the exhibition the most important testing laboratories were present (Fraunhofer-ISE – TüV Rheinland – ZSW – CIEMAT – INES – ESTI – SUPSI) and some certification bodies like TüV SüD, IEC in
collaboration with ICIM.
27/63
Life cycle assessments of PV and other observations
M. Stucki
ESU-services GmbH,
fair consulting in sustainability
Kanzleistrasse 4, CH- 8610 Uster
Tel.: +41 (0) 44 940 67 94, Fax: +41 (0) 44 940 61 94
The conference and the exhibition were giant and had more participants ever since. However, the
number of oral and visual presentations with regard to life cycle assessment of photovoltaics was rather small. One entire session was dedicated to Life Cycle Analysis of PV Systems, where the following oral presentations were given:
•
V. Gomez & J.Clyncke, PV Cycle, Brussels: Cradle-to-Cradle Approach for PV Modules –
PV Cycle
Similar results were presented as at the International Conference on PV Module Recycling in January
2010 (see Memo of this conference).
•
M. Ito & K. Kurokawa, Tokyo Institute of Technology, Japan, M. Kudo & M. Nagura, NTT Facilities, Tokyo: A comparative Study on Life-Cycle-Analysis of 20 Types of PV Module Installed at Hokuto Mega-Solar Plant
The carbon footprint of their systems ranges from 31 to 67 g CO2-eq. / kWh.
•
J.-K. Choi & V.M. Fthenakis, Brookhaven National Laboratory, Upton, USA: Mathematical
Modelling for Cost Optimization of PV Recycling
Mr Choi developed a mathematical model in order to determine the optimal location of photovoltaic module take back centres and maximise the revenue of photovoltaic module recycling plants.
•
M. de Wild-Scholten, ECN: Environmental Sustainability of Concentrator PV Systems:
Preliminary Results of the Apollon Project.
Ms de Wild-Scholten presented LCA results for commercial CPV systems for the year 2011. Two
systems with the names “Point Focus” and “Dense Array” are considerd. The carbon footprint results for an installation in Southern Europe range from 15 to 42 g CO2-eq. per kWh.
•
K. Wambach & S. Schlenker, Sunicon, Freiberg: Ecological Data Optimisation Data in the
PV Industry.
Ms Schlenker presented a forecast by Niels Jungbluth from ESU-services (2008), where he predicts how the cumulative energy demand of silicon based PV will decrease in future (2010). Ms
Schlenker compared latest results from Sunicon with this forecasts and showed that the current
data confirm the forecast very well. Furthermore, Ms Schlenker showed that the use of recycled
silicon could further decrease the cumulative energy demand of PV.
•
A.H.M.E. Reinders et al: Life Cycle Assessment of Solar Powered Lighting Products for
Rural Areas in Southeast Asia.
This presentation showed that for LCA of PV also other functional units than 1 kWh generated
electricity can be useful. In their study they considered the lighting service as the functional unit
and compared a PV based lighting (including back-up batteries) with a lighting based on batteries,
a lighting based on electricity from grid and a kerosene fuelled lighting. In contrast to other PV
studies, they considered a life time of the PV lighting system of only 10 years. Still, as a result of
their study the PV lighting system is one of the most favourable lighting alternatives from an environmental point of view.
With regard to the worldwide development of PV, three presentations were in particular interesting:
•
J. Lushetsky, U.S. Department of Energy, Washington DC: Overview about Policies and
Markets for PV in the Americas
Mr Lushetsky showed that the US government is increasing its efforts to support PV dramatically.
They have the vision do double the amount of electricity from renewable energies by 2020. Fur-
28/63
thermore, they follow the aim of lowering the costs of PV with the target of 1$ per installed Watt
PV capacity.
•
O. Ikki, I. Kaizuka, T. Ohigashi & H. Matsukawa, RTS Corporation, Tokyo: Current Status
and Future Prospects of the PV Market in Asia
Mr. O.Ikki presented the current production volumes and PV installations in the most important
Asian countries as well as the political targets for the future in the individual Asian countries. China is wordwide the largest producer of PV modules with a market share of 21%. The market
share of Japan is 14%. The largest producer of PV modules is First Solar (US), followed by Suntec (China) and Sharp (Japan). With regard to the installed PV systems, Asia has a total share of
11.7%. Thereof, 484 MW are installed in Japan, 168 MW in Korea, 160 MW in China, and 30 MW
in India. The following political targets are set in the individual countries:
Taiwan: 3.2% PV in 2020 and 4.1 % in 2030
India: 22 GW PV by 2022
Japan: 28 GW by 2020 and 53 GW by 2030
•
W. Hoffmann, EPIA, Brussels: Europe’s Development on its Way towards 12% Electricity
Share by 2020 and Integrating MENA into the Greater Energy Picture
Mr Hoffmann presented the current development of the PV market in Europe and compared it
with the EPIA scenario prediction. In some countries such as Germany the market of PV installations developed much faster than predicted whereas other countries developed much more slowly. The current development follows the middle scenario of EPIA. In order to follow the top scenario with the 12% share target by 2020, further efforts are needed.
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FH PV Lab Burgdorf „BOS Survey“ of 25th EU PV conference
U. Muntwyler, L. Borgna
Berner Fachhochschule, Technik und Informatik
Fachbereich Elektronik, Photovoltaiklabor
Jlcoweg 1, CH-3400 Burgdorf
Tel: +41 (0) 34 426 68 11, Fax: +41 (0) 34 426 68 63
An der EUPVSE Exhibition waren über 50 Hersteller von netzgekoppelten Wechselrichtern vertreten. Im
Vorjahr waren es erst etwas mehr als 30 Anbieter. Auch der Wechselrichtermarkt ist also stark begehrt.
Dabei fehlten einige wenige bekannte Exponenten wie „PowerOne“ (Hersteller Nr. 2), „Refusol“ und wie
schon in den Vorjahren der Schweizer Hersteller ASP (der zu Solon gehört). Die meisten Hersteller
kommen aus Deutschland und China (je gegen 20).
Als Schweizer Hersteller war Sputnik vertreten, der weiter expandiert (jetzt 3 Standorte in Biel), sowie
der Zürcher Hersteller IDS, der Zentralwechselrichter für PV- und Windanlagen baut. Weiter könnte
man die Firma ABB dazu zählen, die nun mit einer Palette von kleinen Wechselrichtern und mit grossen Zentralwechselrichtern präsent war, die allerdings nicht in der Schweiz produziert werden. Im
weiteren könnte man auch Delta Energy Systems (Germany) GmbH aus Süddeutschland erwähnen,
in der die frühere „ASCOM Energy System“ (vormals Hasler AG Abt. 28 „Stromversorgungen“, bei der
der Schreiber 1982 als junger Ingenieur startete) aufging.
Auch die wenigen Anbieter von off-grid-Komponenten stellten aus, darunter die Schweizer Firma Studer Innotec SA (neuer Name!), mit einer sehr starken Position im Bereich autonomer Wechselrichter.
ASP/ Solon fehlte auch hier. Am Stand von Solon (Solarmodule) hätte man allerdings die Preisliste
der Wechselrichter bestellen können (aber wer kommt schon auf die Idee bei über 50 anderen Anbietern?).
Marktentwicklung netzgekoppelte Wechselrichter:
Lieferschwierigkeiten erzeugen einen Verkäufermarkt für 2010
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Wird für 2010 ein Marktvolumen von 9 GWp (Navigant Consulting) bis 24 GWp (Photon) angenommen, so ergibt das ein Mittel von ca. 100 – 400 MWp pro Hersteller. Diese lösen im Schnitt ab Werk
50 - 150 Mio SFr. Können diese Mengen auf einigen wenigen Märkten abgesetzt werden, so sind die
Transaktionskosten auch für kleine Hersteller tragbar. Dabei gibt es natürlich einige sehr grosse und
folglich auch einige sehr kleine Hersteller. Kluge Hersteller pflegen jetzt ihre Abnehmer und versuchen
diese zu halten. So wird das Geschäft in Zukunft etwas weniger Preis-sensitiv.
Die grossen Hersteller verdienen nun sehr viel Geld, sofern sie die Komponentenbeschaffungssituation einigermassen im Griff haben. Für den Branchenleader SMA wird ein EBIT von 28%
kolportiert. SMA sieht mittelfristig ein Preissenkungspotential auf 50%. Dies wird enormen Druck auf
die grosse Zahl der WR-Produzenten ausüben.
Für kleinere Anbieter im PV-Markt mit gutem Komponenten-Supply ergaben sich 2010 enorme
Wachstumschancen.
Lieferschwierigkeiten ergeben Chancen:
Dies soll anhand des Lieferanten „Delta Energy Systems (Germany) GmbH gezeigt werden: Delta ist
eine internationale Gruppe mit 60‘000 Mitarbeitern und Welt-Marktleader bei Schaltnetzteilen. Delta
entwickelte 2002 einen String-Inverter mit 200Wp/ 250 Wp für den lokalen Markt in den BeneluxLändern. 2002 wurde ein String Inverter SI 2200 entwickelt. Die Wechselrichter-Verkäufe waren: 2007
20 MWp/ 2008: 75 MWp, 2009: 130 MWp; Ziel 2010: ca. 400 MWp. Erreicht wurde dieses Ziel bereits
Ende April 2010 durch die hohe Einkaufsmacht der Delta Energy Systems und die leistungsfähige
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Fertigung, welche weltweit aufgestellt ist. Damit wäre „Delta“ bei der Produktion etwa auf Platz 5 .
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PV Status Report 2010, S. 10, JRC, EUR 24344
Photovoltaik, S. 30, 10/ 2010
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SOLIVIA-Solarinverter von Delta:
Jetzt bietet Delta eine breite Palette von String-Invertern mit Transformatoren SOLIVIA 2,5/ 3,0/3,3
und 5 kVA an. Diese galvanisch getrennten Geräte arbeiten nach dem Resonanzwandler-Prinzip und
haben einen Spitzenwirkungsgrad von bis zu 96% (EU-Wirkungsgrad 94,8%), wobei das „de-rating“
erst ab 57 Grad Celsius erfolgt. Dazu hat der Anwender einen breiten MPP-Spannungsbereich im
Eingang von 150 – 450 V.
Neu sind zwei 3-phasige trafolose Wechselrichter SOLIVIA 15TL und 20 TL mit 2 MPP-Trackern und
einem MPP-Spannungsbereich von 350 – 800 V. Die AC-Nennleistung beträgt 16,5 und 22 kVA. Der
maximale Wirkungsgrad liegt über 98% und der europäische Wirkungsgrad bei über 97,5%. Im oberen
Leistungsbereich werden drei galvanisch getrennte Zentralwechselrichter (ZWR) SOLIVIA CM 77/ CM
88 und CM 100 (93 KVA/ 105 KVA) angeboten. Sie haben 7 bis 9 Leistungseinschübe, die je nach
Leistungsbedarf zugeschaltet werden. Dies ergibt einen hohen Wirkungsgrad im Teillastbetrieb und
eine hohe Ausfallsicherheit. Die Geräte sind von der Philosophie vergleichbar mit den auslaufenden
ZWR Fronius IG 300 und 500 bzw, den neuen Fronius Cl 36.0/ Cl 48.0/ Cl 60.0 mit bis 15 Leistungseinheiten zu 4 kWp (Technik auf der Basis der Fronius IG Plus-Geräte).
Ab 2011 können die Preise sinken
Wenn sich die Liefersituation entspannt, werden die Preise wieder sinken. Dies dürfte gegen Ende
dieses Jahres der Fall sein. Dann wird es für die kleinen Hersteller schwierig. Dies umso mehr, weil
die Marktdynamik von Deutschland zurückgehen wird. Zudem drücken chinesische Hersteller wie
„Sungrow“ auch hier auf den Markt. Im Grosswechselrichterbau werden arrivierte Hersteller von Kraftwerkskomponenten versuchen diesen Markt an sich zu reissen. Dies sind Firmen wie ABB, AEG,
Siemens, Schneider Electric (der Xantrex, vormals Trace übernommen hat), Satcom, Emerson etc.
Beim nötigen Netzausbau entstehen hier erhebliche Synergien.
Es ist zu erwarten, dass grosse, vor allem asiatische, vertikal integrierte Hersteller von Solarmodulen
wie Hyunday, Sharp, Kyocera und Mitsubishi versuchen den Absatz der Solarmodule mit WRLieferungen zu verknüpfen. – Im Falle von Sharp waren das Geräte von Delta Energy Systems. Dies
ist heute umgekehrt im Distributor-Markt die Norm und wird den Druck auf die WechselrichterHersteller weiter erhöhen.
Nach wie vor ist der Markt stark auf einige wenige Hersteller konzentriert. Die drei grössten Anbieter
SMA, Power-One und Fronius haben über 50% Marktanteil. Interessant ist die Firma Fronius, die gar
kein komplettes Angebot hat. Es dominieren kleine Wechselrichter unter 12,6 kVA. Die Zentralwechselrichter haben nur max. 60 kVA und sind kaskadierte Geräte mit Einschüben kleiner Leistung. Etwas
über 20% des Marktes teilen sich über 50% der Hersteller. Erfreulicherweise gehört die Bieler Firma
Sputnik nicht dazu, sie wird mit 3,8% Marktanteil auf Platz 6 geführt.
Es ist davon auszugehen, dass eine viel zu grosse Produktionskapazität am Markt sein wird. Neben
SMA, die für 2010/ 2011 eine Wechselrichter-Produktionskapazität von 11 GWp kommunizieren, fahren viele Hersteller Ihre Kapazität ebenfalls hoch. KACO (D) kündet für 2011 eine Kapazität von 10
GWp an. SMA und KACO könnten also den Weltmarkt 2011 alleine versorgen. – Das wären dann also
etwa 50 bis 60 Hersteller zu viel auf der Messe! Es herrscht also offensichtlich eine grosse Diskrepanz
zwischen Produktionskapazität und tatsächlicher Produktion. Die Fertigungen sind nur zu ca. 30%
ausgelastet! Da hat es noch viel Raum für Optimierung!
Eine Standardantwort auf die „Produktionskapazität 2011“ war „eine Erhöhung auf 1GWp“. Dies ergibt
zwar tiefere Produktionskosten, aber die Produkte müssen auch international abgesetzt werden. Dies
ergibt erhöhte Transaktionskosten und unausgelastete Fertigungen. Diese Rechnung könnte daher
nicht für alle aufgehen.
Wechselrichter-Anbieter mit unterschiedlichstem Hintergrund
Der Hintergrund der Wechselrichter-Anbieter ist aktuell sehr breit, und es wird interessant sein, wer
sich behaupten kann. Hier ein erster Versuch einer Charakterisierung:
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Firmen, die über den PV-Wechselrichter-Markt gross wurden. Beispiel: Marktleader SMA aus
Deutschland, Sunways – auch mit Solarmodulen (D), Siliken(SP/ US), Ingeteam (SP), Voltwerk (D), Sputnik aus der Schweiz.
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Firmen, die mit den Wechselrichtern verwandte Produkte fertigten und vor dem EEG – Start
einstiegen: Beispiel: Fronius (A), Kaco (D), Mastervolt (NL), Steca (D), Schneider Electric
(über den Kauf von Xantrex/ Trace), Delta Energy Systems (D),
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Firmen, die mit Wechselrichter verwandte Produkte fertigen und nach Start des EEG einstiegen: Danfoss (DK), Diehl (D), Eletek Valere (D/N), Hyunday (K), Kostal (D), LTi (D), Mitsubishi
(J), Power One (USA), Riello (I) etc.
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Firmen, deren Gründer in der PV-WR-Branchen waren und selber anfingen: Solutronik (D),
Conergy/ Voltwerk (D), SolarEdge (Israel).
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Firmen aus dem Kraftwerksgeschäft. Beispiel: ABB und Siemens (je 2. Versuch), Emerson
(USA) AEG (D), Schneider Electric (Leroy Somer), Satcon (USA)
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Neu gegründete chinesische Hersteller: Sungrow, CHINT, Shenzen Clou Inverter, Beijing
Kinglong New Energy Technology LTd., Green Power Technologies, Jangsu Sunel Transformer Co, Ligao (Zhongsan) Electrical Appliance Co. Ltd., LTi REE Energy GmbH, Ningbo GZX
PV Technology Ltd., Ningbo Sunbe Electric (Solar) Co, Samil Power Co, Shenzen Clou Inverters, Solar King (Taiwan), Sungrow (PRC)
Die nahezu vollständige Aufzählung der chinesischen Wechselrichter-Anbieter soll zeigen, dass China
neben den deutschen Anbietern die meisten Aussteller stellte. Ob sich das chinesische Geschäftsmodell für einen erfolgreichen Einstieg auch in den Wechselrichtermarkt eignet, ist fraglich. So lesen wir
in den Unterlagen eines chinesischen Anbieters: „Die chinesisch-amerikanische joint ventureGesellschaft, gegründet im Jahre 2009, ist stark gewachsen und geht von Erfolg zu Erfolg basierend
auf der Fähigkeit die Bedürfnisse unserer weltweiten Kunden zu treffen. Deshalb sind wir einer der
führenden chinesischen Hersteller von Wechselrichtern geworden“. – Es kann also sehr schnell gehen
in China! Die Firma „Beijing Kinglong New Energy Technology Co. Ltd, „Kinglong“ (KLNE) bietet 5
Wechselrichter ohne galvanische Trennung mit europäischen Wirkungsgraden von 94,5-97,5% an.
Die vier autonomen Wechselrichter mit eingebautem Batterielader von 120 – 600 VA erinnern entfernt
an ein Gerät von SMA.
Ein solcher Wechselrichter gepaart mit einem ähnlichen Solarmodul gibt bestimmt ein sehr kompetitives Angebot bei einer schweizerischen Submisson!
Deutschlands starke staatliche Förderung hat eine Exportwirtschaft geschaffen
Deutschland hat mit der Forcierung des EEG seiner Industrie eine starke Position geschaffen, die sich
auch im Export ausdrückt. Das EEG hat also auch ganz handfeste zusätzliche Vorteile für eine Volkswirtschaft.
Die beiden Hersteller Fronius (A) und Sputnik (CH) haben sich im Windschatten des deutschen
Marktwachstums ebenfalls eine starke Position geschaffen. Der Marktleader SMA wird versuchen mit
tiefen Preisen durch seine hohe Produktionsmenge (economy of scale), einer Differenzierung der
Produktionsstandorte (Colorado/ USA gestartet) und dem technischen Vorsprung dagegen zu halten.
Zerlegt man einen SMA Wechselrichter neuerer Bauart, wie wir das im PV Labor der FH Burgdorf tun,
so sieht man, dass hier Luft bei der Preisgestaltung ist. Bei der hohen Gewinnmarge von SMA liegt
hier ein erhebliches Senkungspotential vor. Ziel von SMA ist es, die Preise auf 50% zu senken. SMA
hat allerdings auch das kompletteste Angebot, das nur mit erheblichem Aufwand in Forschung und
Entwicklung erreicht werden kann.
Technische Trends netzgekoppelte Wechselrichter:
Im Bereich der Technik konnten folgende Trends festgestellt werden.
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Es gibt einen Trend zu trafolosen Wechselrichtern.
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Der Wirkungsgrad der trafolosen Wechselrichter steigt noch leicht an.
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Die neuen Wechselrichter haben einen höheren Wirkungsgrad, damit die Kühlleistung und
das Gerät klein werden – dies senkt den Preis.
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Dem hohen Wirkungsgrad werden praktische Aspekte wie ein „breiter Eingangsspannungsbereich“ geopfert (siehe unten).
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Eltek Valere kündet einen Wechselrichter „Theia“ mit Trafo mit 97% Wirkungsgrad an. Es dürfte interessant sein, hier mehr Details zu erfahren, was in Valencia nicht der Fall war. Die Firma kommt aus dem Bereich Telecom.
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Nahezu alle Geräte haben Displays, und es können Datalogger, externe Anzeigen etc. eingesetzt werden. Fronius hat für die neuen trafolosen TL-Geräte einen UBS-Stick zur Datenkommunikation.
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Datenlogger und Schnittstellen werden mehr und mehr integriert angeboten.
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Viele Anbieter haben neu ein 3-phasen Gerät mit 10-18 kWp vorgestellt. Die meisten dürften
noch nicht lieferbar sein. Dies ist ein eigentlicher Trend im Produkteangebot. Damit kann ein
grosser Leistungsbereich abgedeckt werden. So sind Anlagen von 10 – über 100 kp zeitgerecht realisierbar. Würde man Zentralwechselrichter verwenden, die „just in time“ geliefert
werden sollten, so wäre das Desaster bei vielen Anbietern vorprogrammiert.
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Sputnik hat drei baugleiche Geräte, die SolarMax 10MT/ 13 MT/ 15 MT mit entsprechender
Ausgangsleistung, vorgestellt.
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Sputnik hat seinen baugleichen neuen Zentral-Inverter 50TS/ 80TS/ 100TS mit je 10% mehr
Ausgangsleistung (55 kVA/ 88 kVA und 110 kVA) und den grossen 300TS (330 kVA) vorgestellt. Für den direkten Anschluss an einen Mittelspannungstrafo wurde der 330TS-SV (340
kVA) vorgestellt. Damit können auch sehr grosse Anlagen im MWp-Bereich aufgebaut werden.
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Ungefähr die Hälfte der Anbieter bieten Zentralwechselrichter an.
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Die zwei Anbieter Fronius und Delta bieten ZWR mit 40-100 kWp mit zu schaltbaren Einschüben an. So kann die Installation vereinfacht werden, der Wirkungsgrad wird verbessert. Emerson „Industrial Application“ hat vergleichbar aufgebaute kaskadierbare Zentralwechselrichter
mit bis zu 1,76 MWp mit 175 kWp grossen Einheiten.
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Sehr grosse Zentralwechselrichter (> 500 kWp) werden vor allem von der Kraftwerksindustrie
angeboten (ABB/ Siemens/ Emerson/ Schneider Electric etc. sowie den deutschen Marktleadern SMA und KACO).
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Der Schweizer Hersteller IDS AG hat einen flüssigkeitsgekühlten Zentralwechselrichter mit
1‘200 VDC vorgestellt. Damit wurde die bisher Spannungsgrenze von 1‘000 V überschritten,
die für viele Solarmodule gilt. IDS AG baut auch Wechselrichter für grössere Windkraftwerke,
wo sehr viel höhere Spannungen die Norm sind.
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Leistungselektronik für die individuelle Integration von Solarmodulen, wurde mehrmals vorgestellt. Am weitesten sind wohl die Anbieter „Solar Edge“, „TIGO“ (welcher auch von KACO vertrieben wird) und „SolarMagic“ von National Semiconductor. Inwieweit sich diese Produkte
bewähren und sich lohnen, wurde intensiv diskutiert. Wir gehen darauf gesondert ein.
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Zwei Anbieter, Voltwerk (Conergy) und Solarworld, haben Systeme mit BatterieZwischenspeicherung (Li-Ionen-Batterien von SAFT) vorgestellt. Damit kann der zu erwartete
Leistungspeak über den Mittag besser verteilt werden. Allerdings sind beide Systeme noch
nicht kommerziell erhältlich. In Zukunft werden sicher noch mehr solche Systeme angeboten.
Wer hält den Wechselrichter-Wirkungsgrad - Rekord?
Diese Frage füllt viele Seiten und Ausgaben in Fachzeitschriften wie „Photon“ und lenkt „nicht-Insider“
von wesentlichen Fragen ab, wie:
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Wechselrichter mit oder ohne galvanische Trennung (Unterschied ca. 2% Wirkungsgrad)
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Von welchem Wirkungsgrad reden wir?
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Bei welcher Spannung wird die Anlage gebaut/ betrieben (Unterschied ca. 2%)
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Wechselrichter mit hohem Teil-Last-Wirkungsgrad (Mix-Konzepte etc.)?
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Wie gross ist der Eigenverbrauch?
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Wie gross ist das Eingangsspannungsfenster?
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Wie gross ist der maximale Eingangsstrom (in Verbindung mit Uin)? Können mehrere Strings
(2) mit 8 A – Modulen geschaltet werden?
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Wie gut ist das MPPT-Tracking?
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Wie zuverlässig ist der Wechselrichter – 1 Woche Ausfall = 2% durchschnittlich weniger Ertrag –aber was, wenn der Ausfall im Frühsommer bei schönstem Wetter erfolgt?
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Wie kann der Wechselrichter mit Teilbeschattungen umgehen?
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Wie werden Fehler/ Abweichungen detektiert und gemeldet?
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Wer nun die „richtige Antwort“ auf all diese Fragen kennen will, kann zu einem Prüfinstitut wie dem
PV-Lab der FH Bern in Burgdorf gehen. Noch besser ist es, wenn er auf seinem Dach mehrere gleiche Anlagen mit seinen bevorzugten Wechselrichtern macht. Dann wird der interessierte Anwender
sehen, welcher Wechselrichter für seine Anwendung „der beste“ ist. – Nun, das ist nicht sehr praktisch. Der praktische Anwender ist sicher gut beraten, ein modernes Gerät eines in seiner Region
etablierten Herstellers mit funktionierender Service-Struktur zu wählen.
Statt den Wirkungsgrad-Sieger zu wählen, der dann in einer umfassenden Betrachtung und in einer
konkreten Anlage vielleicht gar nicht „die beste Lösung“ bedeutet, hier einige Bandbreiten:
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Gute moderne galvanisch getrennte WR über 3kWp liegen heute bei 94-95% europäischem
Wirkungsgrad. Zu beachten ist die optimale Betriebsspannung, bei der der Bestwert erzielt
wird.
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Gute Wechselrichter über 3 kWp ohne galvanische Trennung erreichen heute 95-97% europäischer Wirkungsgrad. Zu beachten ist die optimale Betriebsspannung, bei der der Bestwert erzielt wird.
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Wechselrichter höherer Leistung können diese Werte noch leicht übertreffen und in den Bereich von 98% vorstossen. Dort stellen sich dann aber noch einige zusätzliche Fragen im Bereich der Verkabelung, des Feldaufbaus, der Beschattung etc. etc.
Allgemein kann gesagt werden, dass die Wirkungsgrade hoch bis sehr hoch liegen und hier nur noch
an den Details gefeilt werden kann. „Newcomer“ haben hier oft noch „Hausaufgaben“ zu lösen. Die
Hersteller werden dieser Frage weiterhin eine grosse Aufmerksamkeit widmen. Mehr Wirkungsgrad
heisst weniger Verluste, d.h. weniger Kühlung, d.h. kleinere, leichtere und damit günstigere Geräte.
Wie hoch ist die maximale Eingangsspannung?
Ein Ansatz zur Wirkungsgraderhöhung bei grösseren Wechselrichtern ist die Erhöhung der Eingangsspannung. Die maximale Spannung liegt heute, auch bedingt durch die maximale Betriebsspannung
der Module, bei 1‘000 VDC. Wer mit Modulherstellern „off-the record“ redet, hört hier schon Vorbehalte. Wir haben an der 25th PV-Ausstellung vielen Herstellern die Frage gestellt, ob der maximale Eingangsspannungsbereich auf über 1‘000 VDC steigen könnte. Dies würde für den Wechselrichtertest
im PV Lab der FH Bern in Burgdorf zusätzliche Investitionen bedingen. Im Gespräch waren überall
grosse Vorbehalte gegenüber einer Eingangsspannung von über 1‘000 V zu hören. Trotzdem könnte
diese Spannung kommen. Für Wechselrichter-Hersteller, die auch Geräte für die Windindustrie bauen,
sind über 1‘000 VDC Eingangsspannung durchaus üblich. So kündete der Schweizer Hersteller IDS
aus Zürich seine Zentralwechselrichter mit „1‘200VDC“ an. Dies sind in der Praxis 60 Solarmodule mit
220 Wp und 8 A IMPT. Mit 8 parallelen Strängen überschreitet man bereits die 100 kWp.
Der Eingangsspannungsbereich Uin im Fokus
Vor lauter Wirkungsgrad scheinen die Bedürfnisse des Planer/ Installateurs in den Hintergrund zu
rücken. So sehen wir heute Geräte mit gutem Wirkungsgrad, aber mit einem kleinen Spannungsfenster, das den Praktiker vor Probleme stellt. Dazu ein Beispiel:
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Das Arbeitspferd von Fronius,der IG 30, hat einen Eingangspannungsbereich von 150-450 V
mit Uomax bei 500 V. Der maximale Eingangsstrom beträgt 19 A.
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Der Nachfolger IG Plus 35 und der neue trafolose IG 3.0TL haben einen Eingangsspanungsbereich von 230-600V und 350-600 V.
Bei einem modernen Module mit 220 Wp/ 8A gibt das im CH-Mittelland für den:
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IG 30 (max 2‘900 VA) Varianten wie: 1x10/ 1x11/ 2x6/ 2x7/ 2x8/ 3x6.
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IG plus 35 (max. 3‘500VA): 2x7/ 2x8/ 2x9/ 1x11/ 1x12
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IG 3.0 TL max. 3‘200VA): 1x12/ 1x13/ 1x14
Der Anwender hat nun zwar ein moderneres Gerät mit mehr Wirkungsgrad. Er hat aber viel weniger
Auslegungsmöglichkeiten.
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Wechselrichter für BIPV-Anwendungen mit Dünnschichtmodule?
Für BIPV-Anwendungen mit Dünnschichtmodulen kommt ein zusätzliches Problem. Es braucht Inverter mit tiefen Spannungen. Hier werden vermehrt Parallelschaltungen in Frage kommen. So muss
man nicht gleich jedes Modul auswechseln, wenn es ausfällt, solange es seine mechanische Integrität
noch behält (ein Pneukran für z.B. 60 m Höhe in der Stadt Zürich ergibt einen teuren Modulaustausch).
Die „Power-Conditioner“ kommen: wird jetzt alles gut?
Auf die oben aufgeworfenen Fragen gibt es verschiedene Antworten. Eine dieser Antworten ist technischer Natur und besteht darin mehrere, im Extremfall pro Modul, MPT zu installieren. Ich nenne diese
Geräte „Power Conditioner“. Sie sind eine „Spielart“ der Modulinverter, der vor 20 Jahren durch Pioniere wie dem Schweizer Markus Real (Megalino), den OKE-Wechselrichter Henk Oldenkamp aus
Holland etc.
Bedenkt man die Bauart gehobener amerikanischer Wohnhäuser, mit unterschiedlichen Ausrichtungen, Temperaturen, Neigungen und Teilbeschattungen, so kann man für diesen Ansatz ein gewisses
Verständnis haben. Gelingt es einem dieser Hersteller sich als „Standard“ zu etablieren und in die
Anschlussdose der Module zu kommen, so winkt ein grosser Markt. Zudem können mit der Intelligenz
in der Dose noch zusätzliche Funktionen erfüllt werden, wie: Anlagenüberwachung, Modulüberwachung, Diebstahlschutz, Brandschutz, Überspannungsschutz, Verpolungsschutz etc.
Es wurden verschiedene Power Conditioner vorgestellt (Auszug):
Tigo – Energy (California/ USA):
TM
Die Tigo Energy Maximizer (das ist zwar seit über 20 Jahren eine geschützte Marke einer kleinen
australischen Firma für MPTs aber zwischen Kalifornien und Australien ist ja ein grosses Meer) regeln
die Leistung auf der Modulebene. Verschmutzungen, Teilbeschattungen, Wolken, ungleiche Temperaturen etc. werden so ausgeglichen. Das jeweilige Modul kann per Signal abgestellt werden (z.B. als
Schutz vor Fremdspannungen im Brandfall). Wird ein Modul von der Anlage abgetrennt, wird ein
Alarm ausgelöst (Diebstahlschutz). Die einzelnen Tigo Energy Maximizer kommunizieren mit dem
Tigo Energy Maximizer. Dieser überträgt seine Daten über einen „Gateway“ an einen zentralen Server, der die Optimierungen berechnet. So kann der Benutzer jederzeit seine Anlage optimieren (z.B.
Vogeldreck oder Schnee auf der Anlage - der zukünftige Benutzer hat also unter Umständen viel zu
tun).
Es gibt zwei Tigo-Einheiten:
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Model ES: Hier wird einzig der MPP pro Modul optimiert und es wird die Strangspannung variiert (also keine parallelen Stränge mehr möglich)
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Model EP: Hier wird ebenfalls der MPP angefahren, es wird aber galvanisch getrennt eine
DC-Spannung von 375 VDC an einen Parallelbus abgegeben. Dies könnte auch für BIPV Anwendungen interessant sein. Die MPT-Stufe im Wechselrichter könnte man sich nun sparen.
Solar edge (USA/Israel):
Genau das macht die Power Box von Solar edge aus Kalifornien. Gemäss Vertreter ist die Firma so
gross wie SMA, was wir eher der Unwissenheit des Vertreters als den Fakten zu schreiben. Das
Grundprinzip ist ähnlich wie beim Tigo, nur wird hier der trafolose Wechselrichter 3.3 – 15 kVA (US)
ohne MPT gleich dazu geliefert. Insgesamt werden 95% Wirkungsgrad erreicht. – Es sind also durch
verbesserte Betriebsweise schon 2% aufzuholen! Für stark beschattete Anlagen wird bis 25% mehr
Ertrag versprochen.
Die PowerBox mit MPT sorgt für eine konstante Stringspannung und kann nachträglich oder direkt ins
Modul eingebaut werden. Sie hat eine Garantie von 25 Jahren. Der Wechselrichter hat eine Garantie
von 12 Jahren.
Eine Vielzahl von Kommunikationsmöglichkeiten erlaubt dem Benutzer alle Details seiner Anlage einzusehen. Dafür steht viel Kommunikations-Zubehör zur Verfügung. – Das gibt dann sicher viele Fragen, womit sich der Installateur noch viele Jahre lang freut, dass er so guten Kundenkontakt hat!
Bei der Beschaltung muss man aufpassen. Es müssen beim 1-Phasen-Gerät 8 bis 25 Module in je
einer Power Box in Serie geschaltet werden. Beim 3-Phasen-Gerät sind es dann bereits 16-50 Stück.
Dies wird dann auf 300 VDC bzw. 900 VDC beim 3-Phasen-Gerät geregelt.
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Kommerziell ist der Ansatz interessant, wird doch nicht nur eine „PowerBox“, sondern gleich der
Wechselrichter mit verkauft. Allerdings hat man, anders als beim „TIGO“, alle WR-Hersteller als Konkurrenten.
SolarMagic
TM
Leistungsmaximierer:
Der SolarMagicTM Leistungsmaximierer von National Semiconductor wird in die Anschlussdose eines
Solarmoduls eingebaut – d.h. es braucht eine neue Anschlussdose! Dort wird der individuelle MPP
angefahren und „bis zu 75% der verlorenen Energie“ zurückgeholt (gemäss Datenblatt).
Satcon Solstice 125 kW System Solution:
Was der „Solar edge“ im Kleinen, macht der Satcon Solstice im 125 kWp-Bereich. Im Feld wird der
Solstice Subcombiner SSB plaziert. Er bringt die Strangspannung per DC/ DC-Wandler auf ein hohes
Niveau von 720 VDC. Er kompensiert auch den Mismatch durch Teilbeschattungen, Verschmutzung
etc. Das soll einen Gewinn von 1-5% bringen. Bei dieser Spannung sind die Kabelverluste kleiner, und
es werden weitere 2% Energiegewinn erwartet.
Versprochen werden 5-12% erhöhte Produktion und 20-25% verringerte BOS-Kosten (wie das geht,
weiss ich leider nicht – die Kabel alleine können’s ja nicht sein).
Als einziger Wechselrichter gibt der Satcon seine „UBC Seismic Zone 4“ – Zulassung an – ein Gerät
für Kalifornien!
Die Liste ist nicht abschliessend. Wir werden in Zukunft noch mehr von den „Power Conditionern“
hören. Wechselrichter wie die „Steca 2000 Master/ Slave“-Geräte mit mehreren unabhängigen MPTs
und ähnlichem Effekt werden allerdings dagegen halten. Was sich dann als überlebensfähig herausstellt, wird sich in einigen Jahren zeigen. Entscheidend zum Erfolg wird, neben der technisch einwandfreien Funktion, das Marketing sein. Kritisch werden die Kosten sein. Der Nutzen dürfte im Einzelfall
da sein, speziell für wenig geschulte Installateure, die einfach ein System anwenden, ohne auf die
Details achten zu müssen. Was eigentlich fehlt, ist eine neutrale Beurteilung dieser Produkte, damit
neben dem Marketing auch noch überprüfbare Fakten zählen. Dies könnte eine Aufgabe für das PV
Lab der FH Bern in Burgdorf sein, wenn sich dafür eine Finanzierung findet.
Komponenten für off-grid Anlagen:
In diesem Segment waren nur wenige Anbieter zu finden. Dies entspricht den im Vergleich zu den
netzgekoppelten Applikationen sehr viel kleineren Umsätzen. Gerade im Bereich der „mini-grids“ sind
aber in den nächsten Jahren grössere Umsätze zu erwarten. Es gibt Erwartungen, dass sich in der
Elektrifizierung von Entwicklungsländern, speziell Afrikas, das Modell der „Handys“ durchsetzen könnte. Das heisst, keine zentrale Netzversorgung, sondern dezentrale „mini-grids“. Hierfür sind spezielle
Wechselrichter welche integrierte Batterielader haben gefragt. Solche Geräte haben u.a. angeboten:
SMA (D), Schneider Electric (welche Xantrex ex. Trace übernommen haben). Outback (USA),
Kinglong (PRC-siehe oben) und Studer (CH). Studer hat seine starke Position in diesem Segment mit
einem neuen, kleinen Xtender-Gerät erweitert. Der Xtender kann als Netzstützung oder zum Parallelbetrieb mit einem Generator benutzt werden. Mehrere Xtender können parallel geschaltet werden. Am
PV-Lab der FH Bern in Burgdorf werden Ende 2010 in einer Semesterarbeit „Insel-Wechselrichter“
miteinander verglichen.
Vermehrt im Angebot sind Maximum Power Tracker, Diese wurden angeboten von: Outback (USA),
Phocos (D), Steca (D) und Morningstar (USA). Am PV-Lab der FH Bern in Burgdorf werden Ende
2010 in einer Semesterarbeit diese MPTs miteinander verglichen.
Bei den Batterien bietet SAFT nun erstmals Li-Ionen-Batterien mit Peripherie an. Die 48 V – Blöcke
sollen einen exzellenten Wirkungsgrad bei hoher Energiedichte haben. Es gilt jetzt abzuwarten, wie
der Preis ist. Die Lithium-Ionen-Batterie wird sicher von den Entwicklungsanstrengungen und der
„Economy of scale“ bei den Elektro-Fahrzeugen profitieren.
Beratungen/ Zertifizierungsstellen
Viele Beratungs- und Zertifizierungsorganisationen wie TÜV, VDE, IEC, UL, Intertek, aber auch Unis
und Fachhochschulen haben ihre Tätigkeiten vorgestellt. Dies hat uns ermöglicht unsere Kontakte im
Hinblick auf die Wechselrichter-Prüfstände und –messungen zu vertiefen. Es ist eindrücklich zu sehen, wie massiv die deutschen Organisationen, Unis und Fachhochschulen auftreten. Dies im Gegensatz zu den Schweizern, bei denen einzig die SUPSI aus Lugano vertreten war.
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Integration der Photovoltaik ins Stromnetz
F. Baumgartner
ZHAW Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften
Technikumstrasse 9, CH-8401 Winterthur
Tel.: +41 (0) 58 934 71 71, Fax: +41 (0) 58 935 72 32
Analyse der Auswirkungen
In einem Plenary Talk konnte mit einem Beitrag aus der Schweiz [1] gezeigt werden, wie sich die Jahreserträge von individuellen PV-Kraftwerken reduzieren, wenn der gesamte eingespeiste Solarstrom
in einem öffentlichen Stromnetzgebiet zunimmt. Dazu wurden die tatsächlichen Viertelstunden Verbrauchswerte im Schweizer Stromnetz über ein Jahr verglichen, mit dem möglichen Erzeugungspotential von Photovoltaikstrom auf der Basis der tatsächlichen Solareneinstrahlung in der Schweiz im
selben Zeitraum.
Die Simulationen zeigen im Detail, dass bei einer jährlichen Erzeugungsmenge von 6% Solarstrom
am gesamten Stromverbrauch, an Wochenenden im Sommer die gesamte Erzeugung beginnen den
Verbrauch zu übersteigen, wenn der bestehende Kraftwerkspark, die konstante Bandenergie nicht
abregelt. Wird der Anteil des Solarstroms am jährlichen Verbrauch, unter diesen Bedingungen der
konstanten Bandenergie, auf 10% erhöht, so finden 8% der erzeugten Solarstrommenge keinen Absatz, sie müssen abgeregelt oder exportiert werden. Wird hingegen dieser überschüssige Solarstrom
gespeichert und zwar in weiter ausgebauten alpinen Speicherseen, mit einer Pumpleistung die ca.
30% der durchschnittlichen Verbrauchsleistung des Netzes entspricht, so kann der PV Anteil so auf
17% erhöht werden. In letzterem Fall reduziert sich die individuelle Jahresperformance eines PV
Kraftwerks um ca. 5% da auch dabei nicht alle Überschüsse genutzt werden können. Ebenfalls 17%
PV Stromanteil im Netz sind möglich, wenn die Bandenergie immer dann abgeregelt wird, wenn eine
hohe Solarstromproduktion vorliegt. Wenn also auf die konstante Bandenergie verzichtet wird kann
der PV Stromanteil sogar auf 30% gesteigert werden, wenn die Speicherseen zusätzlich nur für den
Solarstrom eingesetzt werden. Letzter Fall geht dann ebenfalls von einer individuellen Performance
eines PV Kraftwerks aus, welche um 5% niedriger ist, wie ohne Netzlimits für die Einspeisung. Zusätzliche fluktuierende Erzeugungspotentiale z.B. aus Windkraft würden die individuelle Performance der
PV Kraftwerke weiter reduzieren.
Lösungsvariante 1: Verbesserte Prognose für Solarstrom zur Kraftwerksführung
Hat die Einspeisung von Strom aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien stets Vorrang, wie beispielsweise das EEG in Deutschland gesetzlich vorschreibt, so müssen die traditionellen Kraftwerkparks gesteuert werden, je nach aktuellem Sonnen und Windaufkommen. Da speziell die thermischen
Kraftwerke längere Vorlaufzeiten für diese Steuerung der Leistung benötigen, so ist schon am Vortag
ausgehend von einer auf Satellitendaten gestützten Wetterprognose, eine Vorhersage der Solarstromund Windstrommengen nötig.[2]
Elke Lorenz von der Universität Oldenburg, Deutschland und die Firma Meteocontrol haben gemeinsam ein Vorhersagesystem für die lokale Solarstromproduktion in Deutschland vorgestellt. [3] Es erreicht für die beiden Übertragungsnetzgebiete von „transpower“ und „50 Hertz eine Unsicherheit von 4
bis 5% für die aktuelle Tagesprognose und für den Folgetag. Die Auflösung hat ein Rastermass
100km x 100km und basiert auf Satellitendaten mit einer zeitlichen Auflösung von drei Stunden die mit
dem stationären Messdatennetz als Bias Korrektion abgeglichen werden.
Zukünftig soll weiter an der Verbesserung der Genauigkeit der Prognose gearbeitet werden, um so die
notwendige teure Vorhalteleistung der Reservekraftwerk zu reduzieren, die nötig sind um bei Abweichungen von der Prognose sofort die fehlende Leistung im Netz bereit zu stellen.
(Sowohl dieser Konferenzbeitrag, sowie der oben erwähnte, waren Teil der Sonderpublikation des
Journal of Progress of Photovoltaics, zu dieser PV Konferenz. Die strenge Auswahl der Beiträge für
dies Sonderpublikation soll einen Überblick über neue Entwicklungen im gesamten PV Bereich ermöglichen umfasste aber nur 1% aller Konferenzbeiträge.)
37/63
Lösungsvariante 2: Stromspeicher beim PV Kraftwerk für Inselsysteme
Der französische Netzregulator hat eine Ausschreibung für 5MW Photovoltaiksystemen mit kombiniertem Energiespeicher ausgeschrieben, um die Stromnetze speziell auf französichen Inseln stabil zu
halten, die heute wie in Korsika 26% und auf La Reunion 32% Anteil an fluktuierenden Erneuerbaren
Energien aufweist. Ein Konsortium [4] bestehend aus dem Batteriehersteller Saft, der Firma Converteam und dem Stromgiganten EDF hat ein System mit Lithium-Ionen-batterien vorgestellt das folgende Spezifikationen erfüllen soll:
Die Variation der gelieferten Leistung des Gesamtsystems, PV und Batterie muss im Zeitraum von
jeweils 30 Minuten kleiner als 15% der PV Nennleistung sein. Zusätzlich muss zu jeder Zeit eine Reserveleistung von 10% über einen Zeitraum von 15 Minuten geliefert werden können. Das wurde ein
Stromspeicher mit Li-Ionen Batterie mit einer Kapazität von 4MWh analysiert. Er besteht aus einzelnen Containern mit je 560kWh, der wiederum String enthält die aus je 29 Li-Batteriemodule mit 24V in
Serie verschalten sind, Nennspannung 730V)
Die Simulationsrechnung haben gezeigt, dass mit diesem System eine ausgezeichnete Verfügbarkeit
des Systems erzielt werden kann, mit nur 0.1% der Zeit, bzw. 0.25% der gesamten produzierten
Energie, die der obigen Spezifikation entspricht. Die Simulationen haben weiters auch gezeigt, dass
im Jahresmittel nur etwas 20% der Energie in der Batterie gespeichert wird mit einer geschätzten Lebensdauer von 10 bis 20 Jahre.
Ein europäisches Konsortium stellte das Projekt SOL-ION vor, ein Batteriespeicher für ein typisches
Einfamilienhaus-Solarsystem mit einer Batteriekapazität von 5-8 kWh welches typisch im Netzgekoppelten-Modus betrieben wird. Beispielsweise wird für den Inselstandort Guadeloupe pro installierte PV
Leistung von 1kWp eine Batteriekapazität von ca. 5kWh empfohlen, soll das System ohne öffentliches
Stromnetz betrieben werden. An diesem SOL-ION System wurden in anderen Konferenzbeiträgen
detaillierte dynamische Analysen am Batteriespeicher vorgenommen mit der Zielsetzung die Gesamtkosten über die Lebensdauer der Batterie zu optimieren. Auch wurden die Auswirkungen auf die
Spannungsstabilität im 400V Netz analysiert. [5]
Generell kann abgeschätzt werden, dass sich die Kosten des Batteriesystems inkl. Leistungselektronik etwa auf dem gleichen Niveau befinden wie die Kosten die PV Kraftwerks ohne Speichersystem.
Referenzen
th
th
25 European Photovoltaic Solar Energy Conf. and 5 World Conference on Photovoltaic Energy
Conversion, Proceedings; Valencia; Spain; 6- 10 Sept 2010
[1] F.P. Baumgartner, T. Achtnich, J. Remund, S. Gnos, S. Nowak; Steps towards integration of PVelectricity into the GRID;
Prog. Photovolt: Res. Appl. (2010) John Wiley & Sons, Ltd. DOI: 10.1002/pip.1047;
http://onlinelibrary.wiley.com/journal/10.1002/(ISSN)1099159X/homepage/custom_copy.htm
[2] Öffentlicher Zugang zu diesen tageszeitlichen Produktionsdaten für das deutsche Stromnetz unter
http://www.transparency.eex.com/
siehe auch die Webseite von PV Wechselrichterherstellern z.B.: http://www.sma.de
[3] E. Lorenz, T. Scheidsteger, J. Hurka, D. Heinemann, C. Kurz;
Prog. Photovolt: Res. Appl. (2010) John Wiley & Sons, Ltd. DOI: 10.1002/pip.1047;
http://onlinelibrary.wiley.com/journal/10.1002/(ISSN)1099159X/homepage/custom_copy.htm
[4] M. Lippert, C. Jeuffrain, S. Lascaud, P. Rioual; Making the Sun reliable with Li-ion Energy Storage:
Solar PV Energy Management for Large PV Power Plants on Isolated Islands; 4CO 1.3;
[5] A. Schmiegel, K. Koch, A. Meissner, P. Kaup, C. Jehoulet, H. Schuh, M. Landau, M. Braun, K.
Bündenberger, R. Geipel, C. Vachette, D. Sauer, D. Magnor, J. Marcel;
p7668; bzw. K. Büdenbender (et al), p6696; bzw. D. Magnor (et. al) p9188
38/63
Global Aspects
P. Hüsser
Nova Energie GmbH,
Schachenallee 29, CH-5000 Aarau
Tel.: +41 (0) 62 834 03 00, Fax: +41 (0) 62 834 03 23
Trotz massiv gesenkter Einspeisetarife in Deutschland ist die Marktnachfrage sehr gross. Im Frühjahr
2010 wurde noch erwartet, dass der Markt 2010 eher stagnieren wird. Das Gegenteil ist der Fall: Die
installierte Leistung in Deutschland wird sich wahrscheinlich auf etwa 7-8 8 GW erhöhen, d.h. annähernd verdoppeln. Daneben gibt es einen boomenden Markt in Italien und auch eine starke Marktbelebung in Japan und den USA.
Mittlerweile lauten die Schätzungen auf etwa 450 000 Jobs alleine in der EU.
Unklar ist, wie einzelne Länder ihre Einspeisetarife an diesen Boom anpassen werden.
Marktentwicklung 2010:
Mit der zusätzlichen Absenkung der Einspeisetarife in Deutschland per Mitte Jahr (und 1.1.2010) war
vor allem im 2. Quartal eine sehr grosse Nachfrage zu beobachten. Dies machte sich vor allem auf der
Inverterseite bemerkbar, da einzelne Schlüsselkomponenten nur noch schwierig zu beschaffen waren
(-> Flaschenhalssituation). Diese Situation hat sich ab gegen Ende Jahr merklich entspannt. Aufgrund
der grossen Nachfrage in Deutschland, Italien, Tschechien, Frankreich, USA und Japan sind die Modulpreise zwar gesunken, aber nicht ganz so stark wie Anfang Jahr vermutet wurde. Der Anteil der
Asiatischen Produzenten, insbesondere China, hat den Marktanteil gegenüber den Europäischen und
Japanischen Produzenten weiter ausgebaut.
Die Modulpreise lagen im Bereich von etwa 1.50 bis 1.80 €/W. D.h. dass die Modulpreise in der
Schweiz noch stärker zurückgegangen sind wegen des tiefen Eurokurses.
Die Märkte im Einzelnen:
Deutschland
Für 2009 wurde die Marktschätzung von maximal etwa 2.9 GW um etwa 1 GW übertroffen (total 3.9
GW). Dies führte dazu, dass die Bundesregierung eine weitere Absenkung der Einspeisevergütung
vornahm (13% im Juli und 3 % im Okt. 2010). Trotz dieser gesamthaft mehr als 25% Absenkung im
ganzen Jahr ist die Nachfrage nochmals massiv gestiegen. Dies insbesondere im 1. Halbjahr. Gesamthaft wird ein Marktvolumen zwischen 7 und 8 GW erwartet für 2010. Das entspricht in etwa 1%
des Elektrizitätsbedarfs von Deutschland. Per Ende 2010 wird mehr als 2% des Stromes in deutschland solar erzeugt, in den südlichen Bundesländern ist dieser Anteil sogar wesentlich höher.
Spanien
Die Bewilligungsverfahren in Spanien sind weiterhin langwierig. Dazu kommt das Damokelesschwert
einer retroaktiven Begrenzung der maximal verkaufbaren Energiemenge pro installierte Leistung.
Damit bleibt Spanien weiterhin ein wenig attraktives Land. Trotzdem wird erwartet, dass die installierte
Leistung in Zukunft wieder auf die vor der Regierung vorgegebenen 500 MW/a ansteigen wird.
Frankreich
Die Vergütungstarife sind weiterhin die höchsten in Europa. Dies hat dazu geführt, dass kurzfristig per
Anfang Sept. 2010 die Einspeisetarife nach unten angepasst wurden. Projekte mit bestehender Einspeisebewilligung waren aber davon nicht betroffen. Die Regierung will mittelfristig den Zuwachs begrenzen auf etwa 500 MW/a. In der Gesuchswarteschlange warten aber mehr als 3 GW auf die Erteilung der Einspeiseverfügung.
Italien boomt
Die attraktiven Einspeisetarife insbesondere auch für Freiflächenanlagen lassen erwarten, dass der
Markt 2010 wesentlich über 1 GW steigen wird. Damit ist Italien das 2. Land hinter Deutschland, das
in einem Jahr mehr als ein GW installiert. Die Zukunft sieht im Moment noch recht gut aus. Da die
Stromkosten in Italien ebenfalls sehr hoch sind, ist die Differenz zu den PV-Tarifen tiefer als zum Beispiel in der Schweiz.
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Tschechien
Hier wurde die Handbremse gezogen, da der Markt zu stark gewachsen ist (zu hohe Einspeisetarife).
Anfang 2011 wurde bekannt, dass die Regierung bei bestehenden Anlagen eine Extrasteuer von etwa
26% bis 285 erheben will, um die Kostenabwälzung auf die Stromkonsumenten zu mildern. Dies gilt
auch für bereits bestehende Anlagen!
USA
Langsam beginnen die eingeleiteten Maßnahmen (tax incentives) zu greifen. 2010 wurden wahrscheinlich etwa 900 MW neu installiert, fast eine Verdoppelung gegenüber 2009. Auch in den kommenden Jahren wird mit einem starken Wachstum, insbesondere in der Südwestecke des Landes,
gerechnet. In Kalifornien ist die Netzparität faktisch erreicht. Dies sowohl wegen den hohen Strompreisen wie auch wegen massiv sinkenden Kosten und hoher Einstrahlung.
Japan
Gegenüber den Prognosen vom letzten Jahr ist der Markt noch stärker gewachsen und erreicht annähernd 1 GW. Dies ist vor allem ein Erfolg der Förderung von Anlagen auf Wohnhäusern. Obwohl die
Förderung weniger als CHF 1000 pro kW beträgt, ist die Nachfrage sehr gut.
China, Indien
Der Durchbruch bei der installierten Leistung ist zwar noch nicht geschafft. Mittelfristig wird aber beiden Ländern ein enormes Potential zugesprochen. Bereits 2011 könnte auch China die 1 GW –
Schwelle überschreiten (2010 ca. 300 MW). Bei Indien wird es noch wenige Jahre länger dauern, das
Ziel liegt im Moment bei 1 GW installiert bis 2013.
Industrie
Bei den Ausrüstungsherstellern hat die grosse Marktnachfrage nach PV-Modulen auch eine grosse
Nachfrage nach neuen Produktionsmaschinen ausgelöst. Die zeigen auch die Zwischenabschlüsse
Mitte 2010. Profitieren können vor allem die Hersteller von Produktionsmittel für die kristalline Technologie. Der Markteinbruch bei den Herstellern von Dünnfilm - Produktionsstrassen hat einen der grossen Anbieter (Applied Materials) dazu bewogen, diesen Geschäftsbereich einzustellen.
Ausblick
Für 2011 wird eine Verlangsamung des Wachstums erwartet. Die Prognosen liegen im Bereich von
etwa 20 GW weltweit. Nebst Deutschland und Italien stossen auch Japan, USA und China zum Club
der Gigawatt-Märkte. Dies ist umso wichtiger, da damit auch die einseitige Abhängigkeit von Deutschland stark zurück gehen dürfte. In Deutschland als weiterhin grösstem Markt wird ein Rückgang des
Zubaus auf etwa 4 – 5 GW erwartet entsprechend einer Reduktion des Anteils am Weltmarkt von 50%
auf 25%.
Zudem ist zu beobachten, dass die einzelnen Länder schneller mit Anpassungen (Absenkungen) der
Einspeisevergütung reagieren um ein Überhitzen des Marktes (und damit ein zweites Spanien) zu
vermeiden.
Die Diskussion, wie hohe Mengen von Solarstrom in der bestehenden Stromnetzlandschaft „untergebracht“ werden können, beschäftigt immer mehr Marktakteure. Fakt ist, dass der Markt insbesondere
in Deutschland schneller wächst als noch vor 2-3 Jahren angenommen wurde. Damit kommen allfällige Netzüberlastungsproblemen zu Spitzenzeiten mehrere Jahre früher als bisher angenommen. In
Bayern beträgt der Soalrstromanteil zu gewissen Tageszeiten teilweise mehr als 30% des Strombedarfs.
Lösungsansätze werden diskutiert, insbesondere eine mögliche, aktive Rolle der Wechselrichter im
„Smart Grid“ wird dabei hervorgehoben.
40/63
Ausstellung
S. Gnos
NET Nowak Energie und Technologie AG,
Waldweg 8, CH-1717 St. Ursen
Tel.: +41 (0) 26 494 00 30, Fax: +41 (0) 26 494 00 34
Vorbemerkung
Die Ausstellung zur EU Photovoltaik-Konferenz wurde flächenmässig noch grösser, blieb aber in Bezug auf die Ausstellerzahl in etwa auf dem Niveau des letzten Jahres (+2%), die Besucherzahl dagegen reduzierte sich im Vergleich zum Vorjahr. Da heute schon vom Eingang weiter entfernte Standorte deutlich weniger besucht wurden, dürfte für die Zukunft eine noch grössere Ausstellung weder sinnvoll noch wünschbar sein. Die insgesamt rund 38‘000 Besucher (2009: 44‘000) fanden eine umfassende Auswahl von Ausstellern vor, die ihre Produkte auf immer grösseren Ständen professionell
präsentierten.
EU PVSEC Ausstellung 2005 bis 2010
90'000
943
80'000
963
80'000
70'000
715
1000
900
800
65'000
700
60'000
520
50'000
600
50'000
500
40'000
30'000
391
10'000
38'000
400
300
30'000
17'000
20'000
44'000
30'000
275
200
9'000
Anzahl Aussteller
Austtellungsfläche [m2] / Anzahl Besucher
Die Stimmung war stark geprägt vom grossen Druck, die Kosten von Produktionslinien weiter senken
zu müssen, was sich in der Folge direkt auf die Preise der hergestellten Produkte niederschlagen
wird. Nach den deutlichen Kostensenkungen im kristallinen Bereich der letzten Zeit, ist diese Technologie im Moment in einer starken Position.
100
12'000
0
0
Barcelona
2005
Dreseden
2006
Fläche
Mailand
Valencia
2007
2008
Besucher Ausstellung
Hamburg
Valencia
2009
2010
Aussteller
Weiteres Wachstum der Ausstellungsfläche, Sättigung bei der Ausstellerzahl, Rückgang der Besucher
41/63
Einleitung
•
Nach einer grossen Zunahme der Ausstellungsbesucher von 30'000 in Valencia 2008 auf 44'000
in Hamburg 2009, verzeichnete die Ausstellung in Valencia 2010 einen Besucherrückgang auf
rund 38‘000.
•
Die Ausstellung selbst war wiederum sehr umfassend. Die Stagnation der Ausstellerzahl und der
Rückgang der Besucher zeigen auf, dass inzwischen eine gewisse Sättigung erreicht sein dürfte.
•
Am stärksten vertreten war wiederum der Sektor Produktionstechnik, -material und Automatisierung, gefolgt vom Bereich Silizium, Wafer, Zellen und Module. Die Produktionstechnik zielt mit
Verbesserungen auf verschiedenen Gebieten (höherer Durchsatz, parallele Prozesse, verbesserte Prozesse) auf eine möglichst schnelle Reduktion der Kosten. Weiterhin sind diverse Schweizer
Firmen mit innovativen Produkten und attraktiven Ständen gut in der Ausstellung vertreten.
•
Im Modulbereich kann aufgrund der Preissenkungen der letzten Zeit weiterhin ein erhöhtes Interesse an der kristallinen Technologie festgestellt werden. Neben stetig steigenden Zell- und Modulwirkungsraden werden immer bessere Garantiebedingungen angeboten.
•
Wie schon in den letzten Jahren beobachtet, geht der Trend weniger in Richtung Innovation und
Neuheiten, dafür mehr hin zu Multiplikation und Verbesserung von bestehenden Produktionsanlagen und Produkten, entsprechend der fortlaufenden Industrialisierung der gesamten Photovoltaik.
Vereinzelt wurden trotzdem neue und innovative Lösungen wie das berührungslose Wafer und
Modulhandling präsentiert.
Zu diesem Bericht
Dieser Bericht befasst sich thematisch mit den folgenden Schwerpunkten:
•
Produktionsanlagen, -material und Automatisierung
•
Messausrüstung für die Produktion
•
Silizium, Wafer, Zellen und Module
•
Wechselrichter
•
Kabel, Stecker und Anschlussdosen
•
Forschungszentren, Organisationen und Fachmedien
•
Diverse
Diese Sektoren werden jeweils kurz im Allgemeinen, hauptsächlich aber aus Schweizer Sicht mit Bezug auf Schweizer Firmen betrachtet.
Produktionsanlagen, -material und Automatisierung
Produktionsanlagen, Produktionsmaterial und die Automatisierung stellten wiederum den grössten
Anteil der Aussteller. Für die Hersteller von Produktionslinien für Photovoltaik-Module besteht weiterhin ein grosser Druck, die Kosten zu senken. Grosse Anstrengungen werden unternommen, den
Durchsatz durch schnellere oder parallele Prozesse zu steigern, und den Automationsgrad weiter zu
erhöhen. Dazu sollen verbesserte Prozesse den Wirkungsgrad der Zellen und Module erhöhen, was
ebenfalls mithilft, die Kosten pro Watt zu reduzieren. Um weiterhin auf hohem Niveau konkurrenzfähig
zu bleiben, beschreiten auch die verschiedenen Schweizer Firmen, wie die Meyer Burger Gruppe (u.a.
mit 3 S und Pasan) Oerlikon oder Komax diesen Weg gepaart mit einem hohen Qualitätsstandard.
Grob unterschieden werden kann bei den Produktionsanlagen in Anbieter mit Produktionslinien für die
kristalline Technologie, Produktionslinien für Dünnschichttechnologie und Anbieter spezialisiert auf
gewisse Teile von Fertigungslinien oder einzelnen Komponenten, dies vor allem in den Bereichen
Drahtsägemaschinen, Stringer, Lasersysteme, teilweise bei den Laminatoren oder dem Zellen- und
Modulhandling. Dazu kommen diverse Anbieter von Produktionsmaterialien wie Gasen, Pasten, Folien, Klebebänder und vielem mehr. Weiterhin kommen zu den etablierten Firmen neue Betriebe aus
mehr oder weniger verwandten Branchen dazu. Zu beobachten ist ebenfalls, dass Firmen, die vor
wenigen Jahren z.B. aus dem Glasbereich kommend nur einzelne Maschinen zum Glashandling oder
zur Glasreinigung anboten, inzwischen mehrere Prozessschritte bis hin zu ganzen Produktionslinien
abdecken. Neben der Verbesserung bestehender Prozessschritte, wurden auch neue innovative Prozesse wie das berührungslose Zellen- und Modulhandling auf Ultraschallbasis oder die selektive Dotierung mittels flüssigkeitsgeführtem Laserstrahl vorgestellt.
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Im Bereich Produktion waren die Schweizer Firmen in laufend steigender Anzahl wie immer gut vertreten:
Die Meyer Burger Gruppe (www.meyerburger.ch) u.a. mit MB Wafertec, 3S Modultec und
3S Photovoltaics bietet im kristallinen Bereich von der Waferproduktion bis hin zur Modulfertigung inkl.
inline Messsystemen zur laufenden Qualitätssicherung ganze Produktionslinien an.
Oerlikon solar (www.oerlikon.com/solar) stellte in Valencia ihre neue ThinFab für mikromorphe
Dünnschichtzellenmodule vor.
Komax (www.komax.ch) präsentierte ihre Produktpalette mit Produktionsanlagen ab Zelle bis zum
Modul für die kristalline und Dünnschichttechnologie inkl. einzelner inline Messsystemen zur laufenden Qualitätssicherung.
Die auf flüssigkeitsstrahlgeführte Laser spezialisierte Firma Synova (www.synova.ch) mit Geräten für
die Kantenisolation oder für das Schneiden von Solarzellen stellte u.a. ihr neues System für die selektive Dotierung mittels flüssigkeitsgeführtem Laserstrahl vor.
Essemsolar (www.essemsolar.com) bietet neu neben Siebdruckern, Dosiersystemen, Trocknungsofen und kundenspezifischen Maschinen ein 3D Diagnosegerät für Wafer an.
Die Firma Montech (www.montech.com) hat für verschiedene inline Prozesse Transportsysteme für
Wafer und Zellen im Programm.
Die Firma N.Bucher (www.nbucherag.com) führt u.a. eine breite Palette von Verbrauchsmaterialen für
die Herstellung von Wafern vom Sägen bis zum Polieren und Reinigen im Angebot und hat sich in den
letzten Jahren in der Photovoltaik etabliert
Die Firma Borer Chemie (www.borer.ch) bietet im Bereich Reinigung z.B. von Gläsern oder Wafern
für den kristallinen - wie den Dünnschichtbereich diverse Produkte an.
Comet www.comet.ch bietet für die in verschiedenen Produktionsprozessen gebräuchlichen Plasmaprozesse Vakuumkondensatoren zur Erzeugung von stabilen Plasmazuständen an.
Gemo-Tec (www.gemo-tec.com) vertritt verschiedene Firmen mit Produkten für die Solarindustrie mit
Prozessen zur Si-Kristallherstellung, der Modulfertigung und neu mit Produktionsequipment zur Fertigung von Modulen mit der NICE (New Industrial Cell Encapsulation) Technology.
Sika (www.sika.com) entwickelte eine ganze Reihe von Klebstoffen für die Herstellung von PV Modulen (Kleber für Rahmen, Dosen, bis in den Bereich der Modulbefestigung).
Stäubli (www.staubli-schweiz.ch) war mit Industrierobotern für Produktionslinien vertreten.
VAT Vakuumventile (www.vat.ch) produziert im Firmenhauptsitz in der Schweiz verschiedenste Typen von Vakuumventilen, die bei unterschiedlichen Herstellungsprozessen für die Photovoltaik zum
Einsatz kommen.
Meyer Burger
oerlikon Solar
43/63
Komax
Synova
Essemsolar 3D Diagnosegerät
Montech
Gemo-Tec
Sika
Eine interessante Innovation, das von der Firma Zimmermann&Schlip (www.zs-handling.com) entwickelte auf Ultraschall basierende berührungslose Zellen und Modulhandling, wurde auf dem Stand der
Firma der Firma Grenzebach (www.grenzebach.com) präsentiert. Zu beobachten ist weiter, dass
Firmen z.B. aus der Glas- oder Automobiltechnik, die vor wenigen Jahren zuerst nur mit einzelnen
Prozessen in der Photovoltaik Fuss fassten (wie die Firma Benteler (www.benteler.de)), inzwischen
immer einen grösseren Bereich von Herstellungsprozessen abbieten.
44/63
Grenzebach
Benteler
Messausrüstung für die Produktion
Inline- und Offline-Messequipment ist für die Qualitätssicherung von zentraler Bedeutung. Dabei
kommen entsprechend den zu messenden Materialien und den Messaufgaben verschiedenste Messmethoden zum Einsatz wie z.B. rein optische im sichtbaren Bereich, optisch-elektrische, rein elektrische, thermografische oder elektromagnetisch-optische im Röntgenbereich. Mit dem immer höheren
Automatisierungsgrad der Produktionslinien gewinnen Inline Prüfgeräte laufend an Bedeutung. Neben
dem Produktionsbereich benötigen auch bei Prüf- und Testlabors präzises Mess- und Testequipment.
Die zur Meyer Burger Gruppe gehörende Schweizer Firma Pasan (www.meyerburger.ch) ist seit den
1980-er Jahren mit ihren Geräten gut etabliert. Im Programm sind u.a. die bekannten Sonnensimulatoren für die Messung von Zellen und Modulen.
Nach dem vor einigen Jahren entstandenem Eindruck, dass die Qualitätssicherung dem Expansionstempo der Produktionskapazitäten etwas hinterherhinkt, ist dieses Gebiet inzwischen etabliert und mit
vielen Firmen und Produkten präsent. Ecoprogetti (www.ecoprogetti.it) stellte als Neuheit einen triple
class A Sonnensimulator mit einer LED Lichtquelle vor.
Ecoprogetti
Silizium, Wafer, Zellen und Module
Silizium, Wafer, Zellen und Module waren nach dem Sektor Produktionsanlagen, -material und Automatisierung wiederum am zweitstärksten vertreten. Bedingt durch die starken Kostensenkungen der
letzten paar Jahre, ist die kristalline Technologie wieder in einer erstarkten Position und war für die
Besucher von grossem Interesse. Neben den Kosten ein weiterer Grund für die grosse Nachfrage ist
die unbestrittene Robustheit und bewiesene Langlebigkeit der kristallinen Technologie. Zwei wichtige
Trends bei kristallinen Modulen sind die laufend verbesserten Garantiebedingungen, sowie die stetig
steigenden Wirkungsgrade. Garantierte Modulleistungen von 90% auf 12 Jahre bzw. 80% auf 30 Jahre werden verschiedentlich genannt. Eine Variante war auch 93% auf 12 Jahre und 85% auf 25 Jahre.
Um die Garantieleistungen über eine so lange Zeitdauer, ev. über das Bestehen einer Firma hinaus
für die Kunden auch gewährleisten zu können, hat beispielsweise die spanische Firma Euroner
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(www.eurener.com) eine 10 jährige Produktegarantie sowie garantierte Modulleistungen von 90%
nach 12 Jahren, und 80% nach 25 Jahren bei der Munich RE versichern lassen. Die Kunden erhalten
mit dem Kauf eine entsprechende Versicherungspolice. Zusätzlich hält der Trend der letzten Jahre hin
zu positiven Leistungstoleranzen (0/+3) bis zu (0/+5) weiter an. Die stetige Leistungssteigerung bei
den Zellen und Modulen geht immer noch weiter, 18%+ Zellen in der Massenfertigung sind inzwischen
keine Seltenheit mehr. 60 Zellen-Module erreichen mit diesen Zellen bis gegen 250W, 72 ZellenModule kommen auf gegen 300 W. Vereinzelt wurde versucht, tiefere Wirkungsgrade auf andern Argumentationsebenen wettzumachen. Change to Solar…Save the Earth; Freedom Forever etc. tönt
aber eher nach einem Versuch, mit Flower Power fehlende Zellen-Power wettzumachen. Wie gewohnt
waren auch Hersteller mit Modulen mit rückseitig kontaktieren Zellen oder mit sehr feinen Ableitgittern
zu sehen. Weiterhin sind verbesserte Antireflexschichten für Module ein Thema. f | solar hat beispielsweise Solargläser mit gesputterten Antireflexschichten im Angebot. Im Vergleich zu andern Methoden sollen gesputterte Schichten robuster und länger haltbar sein.
Bei den Dünnschichtmodulen hat sich inzwischen eine grosse Anzahl von Produkten etabliert. Verschiedenste Dünnschichttechnologien (amorphes Silizium in verschiedenen Konfigurationen, mikromorphes Silizium, CIS oder CdTe) wurden präsentiert. Zentrale Fragen sind neben dem Preis immer
wieder die langfristig zuverlässige und stabile Funktion dieser Module. In diesem Zusammenhang wird
von Firmen mit spezialisierten Produkten für die Randversiegelung wie der Kömmerling Chemische
Fabrik (www.koe-chemie.de) darauf hingewiesen, dass bei einem Teil der PV-Dünnschichtprodukte
diesem Thema kaum Beachtung geschenkt wird. Vermehrt wurde auch auf die gute Eignung der
Dünnschichttechnologie für die Photovoltaik-Gebäudeintegration (BIPV) hingewiesen, wobei auch
verschiedene Integrationssysteme mit kristallinen Zellen zu finden waren. Aus verschiedenen Gesprächen u.a. mit Klebstoffspezialisten wird klar, dass diverse auf Klebeverbindungen basierende BIPV
Lösungen einschlägigen Baunormen bezüglich Brandschutz oder Statik nicht erfüllen. Aufgrund der
allgemein nur langsam steigenden Anteile der Photovoltaik-Gebäudeintegration sind offene Fragen
bzgl. Normen häufig noch kein zentrales Thema. Optisch präsentieren sich viele Dünnschichtmodule
in
einheitlich
dunklen
Farbtönen,
was
architektonisch
anspruchsvolle
PhotovoltaikGebäudeintegrationen begünstigen dürfte. Wie gewohnt waren im bei den Zellen und Modulen verhältnismässig wenige Schweizer Firmen vertreten.
Die Firma Ernst Schweizer Metallbau AG ist nach wie vor erfolgreich mit dem SolrifDachintegrationsrahmen (www.solrif.ch) auf dem Markt, was die verschiedensten Lizenznehmer weltweit belegen.
Auf dem Gebiet Wafer bietet die Schweizer Firma Swiss Wafers (www.swisswafers.ch) als unabhängiger Hersteller u.a. weiterhin erfolgreich multi- und monokristalline Wafer an.
Weitere Informationen zu Zellen und Modulen sind im Bericht PV MODULE – PERFORMANCE and
CERTIFICATION in dieser Ausgabe zur Konferenz aus Schweizer Sicht zu finden.
Ernst Schweizer Metallbau mit Solrif
Garantiebedingungen bei Mage Solar
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Schott Solar mit einem Modulwirkungsgrad von > 17%
Flachdachsystem von SunPower
Mikromorphe Technologie von Sharp -
und HelioSphera (Produktionsanlage oerlikon solar)
Sulfurcell mit höherem Wirkungsgrad
Solar Frontier mit CIS Modulen
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Ausnahme: konzentrierende PV bei Concentrix
Argumentationskette bei IndoSolar
Wechselrichter
Bei verschiedenen Wechselrichterherstellern kommen neu 3-phasen Wechselrichter mittlerer Grösse
(10 – 20 kW) ins Angebot. Insgesamt ist die Dynamik bei den Wechselrichtern nicht mehr so hoch wie
noch vor einigen Jahren. Während sich einige Hersteller auf ein bestimmtes Segment (nur kleinere
oder nur grosse Wechselrichter) beschränken, bieten viele etablierten Firmen mit grösseren Marktanteilen die ganze Palette von Wechselrichtern, ab wenigen Kilowatt bis hin zu einigen Hundert Kilowatt
Leistung an. Aus Schweizer Sicht ist die weiterhin starke Präsenz der Sputnik Engineering auf dem
Weltmarkt erfreulich (www.solarmax.com), neu wurden drei 3-phasige Geräte mit mehreren Maximum
Power Trackern mit 10 bis 15 kW Nennleistung vorgestellt. Die Zentralwechselrichter von Sputnik
erreichen neu eine um 10% höhere Nennleistung. Neu im Angebot hat ABB (www.abb.com) neben
den Zentralwechselrichtern kleine trafolose einphasige Wechselrichter mit 3.3 bis 8 kW.
Ein Teil der Inselwechselrichter ist heute in der Lage, mehrere Funktionen wie USV oder Backup
wahrzunehmen. Die etablierte Schweizer Firma Studer Innotec (www.studer-innotec.com) hat diverse
dieser Geräte im Angebot. Detaillierte Informationen zu den angebotenen Wechselrichtern bietet der
Bericht von U. Muntwyler und L. Borgna, HTI Burgdorf, in dieser Ausgabe zur EU PVSEC aus
Schweizer Sicht.
Sputnik Enginnering
ABB neu auch mit kleinen Invertern
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Studer Innotec
Fronius
Kabel, Stecker und Anschlussdosen
Wie schon an der EU PVSEC vom letzten Jahr festgestellt, versuchen einige Firmen ‚intelligente‘ Modul-Anschlussdosen auf dem Markt zu etablieren. Funktionen, die von der Elektronik in den Dosen
übernommen werden können sind beispielsweise das Maximum Power Tracking auf Modulebene, das
Abschalten der Module oder der Alarm bei Moduldiebstahl. Diskutiert werden auch Funktionen für
Brandschutz (automatisches Abschalten), Überspannungsschutz oder Verpolungsschutz (vgl. Bericht
Bericht von U. Muntwyler und L. Borgna, HTI Burgdorf). Wenn man die zu erwartenden Betriebstemperaturen der Module, bzw. der mit den Modulen verbundenen 'intelligenten' Dosen betrachtet, stellt
sich zumindest die Frage der Lebensdauer der Elektronik, und damit die Frage des Unterhalts – die je
nach Zugänglichkeit der Module stark variieren kann. Weiter werden auch die Kosten grossen Einfluss
auf die Verbreitung dieser Technologie haben. Solange genügend beschattungsfreie Flächen Verfügung stehen und Photovoltaikanlagen allgemein fachgerecht geplant und installiert werden, könnte
diese Anwendung wie auch die Idee von Modulwechselrichtern in Zukunft nur eine Nischenanwendung bleiben. Traditionell ist die Schweiz auf dem Gebiet der Kabel, Stecker und Anschlussdosen
stark vertreten mit der zur Stäubli Gruppe gehörenden Multi-Contact (www.multi-contact.com), Huber+Suhner (www.hubersuhner.com), oder Leoni Studer (www.studercables.ch).
Ein interessanter Ansatz ist das Arcon System von Sykonec (www.sykonec.com). Verkabelungsabschnitte zum parallelen Verschalten von Modulsträngen werden vorkonfektioniert, wobei für Abzweigungen nicht Stecker, sondern gekrimpte Verbindungen ummantelt von einer vulkanisierten Masse
zum Einsatz kommen.
Multi-Contact
Huber+Suhner
49/63
Leoni Studer
Sykonec
Forschungszentren, Organisationen, Fachmedien und Wirtschaftsförderung
Forschungsinstitute wie das Fraunhofer ISE, nationale, internationale Organisationen und Verbände
wie z.B. die EPIA sowie Fachmedien waren auch dieses Jahr gut vertreten. Die breiten Aktivitäten
garantieren die Erarbeitung, Vertiefung und Verbreitung von PV-Fachwissen, von Hintergrundinformationen oder von Informationen zur aktuellen Politik und unterstützen die Vertretung von Brancheninteressen in Politik und Wirtschaft. Seit vielen Jahren gut vertreten sind auch verschiedene Organisationen zur Wirtschafts- und Standortförderung.
Aus Schweizer Sicht zu erwähnen ist der allzeit gut besuchte Stand des IEA PVPS Programms
(www.iea-pvps.org) bei welchem die Schweiz derzeit den Vorsitz hat (NET Nowak Energie & Technologie AG). Räumlich war der IEA PVPS Stand wie schon letztes Jahr integriert im EPIA Stand, was
interessante Synergien ergibt. Weiter war die SUPSI (Scuola Universitaria Professionale Della Svizzera Italiana www.isaac.supsi.ch), die u.a. ein Testlabor für Modulzertifizierungen aufgebaut haben, mit
einem Stand vertreten. Ebenfalls vertreten war das IEC / IECEE (www.iecee.org) mit Sitz in Genf.
IEA PVPS integriert im EPIA Stand
Fraunhofer ISE
50/63
Wirtschaftsförderung Sachsen-Anhalt
Zeitschrift Sonne Wind & Wärme
Diverse
Neben den Ausstellern in den oben erwähnten Bereichen waren wie gewohnt auch Anbieter in den für
Engineering, Software, Montagesysteme, Blitzschutz, Batterien, Pumpen, Gartenlampen etc. bis hin
zum Solarschmuck und Solarspielzeug vertreten. Aus Schweizer Sicht waren die Firma ICT International Consulting and Technology AG (www.ict-project.com), ein Projektmanagement und Consultingunternehmen vertreten.
Ausstellernationen
Deutschland mit der weltweit grössten kumulierten installierten Photovoltaikleistung war bezüglich den
Anteilen von Ausstellern vor China wiederum am stärksten vertreten. Bei den Besuchern der Ausstellung lag der Anteil von spanischen Vertretern selbst in Valencia nur knapp vor Deutschland.
Aussteller 25. EU PVSEC Valencia
51/63
Teilnehmer 25. EU PVSEC Valencia
52/63
Anhang - Liste der Schweizer Beiträge
P
O
V
Plenary Session
Oral Presentation
Visual Presentation
Titel
Autoren
Nano-Imprint Technique for Back
Reflector in High Efficiency n-i-p
Thin Film Silicon Solar Cells
• K. Söderström, J. Palou Escarré, F.-J. Haug &
C. Ballif
EPFL, Neuchâtel, Switzerland
• O. Cubero
Valencia University of Technology, Spain
V
Light Scattering Model for Optical
Simulation of Thin Film Silicon
Solar Cells
• T. Lanz, N.A. Reinke & B. Ruhstaller
ZHAW, Winterthur, Switzerland
• B. Perucco & D. Rezzonico
Fluxim, Feusisberg, Switzerland
• F.-J. Haug & C. Ballif
V
Growth of LPCVD ZnO Multilayers for Solar Cell Front Electrodes
• L. Ding, S. Nicolay, M. Benkhaira, S. Faÿ &
C. Ballif
V
High Quality Amorphous Si Layers with High Deposition Rate for
Large Area Thin Film PV Applications
• M. Fecioru-Morariu, O. Kluth, S. Bakehe,
E.L. Salabas, B. Mereu, T. Mates, L. Schmid,
P.A. Losio, H. Goldbach & T. Eisenhammer
Oerlikon Solar, Trübbach, Switzerland
V
Optimization of Microcrystalline
and Micromorph Solar Cells by
Means of Plasma Diagnosis and
Material Quality Characterization
• G. Bugnon, R. Bartlome, B. Strahm,
G. Parascandolo, A. Feltrin & C. Ballif
V
Open Circuit Voltage Improvement Using Amorphous Silicon pLayer in Flexible n-i-p Solar Cells
• R. Biron, C. Eminian, F.-J. Huag & C. Ballif
V
Mapping Haze Measurements: a
Tool for Large Area Front Contact
• P.A. Losio, O. Caglar, P. Carroy, J. Sutterlueti
& O. Kluth
OC Oerlikon Solar, Trübbach, Switzerland
V
Accurate SIMS Quantification of
Dopants and Impurities in Thin
Film Amorphous Silicon and Microcrystalline Silicon Solar Cells
• L. Wang & S. Smith
Evans Analytical Group, Sunnyvale, USA
• S. Biswas
Evans Analytical Group, Wokingham, United
Kingdom
• P.A. Losio
V
Reduction of Cell Thickness for
Industrial Micromorph Tandem
Modules
• H. Knauss, M. Keller, H.D. Goldbach, S. Krull,
E.L. Salabas, J. Sutterlueti & T. Eisenhammer
V
Decoupling Haze and Free Carrier Absorption for Front TCO: Toward Ideal TCO for High Efficiency Micromorph Cells
• M. Boccard, P. Cuony, M. Despeisse,
A. Feltrin & C. Ballif
V
Simulation of Amorphous and
Microcrystalline Thin Film Silicon
Solar Cells by the Software Sentaurus TCAD
• S. Geißendörfer, J. Lacombe, K. von Maydell
& C. Agert
EWE Research Center of Energy Technology
NEXT ENERGY, Oldenburg, Germany
V
Optimization
P
O
V
53/63
Titel
Autoren
P
O
V
• G. Letay
Synopsys Switzerland, Zurich, Switzerland
Conducting Three-Phase Silicon
Oxide Layers and Their Applications in High Efficiency Micromorph Solar Cells
• P. Cuony, M. Marending, M. Despeisse &
C. Ballif
• D.T.L. Alexander & A. Hessler-Wyser
EPFL, Lausanne, Switzerland
V
Next Generation of Laser Scribing
in Thin-Film Silicon Photovoltaics
• H. Booth, A. Gahler, A. Bächli & T. Witte
• M. Bischlager
Oerlikon Laser Systems, Krailling, Germany
V
Advanced PECVD Reactor for
Thin Film Solar Application
• A. Taha, D. Chaudhary, M. Klindworth, F. Leu,
J. Martin, A. Salabas, W. Wieland, D. Zorzi &
C. Ellert
OC Oerlikon Solar, Trübbach, Switzerland
V
Layer Properties in PECVD Reactor for Micromorph Solar Modules
• M. Klindworth, C. Goury, S. Jost, A. Salabas,
A. Stoeckle, A. Taha, G. Tipaka & C. Ellert
V
A New R&D PECVD Cluster Tool
for the Fabrication of High Efficiency Thin Film Silicon and Heterojunction Solar Cells
• F. Jeanneret & N. Huguenin
Indeotec, Neuchâtel, Switzerland
• J.L. Kumin, R. Tscharner, C. Bucher, S. Hänni
A. Descoeudres, M. Boccard, & C. Ballif
V
New Paradigm for Real-Time
Measurement and Mapping of
Crystallinity in a-Si:H/μc-Si:H
Tandem Devices
• N. Wyrsch, S. Dunand & C. Ballif
• D. Scheiner & O. Haran
BrightView Systems, Petach-Tikva, Israel
V
Damp Heat Stability of Transparent Conductive Zinc Oxides: Role
of Encapsulants and Protective
Layers
• S. Pélisset, R. Théron, L.-E. Perret-Aebi,
S. Dunand & C. Ballif
V
PV Lamination Process – A Volatile Organic Compounds Emission
Study Using Thermal Desorption
Characterization on Various Polymers Used as PV Module Encapsulants
• L.-E. Perret-Aebi, H.-Y. Li, R. Théron &
C. Ballif
• G. Röder & T. Turlings
University of Neuchâtel, Switzerland
• Y. Luo & R.F.M. Lange
3S Swiss Solar Systems, Lyss, Switzerland
V
Fast and Non-Destructive Determination of EVA Curing State in
PV Modules
• H.-Y. Li, R. Théron, L.-E. Perret-Aebi &
C. Ballif
V
Benefits of High Reflectivity Encapsulant in Combination with
LPCVD ZnO Back Contact
• B. Mayer, S. Krull, T. Crawford & M. Stecher
V
Uncertainties of PV Module Long-Term Outdoor Testing
• D. Dominé & G. Friesen
SUPSI-ISAAC, Canobbio, Switzerland
• A. Jagomägi & E. Mõttus
Tallinn University of Technology, Estonia
• A. Guérin de Montgareuil
CEA/INES, Cadarache, France
V
54/63
Titel
Autoren
P
O
V
• H.-D. Mohring & D. Stellbogen
ZSW, Stuttgart, Germany
• T. Betts & R. Gottschalg
Loughborough University, United Kingdom
• T. Zdanowicz & M. Prorok
Wroclaw University of Technology, Poland
• F. Fabero
CIEMAT, Madrid, Spain
• D. Faiman
Ben-Gurion University of the Negev, Beer
Sheva, Israel
• W. Herrmann
TÜV Rheinland, Cologne, Germany
Evaluation of Different Models for
the Description of Capacitive Effects of PV Solar Modules
• C. Meza
Costa Rica Tec, Cartago, Costa Rica
• A. Virtuani, G. Friesen & D. Chianese
V
Swiss Mobile Flasher Bus: Progress and New Measurement
Features
• F.P. Baumgartner, T. Achtnich & N. Allet
ZHAW University of Applied Sciences, Winterthur, Switzerland
• B. Aeschbach & M. Pezzotti
EKZ Utility of the Canton Zurich, Switzerland
• C. Droz
PASAN, Neuchâtel, Switzerland
V
Proposal for a New Standard for
the Spectral Match Classification
of Solar Simulators
• V. Fakhfouri, C. Droz, J. Roux, N. Peguiron &
P.-R. Beljean
V
Moduel Spectral Response
Measurements Using Large
Flashers
• P.-R. Beljean, J. Roux, C. Droz, N. Peguiron &
V. Fakhfouri
V
An Hybrid LED/Halogen LargeArea Solar Simulator Allowing for
Variable Spectrum and Variable
Illumination Pulse Shape
• A. Lo, M. Despeisse, R. Théron & C. Ballif
V
Overview of Temperature Coefficients of Different Thin Film Photovoltaic Technologies
• A. Virtuani & L. Fanni
V
Seasonal Power Fluctuations of
a-Si Modules. Comparison between Sun Spectrum Variation
and Staebler-Wronski Effect
• L. Fanni, M. Denicolà & D. Chianese
V
Energy Yield Optimization and
Seasonal Behavior of Micromorph
Thin Film Modules
• J. Sutterlueti, R. Kravets, M. Keller, H. Knauss,
I. Sinicco & A. Huegli
V
Tracking of I-V Curves on Industrial PV Modules: A Better Understanding of the Outdoor Staebler
Wronski Effect
• L. Feitknecht
NTB Interstate University of Applied Sciences
Buchs, Switzerland
V
European Network of PV Outdoor
Testing – Improvements in the
Reliability of Data Analysis
• H.-D. Mohring & D. Stellbogen
V
55/63
Titel
Autoren
P
O
V
University of Loughborough, United Kingdom
• G. Friesen & D. Dominé
CEA, St. Paul lez Durance, France
• F. Fabero
• D. Faiman
Ben Gurion University of the Negev, Sede
Boqer Campus, Israel
• W. Herrmann
Energy Delivery of PV Devices –
Implementation of Best Practices
for Outdoor Characterisation and
Testing
• H. Mohring & D. Stellbogen
Loughborough University, United Kingdom
CEA, Cardache, France
• F. Fabero
• D. Faiman
Ben-Gurion University of the Negev, Sede
Boqer, Israel
• W. Herrmann
V
Results of the 3rd Modelling
Round Robin within the European
Project „PERFORMANCE”–
Comparison of Module Energy
Rating Methods
• G. Friesen & S. Dittmann
• S. Williams, T.R. Betts & R. Gottschalg
• N.J.C.M. Van Der Borg & A.R. Burgers
ECN, Petten, The Netherlands
INES/CEA, Cadarache, France
• H.-G. Beyer
University of Applied Sciences Magdeburg,
Germany
• T. Huld
European Commission DG JRC, Ispra, Italy
• B. Müller & C. Reise
Fraunhofer ISE, Freiburg, Germany
• J. Kurnik & M. Topic
University of Ljubljana, Slovenia
• T. Zdanowicz
• F. Fabero
V
56/63
Titel
Autoren
The MPVT (Multi-Purpose PV
Module Tester) Project – An
Overview
• A. Virtuani, G. Friesen & D. Chianese
• G. Dozio
SUPSI-ISEA, Manno, Switzerland
Comparative Outdoor Characterisation of PV Modules Across Europe
• D. Stellbogen & H.-D. Mohring
• F. Fabero
• W. Herrmann
TÜV-Rheinland, Cologne, Germany
• J.-L. Martin, A.G. de Montgareuil & J. Merten
CEA/INES, Cadarache, France
• D. Faiman
Ben Gurion University of the Negev, Sede
Boqer Campus, Israel
O
Performance Intercomparison of
13 Different PV Modules Based
on Indoor and Outdoor Tests
• G. Friesen, E. Bura, D. Chianese, L. Fanni,
S. Dittmann, M. Denicolà, D. Dominé, R. Meoli,
I. Pola, D. Strepparava & A. Virtuani
O
Recent Developments of HighEfficiency Micromorph Tandem
Solar Cells in KAI-M PECVD Reactor
• J. Bailat, J. Meier, J. Steinhauser, S. Benagli,
D. Borrello, L. Castens, Y. Djeridane, B. Wolf,
J.B Orhan, P. Madliger, L. Fesquet, J. Hötzel,
E. Vallat-Sauvain, J.-F. Boucher & U. Kroll
Oerlikon Solar-Lab, Neuchâtel, Switzerland
O
High Efficiency Silicon Heterojunction Solar-Cell Activities in
Neuchâtel, Switzerland
• D. Lachenal, Y. Andrault, D. Bätzner,
C. Guerin, M. Kobas, B. Mendes, B. Strahm,
M. Tesfai, G. Wahli & A. Buechel
Roth & Rau Switzerland, Neuchâtel, Switzerland
• A. Descoeudres, G. Choong, R. Bartlome,
L. Barraud, F. Zicarelli, P. Bôle, L. Fesquet, J.
Damon-Lacoste, S. De Wolf & C. Ballif
O
Progress in Silicon Heterojunction
Solar Cell Development and Scaling for Large Scale Mass Production Use
•
O
Reference Cells in WPVS Design
for Precise Micromorph PV Power
Measurements
• J. Meier, J. Hötzel, S. Benagli & U. Kroll
Oerlikon, Neuchâtel, Switzerland
Cable-Based Solar Wings Tracking System: Two-Axis System and
Progress of One-Axis System
• F.P. Baumgartner
ZHAW University of Applied Sciences, Winterthur, Switzerland
• A. Büchel
Solar Wings, Ruggell, Liechtenstein
• R. Bartholet
BMF Maschinenbau, Flums, Switzerland
•
B. Strahm, G. Wahli & A. Buechel
Roth & Rau, Neuchâtel, Switzerland
J. Mai, T. Schulze, M. Vogt & B. Rau
Roth & Rau, Hohenstein-Ernstthal, Germany
P
O
V
V
O
V
57/63
Titel
Autoren
Arc Detector as an External Accessory Device for PV Inverters
for Remote Detection of Dangerous Arcs on the DC Side of PV
Plants
• H. Häberlin
Berne University of Applied Sciences,
Burgdorf, Switzerland
V
Advances in Radiation Forecast
Based on Regional Weather
Models MM5 and WRF
• J. Remund & S.C. Müller
Meteotest, Bern, Switzerland
V
Partial Shadings on PV Arrays:
By-Pass Diode Benefits Analysis
• A. Mermoud & T. Lejeune
University of Geneva, Switzerland
V
Newtech – 3 Different Thin Film
PV Plants of 1kWp under Direct
Long-Term Comparison (2002 –
2009)
• H. Häberlin & P. Schaerf
Berne University of Applied Sciences,
Burgdorf, Switzerland
V
Performance Assessment of a
Simulation Model for PV Modules
of Any Available Technology
• A. Mermoud & T. Lejeune
University of Geneva, Switzerland
V
Thin Film Solar Cell Scribing Using Water Jet-Guided Laser
Technology
• M. Gobet, M. Pavius & A. Pauchard
Synova, Ecublens, Switzerland
V
Influence of the Cadmium Sulfide
CBD Deposition Conditions and
Absorber Surface Modifications
on the Performance of CIGS Solar Cells
• S. Seyrling, A. Chirila, F. Pianezzi &
A.N. Tiwari
EMPA, Dübendorf, Switzerland
V
Comparison of Impurity Diffusion
in CIGS Solar Cells Grown on
Stainless Steel Foils with and
without Impurity Diffusion Barrier
Layers
• P. Blösch, F. Pianezzi, D. Güttler, A. Chirila &
A.N. Tiwari
V
Cu(In,Ga)Se2 Solar Cells with
Flash Evaporated In2S3 Buffer
Layer
• R. Verma, A. Chirila, D. Güttler, J. Perrenoud
& A.N. Tiwari
V
Progress towards the Development of 18% Efficiency Flexible
CIGS Solar Cells on Polymer Film
• A. Chirila, D. Güttler, P. Blösch, S. Nishiwaki,
S. Seyrling, F. Pianezzi, Y.E. Romanyuk &
A.N. Tiwari
• R. Ziltener & D. Brémaud
FLISOM, Dübendorf, Switzerland
V
Low Temperature Grown CIGS
Solar Cells with Reduced Absorber Layer Thickness
• A. Chirila, S. Pachlatko, S. Seyrling, D. Güttler,
S. Nishiwaki & A.N. Tiwari
V
Non-Vacuum Deposition of CIGS
Absorbers from Binder-Free Alcohol Solutions
• A.R. Uhl, D. Bouttes, Y.E. Romanyuk & A.N.
Tiwari
V
Comparison of Outdoor and Indoor Characterisation of a CdTe
PV Module
• S. Dittmann, G. Friesen & D. Chianese
• W. Durisch & J.-C. Mayor
PSI, Villigen, Switzerland
V
58/63
P
O
V
Titel
Autoren
P
O
V
Solar Cells from Crystalline Silicon on Glass Made by Laser
Crystallised Seed Layers and
Subsequent Solid Phase Epitaxy
• J. Schneider & J. Dore
CSG Solar, Bitterfeld-Wolfen, Germany
• S. Christiansen & F. Falk
IPHT, Jena, Germany
• N. Lichtenstein & B. Valk
Oclaro Switzerland, Zurich, Switzerland
• R. Lewandowska
Horiba Jobin Yvon, Villeneuve d'Asq, France
• A. Slaoui
InESS-CNRS-UdS, Strasbourg, France
• X. Maeder
EMPA, Thun, Switzerland
• J. Lábár & G. Sáfrán
Hungarian Academy of Sciences, Budapest,
Hungary
V
Ball Transfer Units for Low Friction and Low Particulates in PV
Thin Film Glass Substrates
• P. Merot
Du Pont de Nemours, Paris, France
• M. Vigliotti
DuPont Kalrez® Vespel®, Geneva, Switzerland
V
The Latest End Deflectors for
Robotic Arms Ensure Precise and
Efficient Panel Handling
• P. Merot
Du Pont de Nemours, La Défense, France
• M. Vigliotti
DuPont Kalrez® Vespel®, Geneva, Switzerland
V
Monitoring of Large Groups of PV
Systems with GIS
• B. Gaiddon & S. Fraisse
Hespul, Villeurbanne, France
• S. Stettler & P. Toggweiler
Enecolo, Mönchaltorf, Switzerland
• C. Schilter & J. Remund
Meteotest, Bern, Switzerland
V
SURHIB: Sustainable Renovation
of Historical Buildings WP7: Concepts for Solar Integration
• I. Zanetti, M. Ferrazzo, V. Tettamanti,
K. Nagel, D. Chianese & R. Rudel
V
Low Energy House for Testing
Building Integrated PV Elements
• K. Nagel, E. Bura, B. Margna, I. Zanetti,
M. Ferrazzo, L. Fanni, D. Chianese & R. Rudel
V
Realizing Advanced Upconverter
System Designs with Spectral and
Geometric Concentration
• J.C. Goldschmidt, S. Fischer, P. Löper,
M. Hermle & S.W. Glunz
• K. Krämer & D. Biner
University of Berne, Switzerland
O
Large Scale PV Implementation
and Grid Integration with Hybrid
PV Hydro Electricity Using Floating PV Devices on Water - Potential Study of Additional Future PV
Markets in European Countries
• T. Nordmann & T. Vontobel
TNC Consulting, Erlenbach, Switzerland
• H. Ossenbrink
O
New 3-Dimensional Nanostructured Thin Film Silicon Solar Cells
• M. Vanecek, A. Poruba, J. Holovsky,
Z. Remes, O. Babchenko & A. Kromka
Academy of Sciences of the Czech Republic,
Prague, Czech Republic
O
59/63
Titel
Autoren
P
O
• J. Meier & U. Kroll
Oerlikon Solar-Lab, Neuchâtel, Switzerland
Innovative Back Reflectors and
Nanostructures for Photocurrent
Enhancement in Thin Film Amorphous Silicon Solar Cells
• C. Eminian, F.-J. Huag, O. Cubero, X. Niquille
& C. Ballif
• N. Argenti
Solasta, Newton, USA
• K. Kempa, Z.F. Ren & M.J. Naughton
Boston College, Chestnut Hill, USA
O
Micromorph n-i-p Tandem Cells
with Asymmetric Intermediate
Reflectors
• F.-J. Huag, T. Söderström,
V. Terrazzoni-Daudrix & C. Ballif
• H. Sai & M. Kondo
AIST, Tsukuba, Japan
O
Towards Plasmon Enhanced Upconversion in Solar Cells
• L.-P. Heiniger, E. Thimsen, K. Sivula &
M. Grätzel
EPFL, Lausanne, Switzerland
O
Resistive Interlayer for Improved
Performance of Thin Film Silicon
Solar Cells on Highly Textured
Substrate
• M. Despeisse, G. Bugnon, M. Stueckelberger,
P. Cuony, F. Meillaud & C. Ballif
O
The Key-role of PV for the
2000Watt Society
• G. Cadonau
Swiss Solar Agency, Zurich, Switzerland
O
Oerlikon Solar’s Key Performance
Drivers to Grid Parity in 2010
• R. Benz, A. Zindel, R. Zehtaban & T. Kratzla
O
Significant Reduction of the Lamination Cycle Time by Using a
Novel Lamination Concept Combined with a Systematic Design of
Experiments Approach
O
Strategies to Improve Cyanine
Dye Multi Layer Organic Solar
Cells
• R. Hany, F. Bin, J. Heier & F. Nüesch
EMPA - Swiss Federal Laboratories, Dübendorf, Switzerland
• F. Castro
National Physics Lab, Teddington, Middlesex,
United Kingdom
O
PV Module Output Power Characterisation in Test Laboratories and
in PV Industry - Results of the
European PERFORMANCE Project
• W. Herrmann
• S. Zamini
Austrian Institute of Technology, Vienna, Austria
• F. Fabero
• T. Betts
CREST, Loughborough, United Kingdom
• N. Van Der Borg
ECN, Petten, The Netherlands
• K. Kiefer
• H. Müllejans
• G. Friesen
SUPSI, Canobbio, Switzerland
O
60/63
V
Titel
Autoren
P
O
V
• H.-D. Mohring
• M.A. Vázquez
Isofoton, Málaga, Spain
• D. Fraile Montoro
EPIA, Brussels, Belgium
Evaluation of Commercial Large
Area Solar Simulator: Features
Exceeding the IEC Standard
Class AAA
• C. Droz, V. Fakhfouri, J. Roux, N. Peguiron &
P.R. Beljean
Pasan, Neuchâtel, Switzerland
O
The Influence of Measurement
Errors in Spectral Irradiance of
Flash Solar Simulators on the
Spectral Mismatch Factor of PV
Modules
• D. Dominé, G. Friesen, S. Dittmann &
D. Chianese
ISAAC-SUPSI, Canobbio, Switzerland
O
Metallisation for Silicon Heterojunction Solar Cells
• F. Zicarelli, A. Descoeudres, G. Choong,
P. Bôle, L. Barraud, S. De Wolf & C. Ballif
V
Diamond Wire Wafering: Cutting
Mechanism and Wafer Morphology
• J. Heiber, S. Habegger, M. Lanz,
A. De Agostini & F. Assi
Meyer Burger, Thun, Switzerland
V
Influence of the Intrinsic Layer on
a-Si/c-Si Heterojunction Solar
Cells: Modelling of Experimental
Results for n-Type Wafers
• A. Datta & P. Chatterjee
Indian Association for the Cultivation of Science, Kolkata, India
• C. Ballif
• P. Roca i Cabarrocas
CNRS, Palaiseau, France
V
High-Efficiency Large Area Industrial LCP Selective Emitter Solar
Cells Ready for Production
• D. Kray, N. Bay, G. Cimiotti, S. Kleinschmidt,
N. Kösterke, M. Sailer, H. Kuehnlein &
H. Nussbaumer
RENA, Gütenbach, Germany
• Fell, C. Fleischmann, S. Hopman, K. Mayer,
M. Mesec, A. Rodofili, F. Granek & S.W. Glunz
• E. Muller, P. Sempere, A. Pauchard &
B. Richerzhagen
Synova, Ecublens, Switzerland
V
Gettering Efficacy of ScreenPrinted Emitters in Multicrystalline
Silicon for Solar Cells with Selective Emitters
• T.M. Pletzer, H. Windgassen & H. Kurz
RWTH Aachen, Germany
• E.F. Stegemann
Regen Power, Canning Vale, Australia
• D.L. Bätzner
Roth & Rau, Neuchâtel, Switzerland
• R. Bleidiessel
Solland Solar Cells, Heerlen, The Netherlands
V
Optimization of High Efficiency
Silicon Heterojunction Solar Cells
Using Silane-Plasma Diagnostics
• A. Descoeudres, R. Bartlome, G. Choong,
S. De Wolf, L. Barraud, P. Bôle, F. Zicarelli &
C. Ballif
V
61/63
Titel
Autoren
Trends in Photovoltaic Applications - The Latest Survey Results
on PV Markets, Industry and Policies from the IEA PVPS Programme
• I. Kaizuka
RTS, Tokyo, Japan
• G. Watt
Energy Futures Australia, Wauchope, Australia
• P. Hüsser
Novaenergie, Aarau, Switzerland
• P. Cowley
IT Power, Basingstoke, United Kingdom
• R. Bründlinger
Austrian Institute of Technology, Vienna, Austria
Highly Productive Manufacturing
of Large-Area CIS-Based Modules
• F. Kessler, D. Hariskos, P. Jackson &
M. Powalla
• D. Güttler & A.N. Tiwari
• S. Schleussner & M. Edoff
University of Uppsala, Sweden
• M. Skupinski & L. Stolt
Solibro Research, Uppsala, Sweden
• R. Wächter & B. Dimmler
Würth Solar, Schwäbisch Hall, Germany
• P. Pistor, D. Abou-Ras, R. Hesse, R. Klenk &
H.-W. Schock
Helmholtz-Centre Berlin for Materials and
Energy, Germany
• G. Savidand, M. Versavel, N. Naghavi &
D. Lincot
IRDEP, Chatou, France
• A. Perez-Rodriguez
University of Barcelona, Spain
• V. Bermudez
NEXCIS, Rousset, France
• C. Leyder
Saint-Gobain Recherche, Aubervilliers, France
O
Fabrication of Flexible CdTe
Modules with Monolithic Cell Interconnection
• B. Schaffner, J. Perrenoud, S. Buecheler &
A.N. Tiwari
O
Long-Term Behaviour of GridConnected PV Systems over
More than 15 Years
• H. Häberlin & P. Schaerf
Bern University of Applied Sciences, Burgdorf,
Switzerland
O
Transparent Conductive Oxides
for Silicon Heterojunction Solar
Cells
• G. Choong, P. Bôle, L. Barraud, F. Zicarelli,
A. Descoeudres, S. De Wolf & C. Ballif
V
Calibrated Photoluminescence
Measurements of the Upconverter
NAYF4 : 20 % ER3+ and its Potential to Enhance the Efficiency
of Solar Cells in the Sub-BandGap Spectral Region
• S. Fischer, J.C. Goldschmidt, P. Löper,
M. Hermle & S.W. Glunz
• K. Krämer & D. Biner
University of Berne, Switzerland
V
Thermal Management of a High
Concentration PV Cell
• R. Ghannam, W. Escher, A. Khalil, R. Wälchli,
S. Paredes & B. Michel
IBM Research, Rüschlikon, Switzerland
V
62/63
P
O
V
V
Titel
Autoren
P
Steps towards Integration of
PV-Electricity into the Grid
• F.P. Baumgartner & T. Achtnich
ZHAW, Winterthur, Switzerland
• S. Nowak & S. Gnos
NET Nowak Energy&Technology, St. Ursen,
Switzerland
• F. Wiese
German Environment Assistance, Berlin, Germany
P
Total
P
O
V
1
O
V
23
65
Plenary Session
Oral Presentation
Visual Presentation
63/63

Die 25th European Photovoltaic Solar Energy

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