Die 27th European Photovoltaic Solar Energy

Transcrição

Eidgenössisches Departement für
Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK
Bundesamt für Energie BFE
Konferenzbericht 2013
27th European Photovoltaic Solar Energy
Conference and Exhibition
Frankfurt 24.-28.09.2012
S:\Administration\EU_Konferenz\27th_Europ_Konferenz_Frankfurt 2012\Berichte bearbeitet\Zusammenstellung Bericht_Frankfurt_Version_final.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/500020-03
Für den Inhalt und die Schlussfolgerungen sind ausschliesslich die Autoren dieses Berichts
verantwortlich.
Die “27th European Photovoltaic Solar Energy Conference
and Exhibition” aus Schweizer Sicht
Inhaltsverzeichnis
S. Nowak, T. Biel
Übersicht ................................................................................................................................................ 4
C. Ballif
Thin-film silicon and crystalline silicon solar cells .......................................................................... 8
A.N.Tiwari
II–VI and I–III–VI compounds with related areas .............................................................................. 14
T. Geiger
Farbstoffsolarzellen ............................................................................................................................ 20
R. Rudel
PV module – performance, testing, qualification and certification
BIPV – Building Integrated PV ........................................................................................................... 22
U. Muntwyler
PV inverters and electrical system technology................................................................................ 27
F. Baumgartner
PV systems and grid integration ....................................................................................................... 37
R. Frischknecht
Environmental aspects of PV components and systems ............................................................... 39
P. Hüsser
Global aspects ..................................................................................................................................... 43
T. Biel
Ausstellung .......................................................................................................................................... 46
Anhang - Liste der Beiträge mit Schweizer Beteiligung ....................................................................... 49
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Die “27th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition” aus Schweizer Sicht
Die 27. Europäische Photovoltaikkonferenz in Frankfurt –
im Zeichen des Wettbewerbs zwischen Technologien, wachsenden
globalen Märkten und rasch fortschreitender Kostenreduktion
Übersicht
S. Nowak, T. Biel
Programmleitung Photovoltaik BFE
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 27. Europäische Photovoltaikkonferenz (EU PVSEC) war ein weiterer Photovoltaik Grossanlass,
verzeichnete jedoch bei den eingeschriebenen Teilnehmern mit rund 4‘000 Personen einen Rückgang
von etwa 12%. Noch stärker machte sich die momentane Situation bei der Ausstellung bemerkbar.
Hier ist die Anzahl der Besucher gegenüber dem Vorjahr um etwa ein Viertel auf noch 31‘500 zurück
gegangen. (http://www.photovoltaic-conference.com). Insgesamt gab es ca. 1‘600 Konferenzbeiträge,
davon wurden rund 230 mündlich präsentiert. Anhand des Programms präsentiert sich die thematische Gliederung wie folgt:
PV Systems
12%
Components for PV
Systems
15%
PV Deployment
7%
Thin Film
Crystalline Silicon
3%
Thin Film
Solar Cells
20%
Amorphous and
microcrystalline
Silicon
8%
CIS, CdTe and
Other (II-VI) Ternary
Thin Film Cells
7%
Wafer-Based Silicon
Solar Cells and
Materials Technology
34%
Advanced Photovoltaics
12%
Organic
Solar Cells
2%
Figur 1: Thematische Gliederung der Beiträge an der 27. Europäischen Photovoltaikkonferenz
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Die begleitende Industrieausstellung ist gegenüber dem Vorjahr um etwa 25% kleiner geworden, die
Anzahl der Aussteller reduzierte sich sogar um mehr als 40%, auf nur noch 656, wodurch sich innerhalb der Ausstellung einige sichtbare Lücken ergaben. Durch die ausgeprägten Kostensenkungen der
letzten Zeit, befindet sich die kristalline Silizium-Technologie weiterhin in einer starken Position. Je
nach Anbieter und Marktsektor war die Stimmung jedoch sehr unterschiedlich, von sehr zurückhaltend
bis sehr positiv.
Abgerundet wurde die wissenschaftlich-technologische Konferenz durch diesmal 12 Begleitveranstaltungen mit insgesamt 150 Beiträgen, wobei der Investors Day der Europäischen Photovoltaik Industrie
Vereinigung EPIA, sowie das Europe-Asia PV Forum einige der Highlights waren.
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.
Der diesjährige Becquerel-Preis wurde Dr. Winfried Hoffmann für seine Pioniertätigkeit zur Industrialisierung der Photovoltaik erteilt. Erstmalig kam in Frankfurt mit dem Schreibenden (Stefan Nowak)
einem Schweizer die Ehre zu, den Vorsitz der EU PVSEC wahrzunehmen.
Wissenschaftlich-technische Entwicklungen
Dieses Jahr wurde mit etwa zwei Drittel der Beiträge wieder ein klarer Schwerpunkt auf die verschiedenen Typen von Solarzellen gelegt. Etwa ein Drittel 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.
Der Markt für Silizium-Dünnschichtsolarzellen (vgl. Zusammenfassung von M. Bonnet-Eymard et al.)
wird vor allem von asiatischen Firmen dominiert. LG präsentierte in diesem Zusammenhang einen
stabilisierten Wirkungsgrad von 13.4%, der mit einer a-Si:H/µc-Si:H/µc-Si:H triple junction Solarzelle
erreicht werden konnte. Momentan liegt die Aufmerksamkeit jedoch zunehmend auf der weiteren Entwicklung von Heterojunction-Solarzellen. Hier veröffentlichte Kaneka einen Wirkungsgrad von 23.5%.
Einen Weltrekord vermelden konnte das PV-Lab an der EPFL mit einem Wirkungsgrad bei p-Typ
Wafern von 21.3% und 22.1% Wirkungsgrad bei n-Typ Wafern. Derzeit gibt es mehrere Forschungsgruppen bzw. Institutionen, die ähnliche Wirkungsgrade erreichen. Um die Produktionskosten weiter
zu senken geht der Trend immer weiter zur Verwendung von Kupfer bei den Kontakten.
Zum Thema Solarzellen auf der Basis von Verbindungshalbleitern (vgl. Zusammenfassung von A. Uhl
et al.), insbesondere CIGS und CdTe, gab es wieder ähnlich viele Beiträge (30 Präsentationen und
120 Poster) wie im Vorjahr in Hamburg. Zudem zeigte sich, dass vermehrt Forschungsverbünde zwischen Industrie und Instituten entstehen. Dünnschichtzellen mit Verbindungshalbleitern wird vor allem
für Grossanlagen eine gute Zukunft bescheinigt, was hauptsächlich mit dem geringen Verbrauch von
Material und Energie bei der Produktion sowie der Möglichkeit der Herstellung von grossflächigen
Substraten begründet ist. Für CIGS Zellen wurden kürzlich realisierte Effizienzwerte auf Basis verschiedener Produktionsverfahren veröffentlicht. So wurde beispielsweise durch die EMPA, nach dem
im Januar 2013 angekündigten Weltrekord für CIGS Solarzellen auf Kunststoff von 20.4%, eine CIGS
Zelle auf einer Edelstahlfolie und mit neuartigen Rückkontakten aus einer MoNa-Verbindung vorgestellt, die bereits ohne Antireflex-Beschichtung einen Wirkungsgrad von 15% erreichte. Bei CdTeModulen vermeldet Calyxo aktuell einen Zellwirkungsgrad von 16.2% und auf das gesamte Modul
bezogen zwischen 13-14% Wirkungsgrad. Ein zunehmendes Thema sind Solarzellen unter Verwendung der Kesterit-Materialklassen.
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Zu den Farbstoffsolarzellen (vgl. Zusammenfassung von T. Geiger) gab es wieder mehrere Vorträge
und Posterpräsentationen, die den aktuellen Stand von Forschung, Entwicklung, Anwendung und
industrieller Produktion von Farbstoffsolarzellen wiedergaben. Mit Zink-Porphyrin wurde von Prof. M.
Grätzel, EPFL, ein weiterer Farbstoff präsentiert, mit dem bereits ein Wirkungsgrad von 12.7% erreicht
werden konnte und somit eine interessante Alternative zu den bisher etablierten Farbstoffen auf Basis
von Ruthenium darstellt. In einer weiteren Präsentation wurden erstmals zylinderförmige Solarzellen
vorgestellt (S.Hayase). Hiervon erhofft man sich Vorteile bei der Ausrichtung zur Sonne gegenüber
flachen Solarzellenmodulen. Zudem wurden neue Erkenntnisse zu neuartigen Strukturen halbleitender
Metalloxide, metallfreien Farbstoffen, weiterentwickelten Zellaufbauten und Substraten sowie auch
Ergebnisse von Stabilitätstest und Untersuchungen zum Alterungsverhalten von Farbstoffsolarzellen
präsentiert.
Im Bereich der Leistungstests für Module wurden Lösungen zu verschiedenen Problematiken, wie z.B.
dem Einfluss spektraler Effekte bei Dünnschichtmodulen, präsentiert. Weiterhin wurde neue Solarsimulatorkonfigurationen sowie neue Prüfmethoden für verschiedene Modultypen und deren speziellen
Anforderungen vorgestellt.
Zum Thema Betriebssicherheit von PV Modulen gab es eigens einen Workshop, in dem die Ergebnisse aus dem IEA PVPS Task 13 (Performance and Reliability of PV systems) vorgestellt wurden und
welcher auf grosses Interesse stiess. Weiterhin gab es noch 2 Sessionen, die sich mit dem Thema
Betriebssicherheit und Haltbarkeit von PV Modulen beschäftigten.
Betreffend BIPV beleuchtet der Bericht von R. Rudel und T. Friesen von der SUPSI dieses Jahr in
erster Linie die Beiträge aus der Session „PV und Architektur“. Die 5 Vorträge befassten sich mit unterschiedlichen Teilen der BIPV. Durch ein Mitglied des IEA SHC Task 40 (Net Zero Energy Solar
Buildings) wurden die erlangten Erkenntnisse der Arbeitsgruppe vorgestellt. Zudem wurden aktuelle
Erkenntnisse zu Schäden (beispielsweise durch Feuer) an PV Anlagen vorgestellt.
Bezüglich der Wechselrichter (vgl. Zusammenfassung von U. Muntwyler et al.) war vor allem die
50.2 Hz Problematik das bestimmende Thema. Zudem steigen die zukünftigen Anforderungen bei
netzunterstützenden Funktionen sowie verbesserten Sicherheitsfunktionen immer weiter. Grosse Neuigkeiten im Bereich der herkömmlichen netzgekoppelten Wechselrichter gab es nicht. Passend zur
Anforderung der Netzunterstützung waren zudem auch Speicherhersteller an der EUPVSEC vertreten. Erste Systeme im Markt bewegen sich mit den Energienennwerten zwischen 2.5 kWh bis 10 kWh
für den privaten Anwender und bei Industriesystemen zwischen 25 kWh bis hin zu 2 MWh. Die LiIonen-Technologie ist hierbei immer noch vorherrschend. Zudem werden die Systeme bezüglich Zyklenzahl, Stabilität und Lade-/ Entladecharakteristik laufend weiterentwickelt und verbessert. Im Bereich
der PV Systemtechnik geht der Trend in Richtung Leistungsumsetzung auf Modulebene, Smart Grids
und Energieeigenverbrauchserhöhung.
Vermehrte Aufmerksamkeit erhält das Thema der Netzintegration der Photovoltaik ins Stromnetz (vgl.
Zusammenfassung von F. Baumgartner). Mit der wachsenden Anzahl der Photovoltaikanlagen (in
Bayern teilweise 5kW installierte PV Leistung pro Haushalt) wird diese Frage immer wichtiger. Teilweise werden im Nieder- und Mittelspannungsbereich die Grenzen der Netzstabilität teilweise schon
erreicht, wodurch Aspekte zur Netzintegration von Solarstrom, wie Leistungselektronik, SteuerRegelung, Eigenverbrauch Optimierung aber auch Batteriesysteme immer mehr an Bedeutung gewinnen. Im Zuge der immer weiter fallenden Modulkosten kommt der PV Systemtechnik BOS (Balance of
Systems) eine immer grössere Bedeutung zu, speziell im Bereich der Kostenreduktion.
Zu dem Themenbereich „Umwelteinflüsse von PV Systemen“ (vgl. Zusammenfassung von R. Frischknecht) gab es neben einer mündlichen Session auch eine Poster Session. Ein Fokus in diesem Bereich liegt beim ökologischen Fussabdruck für PV Systeme und deren energetischer Amortisationszeit. So liegen beispielsweise die Treibhausgasemissionen bei ungefähr 20g CO2-eg/kWh für Anlagen
in Südeuropa mit einer Einstrahlung von 1‘700 kWh/m2, wobei Unterschiede je nach Herkunft des
Moduls bestehen. Zudem tritt 2014 die neue EU-Richtlinie zu „Waste Electrical and Electronic
Equipment“ in Kraft, wodurch sich nach Expertenmeinung wohl einer weiterer Zweig innerhalb der PV
Industrie ausbilden wird, der sich fast ausschliesslich mit der Entsorgung bzw. dem Recycling der über
die Jahre zunehmenden Anzahl an ausgedienten Modulen beschäftigen wird.
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. Beflügelt durch die Ankündigungen weiterer
deutlicher Absenkungen der Einspeisetarife in Deutschland ist der PV Markt stabil auf dem hohen
Niveau des Vorjahres geblieben. Europa insgesamt zeigt ein durchzogenes Bild mit vielen angekün6/57
digten Rückstufungen bei der Einspeisevergütung oder sogar Deckelung oder Moratorium (Spanien).
Auf der anderen Seite gibt es einige kleinere Länder wie Österreich oder die Schweiz, die ein starkes
Wachstum auf gegen 200 MWp für 2012 erfahren haben.
Insgesamt wird erwartet, dass der Marktanteil von Europa weiter sinken und dafür der Markt in Asien
recht stark steigen wird. Dies insbesondere durch die Einführung einer Einspeisevergütung in Japan
und erhöhten Zubauzielen in China.
Die Preise für kristalline Module aus chinesischer Fertigung liegen deutlich unter 1 €/Wp und nähern
sich gegen Jahresende 0.50 €/Wp, diese sind aber wahrscheinlich nicht kostendeckend für die Hersteller.
Schweizer Beiträge und Aussteller
Die Schweiz war in Frankfurt wiederum gut vertreten. Insgesamt waren Schweizer Firmen und Forscherteams als Leiter oder Teilnehmer an 79 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 2 Plenarvorträge, 21 mündliche Beiträge
sowie 56 Poster (siehe Anhang A). Der Anteil der Schweizer Aussteller auf der Messe ist im Vergleich zu
Hamburg 2011 konstant geblieben und lag in etwa bei 3%.
Schlussbemerkungen
Die 27. 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. Die Ausstellung spiegelte jedoch auch die aktuelle Situation auf dem Photovoltaik-Markt und insbesondere die schwierige Situation der europäischen Hersteller wieder.
Nächste EU PV Konferenz
Die nächste EU PVSEC, die 28th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition,
findet vom 30. September - 4. Oktober 2013 in Paris statt.
Nützliche Links:
www.photovoltaic-conference.com
http://www.photovoltaic.ch
http://www.swissolar.ch
http://www.iea-pvps.org
http://www.solar-era.net
http://www.epia.org
http://www.eupvplatform.org
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Thin-film silicon and crystalline silicon solar cells
M. Bonnet-Eymard, V. Chapuis, A. Descoeudres, M. Despeisse,
J. Escarré, P. Heinstein, H. Li, F. Meillaud, L.-E. Perret-Aebi,
C. Schlumpf, J.W. Schüttauf, J. Seif, 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
Asian countries, especially China, continue dominating the commercial PV market: more than 50% of
the solar modules are still produced in China. The scientific contribution from China, on the other
hand, is very small: in only 3% of all scientific contributions, the first author has a Chinese affiliation.
Regarding the scientific part of the conference, Germany still has by far and large the biggest contribution, but many European companies, especially the ones related to thin-film silicon, are facing difficult
times at the moment. However, there are still hopeful developments such as the continuation of HyET
Solar (the former Helianthos) and the new record efficiency demonstrated by LG Electronics for triple
junction thin film silicon cells.
For thin film silicon cells, there was much emphasis on triple junction cells, as an increase in stabilized efficiencies seems necessary for thin-film Si cells to be competitive with c-Si based solar cell
technology. This includes talks from LG, Delft University of Technology and EPFL-IMT. LG Electronics
demonstrated a stabilized efficiency of 13.4% for a-Si:H/µc-Si:H/µc-Si:H triple junction solar cells. Furthermore there were some contributions regarding TCOs and light-trapping. Compared to previous
years, the number of thin-film silicon presentations has decreased due to the hard times the technology is currently facing. Finally, many thin-film silicon groups and equipment manufacturers are shifting
their interest, attention and effort towards the development of silicon heterojunction solar cells.
For heterojunctions solar cells based on the combination of thin amorphous layers on crystalline
wafers, significant improvements have been presented by different groups. Kaneka reported a full 6inch 23.5% efficient certified cell, using CZ material and a copper-plated front grid. Furthermore,
EPFL-IMT presented a World record efficiency on p-type wafers of 21.3% and an efficiency of 22.1%
on n-type c-Si. Currently, at least five groups have demonstrated to be able to fabricate heterojunction
devices with efficiencies exceeding 22%. General trends are towards using copper for front contact
fabrication and making cells on mono-like c-Si substrates, both with the aim to reduce production
costs. For conventional c-Si homojunction cells, a strongly increasing interest on devices using n-type
wafers can be observed.
Regarding module technology, the main topics were dealing with and understanding of so-called
snail trails, the effect of VA% on the material quality and properties of EVA, potential induced degradation and the development of large area anti-reflective coatings on glass.
Finally, due to the rapid drop in PV system prices and relatively high price of electricity, the levelized
cost of PV electricity (without feed-in tariff - FiT) will soon be below the electricity retail price in several
countries. Grid parity is expected to be achieved in 2025 in basically all countries in the World.
The IMT presented 9 contributions as first author (2 orals and 2 posters in thin film silicon, 1 oral and 1
poster in heterojunction solar cells and 2 orals and 1 poster on module design and packaging) and
was also co-authors of several contributions, including presentations from the EU-FP7 projects 20
Plus, Pepper and Fast Track, as well as a presentation emerging from a collaboration with DuPont.
In the remainder of this report, the most important results presented at the conference are briefly
summarized.
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Thin film silicon solar cells
Thin film silicon - lab results
M. Zeman (Delft University of Technology, Netherlands) – Plenary talk. Prof. Zeman discussed
the main challenges for thin-film silicon solar cells based on the latest results from industry (e.g. 13.4%
stable of LG electronics in triple junction) as well as on results from labs and simulations. Based on
Delft University simulations, stable efficiencies higher than 20% should, in principle, be reached with
4-junction cells.
O. Isabella (Delft University of Technology, Netherlands / Institute of Advanced Industrial Science and Technology, Japan) Talk was focused on FLiSS (Flattened Light Scattering Substrate)
structure. This structure is typically composed of two different materials, A and B which are regularly
distributed in a plane on a flat reflector. When the refractive indices of the materials A and B and the
one of the active layer satisfy the right conditions, the interface between A and B serves as a rough
optical interface (leading to increased light trapping in the IR region), while the active layer can be
grown on a morphologically flat surface. Such substrates are e.g. composed of a 2D ZnO grating surrounded by n-doped a-Si:H permitting to decouple the optical surface and the film growth surface (allowing both excellent light trapping and high quality Si layers). The use of such substrates in 1 m
thick microcrystalline silicon single-junction solar cells led to an efficiency of 7.9% (8% with reference
textured substrate) while simulations demonstrated a potential up to 11.6%.
Y. Tawada (Kaneka, Japan) reported on their observed boron-doped ZnO conductivity increase with
light induced degradation. They saw an increase of both optical and Hall mobilities as well as carrier
density and concluded that this (reversible) phenomenon is most likely linked to changes in ZnO intragrains, and not to boron doping, since a conductivity increase could be observed in undoped samples
as well. As carrier density is increased, free carrier absorption (FCA) increases as well, leading to a
solar cell EQE reduction in the long wavelength region (> 900 nm).
S. Haas (Forschungszentrum Jülich, Germany) presented the use of a laser for front TCO annealing. The use of a laser permits to achieve a fast selective heating which leads to a reduced free carrier
absorption and, hence, a larger short-circuit current density in microcrystalline silicon single-junction
solar cells. This gain, however, is partially balanced by a FF reduction due to a higher sheet resistance. A relative efficiency gain of 3% could be achieved.
O. Sergeev (Next Energy, Germany) discussed the effect of hydrogen plasma treatment on restoring
ambient degraded boron doped ZnO properties. They could evidence the presence of carbon impurities due to storage by e.g. EDX measurements. Carbon concentrations up to 33.6% could be reached
in stored TCO, reduced to 11.6% after H2 plasma treatment.
H. Sai (AIST, Japan) showed their latest results obtained in triode reactor. Their best stabilized results
so far are: 9.6% for single-junction amorphous silicon solar cell with only 10% relative light-induced
degradation, while 11.9% could be achieved for micromorphs with however quite thick top and bottom
cells (350 nm and 3 m, respectively).
C. Chang (ITRI, Taïwan) presented a comparison of amorphous and microcrystalline silicon germanium films. More precisely, she studied Electron Spin Resonance signal for both types of films, as a
function of Ge content. She concluded that Ge incorporation induces acceptor states.
K. Hermans (Solar Excel, Netherlands) presented results obtained in collaboration with HelioSphera
(Greece) on a textured sheet to reduce optical losses on thin film micromorph solar panels. The textured sheet is applied on the front glass once the module is being encapsulated and leads to a remarkable increase in current: 6-7% and 4-5% for the top and bottom cells, respectively.
J. van de Groep (AMOLF, Netherlands) presented 1-D (experiment and simulation) and 2-D (simulation only) silver nanowire-arrays with the aim to replace ITO in thin-film Si based solar cells. They
show that their structure has (i) a higher transmittance and (ii) a higher conductivity than ITO on glass.
Questions regarding the anti-reflective effect when deposited on Si and lateral transport of holes on
the front side of the cell when collected between the wires remain unanswered.
J-W. Schüttauf, F. Meillaud, J. Escarré and M. Bonnet-Eymard (PV-lab, EPFL)
J.-W. Schüttauf presented the latest results of PVLAB regarding triple-junction cells. Two different
LPCVD ZnO structures were compared in triples in p-i-n configuration, the best one leading to a stabilized efficiency of 11.5%. Furthermore, recent developments to further improve this value were shown,
such as the fabrication of slightly better a-Si:H top cells with different hydrogen dilutions as well as a
micromorph tandem cell with a Voc exceeding 1.5 V. Finally, a stabilized efficiency of 12.5% on morphologically flat, but optically rough substrates in n-i-p configuration was demonstrated.
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F. Meillaud summarized the latest developments in PV-lab regarding light management schemes and
devices architecture. Advantage of applying a hydrogen plasma treatment on complete devices (larger
Voc and FF) was discussed as well as work on very thin microcrystalline single-junction solar cells
leading to very high Voc > 600 mV. The best-to-date stabilized efficiency for micromorph solar cells is
11.8% however with much thinner sub-cells than e.g. AIST, as only 1.6 m of Si in used in total. Note
that the importance of current matching on light induced degradation was discussed by M. BonnetEymard in his poster on innovative characterization tool for thin film silicon devices.
J. Escarré had a poster on nanomoulded front contacts as a way to free ZnO from morphological
constraints. This work showed that for equivalent textures in the front of micromorph cells, the bottom
cell current can be increased by more than 1 mA/cm2 by reducing free carrier absorption. Finally, an
extension of the nanomoulding process to transfer finished devices from one substrate to another was
presented.
Thin film silicon – Industry
LG electronics announced a new world record efficiency for thin film silicon solar cells with 13.4%
stable for a triple-junction a-Si:H/c-Si:H/c-Si:H, as confirmed by NREL. Their goal is to achieve a
175W module in 2013 but this time with a germanium-based triple (i.e. a-Si:H/a-Si:Ge:H/c-Si:H) configuration. Work has been carried on improving the showerhead structure of their reactor to obtain a
homogenous gas flow/distribution at narrow gap. For a-Si:H/a-Si:Ge:H/c-Si:H triples, they showed an
initial efficiency slightly above 16%.
Oerlikon Solar (D. Chaudary) presented the last work done on developing high pressure-narrow gap
regimes for higher deposition rate microcrystalline silicon (EU project PEPPER). In order to reach
pressures up to 20 mbar, a completely new reactor design was made to be able to go down to an
electrode distance below 10 mm. Oerlikon Solar demonstrated that by combining high pressure and
narrow gap, deposition rates could be increased by a factor of 2 (1 nm/s).
Linde (P. Szych) discussed the effect of gas purity on thin film amorphous and microcrystalline silicon
solar cells. They demonstrated that O2 has the strongest impact on performances (O, C and N were
compared) with a sharp decrease in both a-Si:H and c-Si:H, the latter being the most sensitive (3
ppm being the threshold).
T-Solar (P.Otero) has been working on improving the yield of their amorphous silicon modules. They
announced that their best module of 5.7 m2 achieves 7.95%. They also compared the annual production of both an amorphous and a crystalline 5 MW plant in India and concluded that in such areas, aSi:H modules achieved 20% more annual production than c-Si.
PVcomB Berlin (B. Stannowski) presented the status of their pilot line for thin film silicon and CIGS
mini-modules. Thin film silicon micromorph efficiencies of 12% intial and10.5% stable are achieved for
(1 cm2) cells, whereas for 30x30 cm2 mini-modules, an initial efficiency up 11.1% is reported.
Heterojunctions and crystalline silicon cells
The interest in silicon heterojunction solar cells is still very strong, mainly due to the continuous
improvements in device efficiency demonstrated by several groups in the last couple of years. Again,
impressive new progresses have been shown:
Kaneka (Japan) reported a full 6-inch 23.5% efficient certified cell, using CZ material and with no
silver for metallization (copper-plated front grid). Note that the world-record heterojunction cell has an
efficiency of 23.9% (100 cm2, by Sanyo-Panasonic, Japan).
CEA-INES (France) presented a 100 cm2 22.2% cell (FZ wafer), with copper-plated metallization.
Back-contacted cells are also under development, with 19% efficiency obtained on 25 cm2 devices so
far.
IMT-Neuchâtel, EPFL, showed a 22.1% cell on n-type substrate and a world-record 21.3% heterojunction cell on p-type substrate (4 cm2 cells, FZ wafers, certified results). The highest Voc obtained on
p-type equals 726 mV, which even represents a world-record for any p-type crystalline silicon solar cell
(including all technologies) with a reasonable fill factor.
Roth&Rau Switzerland (Meyer Burger group) reported a full 6-inch 21.3% cell (CZ wafer), obtained
in the Neuchâtel lab. In their industrial pilot line installed in Germany, the best efficiency equals 20.8%
in production conditions, with a remarkable narrow distribution (20.7% average efficiency). A 303 W
module has also been presented by the Meyer Burger group.
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LG (Korea) is developing interdigitated back-contacted heterojunction cells. On small area (4 cm2), a
23.4% cell was presented last year. The focus is now put on industrialization (large-area devices,
cheaper fabrication processes). The best efficiency obtained on full 6-inch cells is 20.5%, using CZ
substrate and screen-printing for the patterning of the back-side.
Other groups, such as CIC (Japan), Applied Materials (USA), Silevo (USA) and IBM (USA), have
also presented >21% efficient devices, demonstrating that more and more groups begin to master this
technology.
Concerning other types of crystalline silicon solar cells, a few general trends emerge clearly:
More and more labs and companies are capable of making high-efficiency cells (>20% efficiency,
mono-crystalline wafers), even on large-area devices and in production conditions. These cells are
mainly PERC-like cells with efficiencies in the 20-21% range (Schott, Q-Cells, Centrotherm, IMEC),
and back-contacted cells with efficiencies in the 21-24% range (Sunpower, Samsung, ISC Konstanz,
IMEC, ISFH, Bosch).
Mono-like crystalline wafers are expected to gain significant market shares soon, and could ultimately replace multi-crystalline wafers in the upcoming years. CEA-INES demonstrated the fabrication
of an impressive Gen5 ingot (450kg), of which 95% consists of a single crystalline grain. CEA-INES
showed also a 100 cm2 heterojunction solar cell made on such wafers with 20.2% efficiency (Voc =
713 mV), proving that the bulk quality is high enough to be used for high-efficiency devices.
The silver used for the cell front metallization tends to be replaced by copper, due to obvious financial considerations. Several labs and companies are investigating such kind of metallization (i.e.
Kaneka, CEA-INES, Fraunhofer ISE, Hyundai, IMEC, TetraSun, Suntech, Schott, Silevo), mostly at lab
scale so far but with the obvious goal to use it in production later on as well. Electro-plating seems to
be the dominant deposition technique, but copper pastes for screen-printing are also under development. Adhesion and stability issues still have to be solved, but rapid progresses are made.
As already observed in recent years, the interest in n-type wafers is still increasing (ECN-Yingli,
Fraunhofer ISE, heterojunction cells), as well as the use of very thin wafers (< 100 m).
PV Module Technology
PV qualification norms developments (J. Wohlgemuth, NREL)
Dr.Wohlgemuth from NREL reviewed the recent developments and challenges the standards for PV
modules and components. The IEC is in process of updating the existing norms for the general qualification tests for PV modules, including IEC 61215, 61646 and 61730. Besides those, several specialized stress tests are also approved to be new work items in IEC, such as salt mist corrosion testing
(published), transportation testing, ammonia corrosion testing and system voltage durability (PID) testing. Moreover, independent qualification testing standards for module components and materials are
also in process of development.
Snail trails inside the PV modules (R. Czyzewicz, DuPont; J. Berghold, PI Berlin; Y. H. Chou,
Underwriters Taiwan)
In this year’s EU PVSEC, there were a number of presentations dealing with the so called ‘snail trails’
phenomenon, which is frequently observed in field-deployed modules. Based on various analytical
tools and lab simulations, the origin of the snail trails has been investigated and discussed quite intensively. The snail trails are found to be directly linked to the cell cracks. The ambient oxygen and water
can diffuse into the modules through those cracks, and corrode the Ag fingers on the front of the cell.
The formed Ag clusters may migrate into the EVA and react inside. The whole chemical process resulted in discoloration on both metallization on cell surface and the nearby EVA. The snail trails are
also observable in UV photoluminescence of modules due to the photobleaching effect of EVA by the
in-diffused oxygen.
Effect of VA% in EVA on EVA material properties (H. Gong, Suntech; H. Yoda, Sumitomo
Chemical)
Two presentations showed the effect of percentage of vinyl acetate group in EVA on the material
properties of EVA PV encapsulant. They showed that the VA% significantly influence the light transmission, thermal stability, flexibility, electrical insulation and heat-shrinkage of EVA encapsulant. Furthermore, EVA with higher VA% could also produce more acetic acid during the damp heat ageing of
PV modules. The currently VA% of 28-32% used in commercial EVA encapsulant is a compromise on
all the affected material properties.
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Potential induced degradation
The potential-induced degradation (PID) was also a hot topic during the conference with a dedicated
oral session and a lot of posters. Bosch Solar, as well as several other institutes, demonstrated the
equivalence of accelerated PID on mini-modules and field-observed PID. They also showed that the
leakage current must overcome a given limit (0.5 μA) to trigger the PID effect. According to their results, new guidelines for accelerated PID testing are proposed as follows: 600V / 70°C / 50%RH / 64h.
The rate of the power degradation due to PID was shown to be dependent on the humidity level
whereas its amplitude is controlled by the bias voltage. According to this result, Fraunhofer CSP was
able to show the correspondence between water vapor transmission rate (WVTR) through encapsulants and the PID kinetics. A very complete work by Fraunhofer ISE was also presented. According to
their results, the leakage current, which can be used as a PID indicator, is dependent on both humidity
and temperature. The dependence on humidity is characterized by a threshold at around 60% that has
to be overcome for the PID to emerge, while the leakage dependence on temperature follows a classical Arrhenius-type behavior with an activation energy of ~0.7 eV.
Large area anti-reflective (AR) coatings on glass
th
Another important topic during this 27 EU-PVSEC contained the study and development of large area
anti-reflective coatings applied to glass that allow for an increase of the module short-circuit current
(Isc) and power output. The Meyer Burger group, using Roth&Rau cells and coatings, demonstrated a
PECVD bilayer of porous/dense SiO2 that results in a 2% gain in power output for an approximate
additional cost of 0.3-0.6 €/m2. Solarexcel proposed a polymeric textured sheet to be laminated on the
front glass during module manufacturing that produces both anti-reflection and total internal reflection
effects. This new coating layer results in a 4.5% relative gain in Isc for standard test conditions and the
company claims that due to the better angle of incidence dependence of the transmission, up to 10%
gain in annual yield should be obtained. The Moresco corporation also showed a new non-porous AR
coating presenting self-cleaning capabilities that is applied in solution on the glass and UV/thermally
cured. They claimed a relative performance gain of 3% for less than 1 €/m2.
Acetic acid production, migration and corrosion effects in ethylene-vinylacetate-(EVA) based
PV modules (SCHOTT AG)
A method to quantify acetic acid production in ethylene vinyl acetate (EVA) has been demonstrated,
as well as the influence of temperature, illumination and humidity on its formation. EVA’s from different
manufacturers were compared with respect to acetic acid production. A dramatic increase in acetic
acid production rate depending on the ageing conditions has been shown for specific EVA manufacturer. The effects of acetic acid within a state-of-the-art crystalline silicon solar cell module were discussed with respect to the acetic acid permeation properties of EVA and the corrosion of Sn and Cu,
which are common materials used for cell and string connectors as well as the cell metallization.
PV Module performances and Grid Parity Evolution
Several posters have been presented on the comparison of the performance of PV modules of various
technologies in various geographical locations. A comparison of the performance of c-Si, CdTe, CIGS
and a-Si modules over several years by J. Merten (INES, France) nicely demonstrates the seasonal
variations of the performance (see in the figure below) which are negative in the case of c-Si and
CIGS (decrease of efficiency with temperature) but positive for a-Si (defect annealing at higher temperature). Furthermore, all thin-film technologies exhibit slight average decreases in efficiency over the
years.
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The studies of various groups observe a better yield of a-Si modules due to the annealing of defects,
but this does not always translate into a higher energy yield of a-Si based modules. Surprisingly, several groups (Herteleer from KAHO; Cassagne from Total) noticed a poor low light performance which
somehow completely cancels the better performance at high module temperatures.
Lechner from ZSW compared a-Si/a-Si tandem modules with different matching conditions: some of
them were optimized for winter conditions (redder solar spectrum compared to AM1.5) and others for
summer conditions (bluer solar spectrum compared to AM1.5). Despite the different matching conditions, no difference in the annual energy yield was found.
Grid parity
As shown by Ossenbrink (JRC Ispra), due to the rapid drop in PV system prices and relatively high
price of electricity, the levelized cost of PV electricity (without feed-in tariff - FiT) will soon be below the
electricity retail price in several countries. In the EU this especially holds for countries such as Denmark, Germany, Spain Portugal and Italy. The situation should be the same for almost all World countries by 2025. As a consequence, the FiT will also be below the electricity retail price and the FiT
scheme should be adapted. In the short term, with the drop in both PV system and battery costs, local
storage should become competitive. Werner and Breyer (QCells) predict that roughly 4 years after grid
parity is reached in a country for a PV system without storage, grid parity is also reach for a PV system
with storage. The current price of storage (which is ≈12€c/kWh) is expected to decrease down to
4€c/kWh in 2022.
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II-VI and I-III-VI compounds with related areas
A. R. Uhl, L. Kranz, P. Blösch, A. N. Tiwari
Laboratory for Thin Films and Photovoltaics, EMPA
Swiss Federal Laboratories for Materials Science and Technology
Überlandstrasse 129, CH-8600 Dübendorf
Tel +41 (0)44 823 41 30, Fax +41 (0)44 821 62 44
General comments
With more than 30 talks and more than 120 poster presentations on the topic of II-VI, I-III-VI and I-IIIV-VI based solar cells and modules, the contributions in the 27h European Photovoltaic Solar Energy
Conference and Exhibition were comparable in amount to last year’s EUPVSEC conference in Hamburg. A growing number of presentations were related to CZTS technology were topics such as deposition routes, material properties, phase purity and alternative buffers were discussed. Significant increase in papers on CdTe technology was also noted.
Several papers resulting from collaborations between academic research groups and industries reflected an increasing trend of industry academia partnership through EU and National programs supporting industrial development linked with scientific understandings of materials, devices and processing methods. Long standing and profound scientific questions of CIGS material properties were
elucidated, e.g. by EDXRD/XRF in-situ measurements of the three-stage deposition process by the
HZB and atom probe investigations on the role of grain boundaries and the buffer/absorber interface
by the MPI.
The Bequerel prize was given to Dr. Winfried Hoffmann for his for his pioneering work in the industrialization of photovoltaic technologies. C.-C. Chiang and co-authors from ITRI in Taiwan won the award
for best visual presentation in the area CdTe, CIS and related thin film solar cells. Our lab contributed
to 7 papers (2 oral and 5 poster) to the conference.
R&D developments
Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells – Absorber and Buffer Layers
3CO.2.4 R. Mainz et al., HZB, Germany, In-situ X-Ray Analysis of the Three-Stage Cu(In,Ga)Se2
Co-Evaporation Process
Roland Mainz from HZB presented results from in-situ energy dispersive XRD and XRF measurements during a three-stage co-evaporation process which is commonly utilized for highest efficiency
CIGS deposition. It could be shown by EDXRF that as the stoichiometry turns Cu-rich in the second
stage Cu-Se segregates at the surface of the film. However, no crystalline Cu-Se phases could be
detected by EDXRD. Further experiments for pure CIS and CGS showed an abrupt change of the
sublattice structure from In2Se3 to CIS while a topotactic phase transition was observed from Ga2Se3
to CGS. Solar cells from this evaporation process at the beam line yielded up to 16% efficiency exemplifying the feasibility of the setup.
3CP.1.2 H.-W. Schock, HZB, Germany, Keynote Presentation: Opportunities and Hurdles for
Compound Semiconductors Thin Film Solar Cells in the GW Market
In a plenary talk Hans-Werner Schock presented an overview and general outlook for compound semiconductor thin film solar cells in the coming GW market. Even though the efficiencies of thin film solar
cells still lag behind Si wafer based cells, there would be a significant potential for very large scale use
because of the inherent advantages of thin film technologies, namely small consumption of materials
and energy for module production as well as high throughput of large area substrates. Solar modules
can be developed on different types of substrates and different deposition technologies could be applied for high efficiency solar cells and modules. While CdTe has the largest experience in production,
CIGS technology was pointed out as the high efficiency option with still significant potential for further
improvements in the average efficiency of large size solar modules on industrial scale production.
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3BO.4.2 O. Cojocaru-Mirédin et al., MPI, Germany, Study of Internal Interfaces in CIGS Thin-Film
Solar Cells Using Atom Probe Tomography
The Max-Planck Institute for Iron research investigated critical questions in CIGS thin film solar cells
such as impurity diffusion from the substrate, high efficiency despite polycrystalline material, and
chemical gradients at the p-n junction. By means of atom probe tomography they were able to obtain
three-dimensional, chemical information at sub-nanometer resolution. A segregation of Na, K, and O
was found at CIGS grain boundaries while Cu was depleted. The passivation of InCu2+ and VSe2+ defects by KCu, NaCu and OSe was suggested. Moreover, compositional profiles of the CdS/CIGS interface were carried out and it was found that Cd2+ substitutes Cu+ at the surface. This could lead to a
possible type inversion of the CIGS surface from p- to n-type which was previously suggested in literature by different groups.
3CO.2.3 J. Gwak et al., KIER, Korea, Selenium Flux Effect on Cu(In,Ga)Se2 Thin Films Grown by
3-Stage Co-Evaporation
Jae Ho Yun presented results on the selenium flux effect during the 3-stage evaporation process and
its influence on film properties, reproducibility, and cell efficiencies. It was shown that the effect is dependent on the different process stage where the Se flux is applied. Se flux in the first stage mainly
affect the preferred orientation, whereas applied during the 2nd stage is was seen to affect the MoSe2
thickness and surface morphology. The highest efficiency of 18.6% could be obtained by applying Se
flux in the 3rd stage. Ongoing work will now target the effect on optical/electrical properties, relations
between MoSe2 and InGaSe2 precursor crystal structures and effects of the obtained preferred orientation.
3CO.3.2 A. Ennaoui et al., HZB, Germany, Development of Chemical Bath Deposited Zn(S,O)
Buffer Layer for Cadmium Free Cu-Chalcopyrite Thin Film Solar Cells during the NeuMaS ProjectEvaporation
In a joint effort of HZB together with Bosch GmbH and centrotherm the focus on this paper was to gain
fundamental understanding of the chemical bath deposited CBD-Zn(S,O) buffer layers. To study the
complexes that can be formed in the chemical bath, Zn L-edge X-ray absorption spectroscopy was
conducted. It was seen that a heat treatment increases efficiency and tightens the efficiency spread of
solar cells. Light soaking was found to be more pronounced with thicker absorbers. Optimized processing of CIGSS Bosch absorbers with Zn(S,O) buffer layers resulted in close to 17% efficient solar
cells (total area 0.5 cm2) and 30x30 cm2 sized modules exceeding 11%. Ongoing challenges are the
appropriate matching of the buffer/TCO interface during after annealing and light soaking and to control intermixing.
3BO.4.1 W. Witte et al., ZSW, Germany, Chemical Gradients in Cu(In,Ga)(S,Se)2 Thin-Film Solar
Cells: Results of the GRACIS Project
Germany’s leading research institutes for CIGS deposition and universities with special expertise in
thin film characterization and modelling have joined forces in the GRACIS project to investigate gradients CIGS solar cells. By means of in-situ energy dispersive X-ray diffraction, transmission electron
microscopy, sputtered neutral mass spectrometry, photoluminescence, time-dependent cathodoluminescence, X-ray photoelectron spectroscopy, time-of-flight secondary ion mass spectrometry, Kelvin
probe force microscopy, and 3D solar cell simulations it was targeted to gain a better physical understanding for the formation of chemical gradients and lateral inhomogeneities in CIGS absorbers as
well as about the nature of the CIGS/buffer interface.
3CO.4.3 T. Kobayashi et al., AGU, Japan, High Efficiency Thinner-ZnS(O,OH)/CIGS Thin Film
Solar Cells by Using MOCVD-ZnO:B Window Layers
The influence of the buffer layer thickness and the thiourea concentration in chemical bath on the cell
performances of ZnS(O,OH)/CIGS solar cells was investigated. It was found that high efficiency of
16.7% could be achieved by increasing the thiourea concentration and reducing the buffer layer thickness to 10 nm. By reducing the needed buffer layer thickness, the CBD time could be shortened to
one sixth of the time from previously 240 minutes total. The adjustment of the S/(S+O) atomic ratio
was confirmed to be critical to obtain high efficiency solar cells.
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Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells – Solar Cell design
3CO.2.5 P. Bloesch et al., Empa, Switzerland, Sodium-Doped Molybdenum Back Contact Designs
for CIGS Solar Cells on Stainless Steel Foils
In order to incorporate Na into the CIGS absorber in a homogeneous and controlled manner, different
designs with a Na-doped Mo (MoNa) back contact were investigated on stainless steel substrates.
The back contact thereby consisted of a 3-layer system of Si3N4/MoNa/Mo whereas Si3N4 was used as
a diffusion barrier and the Mo capping layer was needed to provide conductivity. The MoNa sputtering
target with 10at% Na was found to be the most efficient Na source in this study while the total Na
amount was controlled by the MoNa thickness. It was found that the most effective Na out-diffusion
was obtained for porous microstructure of MoNa which could be obtained by varying sputter parameters. Solar cell efficiencies of 15% were achieved (without anti-reflective coating) on stainless steel
foils with a MoNa back contact which was comparable to the soda lime glass reference.
3CO.4.6 C. Colin et al., CNRS, France, Broadband Light Trapping in Ultra-Thin Nano-Structured
Cu(In,Ga)Se2 Solar Cells Foils
In the framework of the French project ANR ULTRACIS the objective was to reduce the absorber
thickness from 2.5 um to 0.1 um without any losses in efficiency. This would enable a reduction of
material usage, a higher production yield as well as facilitate lower volume recombinations. To avoid
current losses from reduced absorber thicknesses advanced light trapping by means of efficient back
reflectors and periodic metallic nanostructures was investigated. With acidic bromine solutions absorbers were etched down to thicknesses of 400nm and roughnesses <30 nm and transferred on Au
back contacts via lift-off technique. The high reflectivity of the gold contact was seen to double the
optical path and allow up to 10.2% efficient CIGS solar cells of 400nm thickness. Comparable efficiencies on Mo back contacts required 800nm absorber thickness. By soft UV nano imprint a nano cavity
array design for ultra thin CIGS was developed that allowed a 25 fold thickness reduction.
3CO.2.2 T. Okato et al. Asahi Glass, Japan, High Temperature Growth for High Performance
Selenization CIGS Solar Cells
A high strain point glass was presented by Asahi Glass company. CIGS of 17.5% could be obtained
by elevated process temperatures of 580°C that were facilitated by the strain and softening point of
the glass. CIGS solar cells from process temperatures up to 620°C were presented. Simultaneous
EBIC and EDX mappings were conducted where the process temperature was related to a Ga diffusion. For a process temperature of 580°C, photoluminescence measurements showed highest carrier
lifetime while DLCP measurements revealed highest carrier densities.
Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells – Non-Vacuum Deposition Processes
3CV.1.27 F. Roux et al., CEA, France, 7.2% Efficiency CIS Thin-Film Solar Cell by Doctor-Blading
A simple printing process was presented which has led to the fabrication of 7.2% efficiency thin film
CuInSe2 solar cell. Copper and indium metallic precursors are mixed in a non-toxic, non flammable,
low-cost solvent to form an ink, which is deposited via doctor-blading on a Mo coated soda-lime glass.
Moreover, this alkanethiol solvent was seen as beneficial as it protects the metals against oxidation
while not leaving a residual carbon layer, as it has been frequently observed for similar approaches.
3CV.1.36 A. Uhl et al., Empa, Switzerland, Selenization of Nanoparticle Precursor Layers for
Cu(In,Ga)Se2 Absorbers
In the framework of the industry-led project NOVA-CIGS, supported by the EU within the FP7 program, a non-vacuum deposition process for CIGS absorber layers based on the conversion of hydroxide-based nanoparticle layers was investigated. The precursor chemistry facilitated a mild selenization
without toxic or explosive H2 or H2Se gases. It was shown that Cu-particles have a significantly higher
reactivity towards selenium than indium and gallium. Ex-situ XRD measurements confirmed that the
selenization of Cu proceeds through CuSe2, CuSe and Cu2-xSe with increasing temperature. By implementing a holding temperature at the respective formation temperatures, the influence on CIGS
formation and morphology was investigated. It appeared that a holding temperature below 350°C hindered the Ga-incorporation into CIGS and resulted in rougher and more porous absorbers. The best
sintering properties and most homogeneous Ga-incorporation was obtained for Thold = 350°C, pointing to a beneficial influence of the pre-formed Cu2-xSe phase. From this process, cells with up to 4.8%
active area efficiency could be obtained.
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3CV.1.191 C.-C. Chiang et al., ITRI, Taiwan, The Preparation of CIGS by Solution Based Processes with Different Cd-Free Buffer Layers on Flexible Substrate
In this report, oxide particles were used as precursors that were first reduced with H2, than sulfurized
and finally selenized to give Cu(In,Ga)(S,Se)2 absorber layers. Stainless-steel foil served as a substrate after the deposition of a barrier and molybdenum layer. An alternative buffer layer material
ZnS(O,OH) was used to replace CdS buffer for non-vacuum fabricated absorber layers. Cells obtained
from that process, yielded up to 14.2% conversion efficiency on an active area of 0.14 cm2.
Cu2ZnSnS4 (CZTS) Solar Cells
3CO.4.4 A. Fairbrother et al., IREC, Spain, Cu2ZnSn(SySe1-y)4 Based Solar Cells Via Two-Step
Process Using Various Annealing Atmospheres
IREC presented their two-step formation process for Cu2ZnSn(SySe1-y)4 solar cell absorbers. Metallic
stacks are obtained from DC magnetron sputtering and converted via annealing in S and Se atmosphere. As the S/Se ratio was changed the band gap of the material was altered, while no significant
morphological changes were obtained. Band gap measurements were conducted by both PL and EQE
measurements with a linear correlation between the obtained values. EQE values appeared higher at
larger band gaps with was suggested to be related to different shallow levels in S- and Se-rich absorbers, respectively. The conversion efficiency from obtained cells ranged between 4-6%.
3CO.4.5 M. Mousel et al., University of Luxembourg, Luxembourg, CZTSe Solar Cells Obtained from
Cu-rich Co-Evaporated Precursors
A two-step process was described where Cu, Zn, Sn, Se elements were first evaporated by molecular
beam epitaxy at low temperatures and consecutively annealed in H2, Se and SnSe atmosphere. It was
seen that better current collection at long wavelengths and larger grains could be obtained for Cu-rich
precursors. It was found that a KCN etching step prior to annealing was beneficial to remove Cu2-xSe
binary phases from the surface. Up to 7.5% efficient solar cells could be obtained by that process.
CdTe Solar Cells
3.DV3.10 B. Huettl, Calyxo, Germany, Improved JV-Analysis on CdTe Dot Cells by Controlled
Series Resistance
In this paper an improved procedure for precise determination of the relevant photovoltaic parameters
and diode characteristics from the J-V measurements were reported. The best module efficiency of
Calyxo modules is in the range of 13-14% and small area cells are 16.2%.
3CV.1.61 V. Krishnakumar, Darmstadt University, Ultra Thin CdTe Solar Cells by Close Spaced
Sublimation
A double layer growth process for CdTe deposited by CSS was reported with an aim to reduce the
CdTe layer thickness from about 5 micron to 1.5 micron without a significant drop in efficiency of solar
cells. By controlling the substrate temperature problem of pin-holes in thin CdTe layers could be
solved and 13% efficiency cells were developed with thin absorber layer.
3DV.3.45 A. Salavai et al. Flexible CdTe Solar Cells by a Low Temperature Process on ITO/ZnO
Coated Polymers
A. Romeo’s group from University of Verona presented development of 9% flexible CdTe solar cells
on polymer film with a low temperature evaporation method. They investigated the effect of thickness
reduction and observed that 13.5% cell efficiency for 6 micron thick CdTe decreases to 8.3% when
only 1 micron thin CdTe layer is used. The Voc and FF are the important parameters contributing to
the efficiency loss. Detailed measurements and analyses of the transport properties of solar cells with
different post-deposition treatment and effect of Cu in back contact were presented.
1
This poster won the award for best visual presentation in the area CdTe, CIS and related thin film solar cells.
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3CO.3.4 O. Zywitzki et al., FIEP, Dresden High Resolution EBIC Investigations on CrossSections of Cadmium Telluride Thin Film Solar Cells
Zywitzki et al. investigated the cross-sections of CdTe solar cells with high resolution EBIC and identified the influences of CdCl2 activation treatment on the regions of grain boundaries and twin boundaries in CdTe and near the interface to CdS. The diffusion of Chlorine is higher along the grain boundaries compared to the diffusion in bulk. Therefore the effects of activation treatment are mostly along
the surfaces of the grains and at interfaces. In collaboration with B. Siepchen, Roth and Rau AG, influence of different TCOs on microstructure and performance of CdTe solar cells was investigated and
effects due to Na and activation treatment were presented. With their baseline CSS CdTe process
13% device efficiency on commercially available TCO were reported.
3CO.3.6 C. Gretener et al., Empa, Switzerland, Development and Stability of CdTe Solar Cells in
Substrate Configuration
L. Kranz, Empa presented the latest results in the field of CdTe solar cells in substrate configuration.
While highest efficiencies are obtained in superstrate configuration, this setup provides some hindrances for the use of flexible substrates due to parasitic absorption in the substrate. A multitude of
back contacts based on Cu, Sb, Mo metals and compounds was investigated for substrate configuration. From this study, best results with efficiencies exceeding 10% were obtained for MoOx based back
contact buffer layers. In comparison to superstrate configuration, the main remaining loss was identified from the thicker CdS layer in substrate configuration that led to lower current densities. Highest
efficiencies of 12.04% (certified) and 13.1% (in house) were presented showing the large potential of
the substrate configuration which has remained largely unexplored until recently. An accelerated performance system was presented which allows testing of up to 18 cells with controllable temperature,
illumination, and atmosphere. Here, the addition of Cu was found to have a strong influence on the
stability of CdTe solar cells.
Contributions from Industry
Exhibition
Parallel to the conference an exhibition offered the opportunity for nearly 600 companies to present
their product/ service portfolios and technological advancements in the PV solar field. Many companies based on II-VI, I-III-VI and I-II-IV-VI absorber technology used this platform to represent themselves, e.g. Calyxo, centrotherm, Manz, Solarion, and DuPont.
Cu(In,Ga)Se2 (CIGS) Solar Cells
3BO.4.5 B. Misic et al., Manz, Germany, Scribing Defects in CIGS Modules
In this presentation, different approaches for laser scribing for both evaporated and sequentially processed CIGS layers were presented. It was found that the induced ablation process can be used for
co-evaporated CIGS only, whereas the direct ablation process was feasible for both evaporated and
sequentially processed absorbers. The induced ablation from short ns and ps lasers was seen to remove solid CIGS “chips” while the direct ablation results in a melting/evaporation of the material. Both
processes were observed to cause no damage to the substrate. High module efficiencies of up to
14.6% were presented.
3DO.13.2 D. Jackrel et al., Nanosolar, USA, Roll-to-Roll Printed Solar Cells: Up-Scaling from Laboratory to Megawatts of Production
In both visual and oral presentation, D. Jackrel presented nanosolar’s roll-to-roll printing process for
CIGS solar cells and modules. While roll-to-roll manufacturing on aluminum foil is used for the production process, more batch-like foil sizes (<1m) are used in the laboratory. Two generations of lab to
manufacturing technology have resulted in around 11% efficient modules. A novel process that resulted in a certified efficiency of 17.1% for a laboratory cell is now in the manufacturing stage and believed to push module efficiency into the 12-14% range by 2014. Photoluminescence measurements
together with optical - and circuit modeling was presented to provide a suitable method of predicting
cell parameters.
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3DO.13.4 U. Malm et al., Solibro, Germany, Homogeneity of Ga Grading in CIGS Solar Modules
Solibro GmbH that is now 100% owned by Hanergy Holding Group produces monolithic CIGS thin film
modules by using co-evaporation technology of up to 17.4% (16 cm2 mini module) and 14.7% (aperture area 7500 cm2). As non-uniformities in the Ga grading might play an important role on the module
efficiency, the Ga grading was varied over the module length, both experimentally and in simulation. It
was found that an intentional gradient from Ga/IIImin = 0.24 to 0.29 results in a 30 mV voltage swing for
the isolated cells that lead to a linear loss of the module efficiency of only 1.5%, relative to the maximum value. A negligible impact of the Ga non-uniformity was, thus, predicted in the standard production line at Solibro.
3DO.13.3 T. Happ et al., Avancis, Germany, Development, Scale-Up and Mass Production of
CIGSSe Modules with Reduced Environmental Footprint
Thomas Happ gave an update on the recent development of CIGSSe modules at Avancis. In their
standard route, the absorber layer is formed by a two-step process. First Cu, In, Ga and Na are deposited by magnetron sputtering while Se is evaporated by thermal evaporation. In a second step the
precursor is then heated in sulfur containing atmosphere in an rapid thermal annealing furnace. Work
was done reduce waste water, raw material and energy consumption in production. In that respect,
new results on dry deposited InxSy buffer layers were shown that resulted in 14.4% efficiency on
10x10cm2 and 14.3% on 1m2 aperture area. Having proven the concept of this technology, the new
roadmap is now to go to mass production on high-throughput equipment.
3DV.3.19 E. Niemi et al., Midsummer, Sweden, High Efficiency Cd-free CIGS on Stainless Steel by
Sputtering
Midsummer presented up to 14.3% efficient solar cells on stainless steel substrates with Cd-free buffers. In their process, all layers except the screen printed Ag-grids were sputtered with a single equipment without vacuum breakers. The company thereby builds on optical disc technology by using rebuilt CD-RW machines. Modules are obtained by soldering together and laminating finished solar
cells.
3DO.13.6 Y. Okuda et al., Solar Frontier, Japan, CIS Light Soaking Effects on Accelerated Life
Tests
To predict the life time of a solar module, accelerated life time tests are needed. Here, damp heat
tests were shown based on IEC 61215/61646 with an expansion to multi light soaking/ dark soaking
(LS/DS) which was used to simulate field operations. It was found that uniform interval tests simplified
LS/DS effects. Based on these results, the future plans are now to obtain non destructive decrease
classification methods, i.e. IV-curve analysis with linkage to physical models and field operation. Also
the expansion of LS/DS models for field operation, temperature, and light are scheduled.
Cu2ZnSnS4 (CZTS) Solar Cells
3CO.4.2 T. Katou et al., Solar Frontier, Japan, Characterization of Front and Back Interfaces of
Cu2ZnSnS4 Thin-Film Solar Cells
New efficiency improvements in the CZTS field were presented by Solar Frontier. A new world record
efficiency of 8.8% was presented for a 5x5 cm2 sub-module with Cd-based buffer layer. Cd-, In-, and
Zn- based buffer layers were analysed by XPS method that revealed the qualitative and quantitative
information about chemical states of involved metals. Devices with Cd-free buffer layers resulted in up
to 6.3% efficiency. EDX mappings of absorber layers showed ZnS segregation towards the back contact. This could be overcome by adjusting stacking manner and sulfurization conditions. As no efficiency improvements were obtained from this improvement, a beneficial influence of the ZnS was
suggested, i.e. the creation of a back surface field.
3CO.4.1 J.V. Caspar et al., DuPont, USA, Solution Chemical Routes to High Efficiency
Cu2ZnSn(S,Se)4 Thin-Film Solar Cells
DuPont presented results on their CZTSSe solar cells by both nanoparticles and molecular ink route.
Highest efficiencies were obtained by the former and resulted in up to 8.5% by a binary/ternary nanoparticle ink. The authors claimed the use of non hazardous reagents that can be handled in air. Slightly lower efficiencies of up to 6.9% were obtained by molecular ink precursors. Absorbers from both ink
types showed two layer structures with large grained crystals on the surface and small grained crystals
towards the substrate. Detailed characterization was carried out by means of AFM, SEM, TEM, XRD,
XANES, and Auger depth profiling that revealed the appearance of co-existing secondary and ternary
phases next to the desired CZTSSe material.
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Farbstoffsolarzellen
T. Geiger
EMPA, Abteilung Funktionspolymere
Überlandstrasse 129, CH-8600 Dübendorf
Tel +41 (0)58 765 47 23, Fax +41 (0)58 765 11 22
Dass Farbstoffsolarzellen kein Schattendasein in der Welt der Photovoltaik führen müssen, zeigten
zahlreiche Vorträgen und Poster auf der diesjährigen European Photovoltaik Solar Energy Conference. Zu den Höhepunkten zählten sicherlich die Vorträge von Prof. Grätzel, Prof. Hayase und
Prof. Di Carlo, die jeweils über Aktuelles aus Forschung, Entwicklung, industrielle Produktion und Anwendung von Farbstoffsolarzellen referierten. Vervollständigt wurde das Bild mit der Ausstellung von
zahlreichen Postern über neuartige Halbleiterstrukturen, Farbstoffe, Substrate oder Optimierungen
sowie Alterungstest von Zellen.
Eröffnet wurde das Thema Farbstoffsolarzellen mit dem Vortrag „Status and Progress in DyeSensitized Solar Cells“ von Prof. M. Grätzel. Höhepunkte in seinem Vortrag waren u.a. die Präsentation eines neuen Farbstoffes basierend auf Zink-Porphyrin, der in Zusammenspiel mit einem auf Kobalt basierenden Redox-Elektrolyten eine Effizienz (PCE) von 12.7 % ermöglicht und damit neben den
etablierten
Ruthenium-Farbstoffen
eine
interessante
Alternative
darstellt
(DOI:
10.1126/science.1209688). Weiterhin wurde aus dem Bereich der all-solid-state thin film mesoscopic
solar cells eine Arbeit vorgestellt, bei der erfolgreich Methylammonium-Bleiiodid Perovskit
((CH3NH3)PbI3) – Nanopartikel als lichtadsorbierende Spezies eingesetzt werden. Die erreichte Effizienz liegt über 9 %, was für diesen Zelltyp bisweilen die höchste ist (doi: 10.1038/srep00591 oder
10.1021/ja307789s). Neben den reinen Forschungsergebnissen legte Prof. Grätzel auch einen
Schwerpunkt auf die industrielle Anwendung der Farbstoffsolarzelle und stellte zahlreiche Firmen
(Sony, Dyesol, Logitech, 3G-Solar, G24i und andere) mit ihren Produkten vor. Mitunter wurde auf
Langzeitstudien (>26000 h) zur Stabilität von Farbstoffsolarzellen mit durchweg positiven Resultaten
hingewiesen. Abgerundet wurde der Industrieteil des Vortrages mit dem Bauvorhaben „The Swiss
Tech Convention Center“ an der EPFL, bei der die Firma Solaronix Solarmodule für ca. 100 m2 einer
Vorfassade produzieren wird (siehe auch: www.tstcc.ch).
Prof. S. Hayase bewies in seinem Vortrag „Transparent Conductive Oxide-Less Cylinder DyeSensitized Solar Cells with Flexible Structure“, dass Farbstoffsolarzellen nicht nur flach sein müssen.
Gegenstand seiner Präsentation waren zylinderförmige Solarzellen, die in einer ersten Generation auf
einem Glasstab und einer zweiten Generation auf einem flexiblen Silikonstab aufgebaut werden. Der
Silikon-Zylinder trägt dabei die Gegenelektrode, ein mit Titan beschichtetes Netz aus rostfreiem Stahl,
und wird mit einem gelartigen Elektrolyt umschlossen. Es folgen eine Hülle aus einem Titan beschichtetem Netz, dass das Titandioxid mit Farbstoff (N719) trägt. Versiegelt wird mit einem Schrumpfschlauch aus transparentem Plastik. Mit diesem Konstrukt sind Solarzellen möglich, die eine Effizienz
von 5 % haben. Vorteile in zylinderförmigen gegenüber flachen Solarzellmodulen werden darin gesehen, dass entsprechend dem Verlauf der Sonne, die zylindrische Zelle immer optimal der Sonneneinstrahlung ausgerichtet ist. Ziel ist es in Zukunft grössere Module mit verschalteten Zylindern zu entwickeln und die Energiegewinnung zu optimieren. (J. Usagawa, S. Pandey, K. Ogomi & S. Hayase;
Kyushu Institute of Technology, Kitakyushu, Japan; siehe auch doi:10.1117/1.JPE.2.021011).
Während mit dem Swiss Tech Convention Center in der Schweiz konkret an der Realisierung einer
Fassade mit Farbstoffsolarzellen gearbeitet wird, befasst sich in Italien das Dyepower Consortium
(www.dyepower.org), das 2009 gegründet wurde, speziell mit dem Upscaling und der Fassadenintegration von Farbstoffsolarzellen. Mitglieder des Konsortiums sind Permasteelisa (führende Firma für
Glasfassaden, www.permasteelisagroup.com), University of Turin, University of Tor Vergata in Rome,
University of Ferrara und Dyesol Italia (alle Partner des Energiekonzerns ERG, www.erg.it). Mit seinem Vortrag „Scaling Up of Dye Solar Cells for Building Integrated PhotoVoltaics (BIPV)” präsentierte
Prof. Di Carlo die Arbeiten des Konsortiums. An Hand von zahlreichen Beispielen wurde darauf hingewiesen, dass neben der Effizienz und Lebensdauer, Parameter wie die einheitliche Farbgebung,
Farbstabilität, Transparenz der Zellen für eine Integration in der Fassade gleichermassen wichtig sind.
Weiterhin arbeitet das Konsortium am Aufbau einer Pilotanlage für die Produktion von grösseren semitransparenten Solarmodulen. Bisweilen erreichte Daten bei semitransparenten Farbstoffsolarzellen
sind eine 40 %ige Transparenz mit ca. 5.5 % Effizienz. Angestrebte Zellgrössen sind 30 x 80 cm.
20/57
(E. Artuso, N. Barbero, C. Bignozzi, R. Boaretto, T.M. Brown, L. Bonandini, E. Busatto, S. Carli,
D. Colonna, G. De Angelis, A. Di Carlo, F. Giordano, A. Guglielmotti, A. Guidobaldi, A. Lanuti, A. Lembo, S. Mastroianni, V. Mirruzzo, S. Penna, E. Petrolati, A. Reale, R. Riccitelli, G. Soscia, L. Vesce & G.
Viscardi; DYEPOWER, Rome, Italy).
In der Poster-Session wurden durch zahlreiche Beiträge die neuesten Entwicklungen und Forschungen aus dem Bereich der Farbstoffsolarzellen vorgestellt. Neben neuartigen Strukturen halbleitender
Metalloxide, metallfreien Farbstoffen, weiterentwickelten Zellaufbauten und Substraten wurden auch
Ergebnisse von Stabilitätstest präsentiert. Aus dem Bereich neuer Strukturen halbleitender Metalloxide präsentierten C. Li et al. (Kochi University of Technology, Kami, Japan) mit ihrem Poster „Development of Well-Aligned Zinc Oxide Nanorods Applying for a Novel Dye -Sensitized Solar Cell“ Arbeiten
über gleichmässig ausgerichtete Zinkoxid-Nanostäbchen, die ein einem einfachen und kostengünstigen RF-Magnetron-Sputter-Prozess grossflächig appliziert werden können. W. Chang et al. beschrieben mit ihrem Poster “Low-Temperature Preparation of Porous Zinc Oxide Nanoplates for DyeSensitized Solar Cells” ein Niedertemperaturpyrolyse-Verfahren zur Herstellung von nanostrukturierten Zinkoxid-plättchen aus Zinkhydroxychlorid, das seinerseits durch Elektrodeposition auf FTO-Glas
hergestellt wird. Man sieht durch die Nanoplättchen mit grosser Oberfläche und das Niedertemperaturverfahren eine Verwendung als halbleitende Schicht in flexiblen Farbstoffsolarzellen mit polymeren
Substraten. Neuartige Substrate, wie z.B. Textilien, ist das Thema des Posters „Textiles - Promising
Substrates for Photovoltaics“ von K. Opwis et al., wobei über die Ergebnisse des EU-Projektes
„DEPHOTEX“ berichtet wurde. Neben reinen organischen Solarzellen wurden Farbstoffsolarzellen mit
2
Textilien als Träger entwickelt, die bei einer aktiven Fläche von 6 cm eine Effizienz von ca. 3-4 %
aufweisen. Die Lebensdauer solcher Zellen wird bisweilen auf ca. 4 Monate beziffert. Das absorbierte
Licht in Energie umzuwandeln ist die Aufgabe von Farbstoffen oder Quantum-Dots. Über natürliche
Sensibilisatoren, die aus alkoholischen Extrakten von Beeren oder Pflanzen gewonnen werden, und
deren Einsatz in Farbstoffsolarzellen berichteten N. Lampis et al. (University of Cagliari, Monserrato,
Italy) mit ihrem Poster „ Sardinian Berries and Plant Alcoholic Extracts as Natural Sensitizers for DyeSensitized Solar Cells”. Prinzipiell kann die Funktion dieser Naturfarbstoffe in der Solarzelle gezeigt
werden, aber die beste erreichte Effizienz liegt bei ca. 0.1 %. Die gleiche Gruppe schliesst mit dem
Poster „ Individual Accelerated Lifetime Tests on the Natural Dye - Sensitised Solar Cells to Determine
the Impact of Different Degradation Factors and Strategies to Improve Stability” an und diskutiert mit
diesem Beitrag den Einfluss verschiedener physikalischer Faktoren auf die ermittelte Solarzellenlebensdauer. Festgestellt wurde, dass die natürlichen Farbstoffe sensibler auf die Bewitterung durch
Ausfall reagieren als die bekannten Ruthenium-Farbstoffe. Aber durch einen optimierten Solarzellenbau und Verkapselung sollte die Lebensdauer der Zellen basierend auf den Naturfarbstoffen signifikant erhöht werden. Rein synthetische Farbstoffe als Sensibilisatoren für Farbstoffsolarzellen wurden
mit den folgenden Postern vorgestellt. H. Kim et al. (DGIST, Daegu, Republic of Korea ) präsentierten
mit seinem Poster „Bis-Donor Linked Organic Sensitizers for Dye-Sensitized Solar Cells“ die Synthese
und Applikation von 9-Ethyl-9H-carbazol-Derivaten, die als klassische Donor-Akzeptor-Struktur mit
einer Bis-Carbazol-Einheit und eine Cyanacrylat-Ankergruppe aufgebaut sind. Wird Thiophen zwischen Donor und Akzeptor eingebaut, steigt die Effizienz der Solarzelle auf ca. 5.8 %. Einen gänzlich
anderen Ansatz stellten T. Geiger et al. (Empa, Dübendorf, Switzerland) mit ihrem Poster „NIR Sensitizers for Dye Sensitized Solar Cells - Heptamethine Dyes with a Great Spectral Diversity above 700
nm“ vor. Hier kommt die Farbstoffklasse der Heptamethine, die Licht ausserhalb des sichtbaren Bereiches adsorbieren, zur Anwendung. Ermutigendes Resultat ist eine Solarzelle mit einer Effizienz von
ca. 1.3 % bei einem Absorptionsmaximum des Farbstoffes von über 700 nm. Damit wird auch die
Möglichkeit einer transparenten farblosen Solarzelle in Aussicht gestellt, wobei weitere Optimierungen
am Farbstoff und Zelle notwendig sind. Zu den anorganischen Sensibilisatoren zählen die QuantumDots und mit dem Poster „Preparations and Photovoltaic Properties of Quantum Dot-Sensitized Solar
Cells Based on CdS and CdSe Quantum Dots“ berichteten M.-R. Kim et al. (Pusan National University, Busan, Republic of Korea) über die Synthese und Einsatz von Cadmiumsulfid und –selenid für die
Anwendung in DSSCs. Dabei werden optimale Bandlücken der Materialien durch die Anpassung der
Gösse und der Zusammensetzung der Quantum-Dots unter Anwendung der Successive Ionic Layer
Adsorption Reaction (SILAR) erreicht. Solarzellen mit einer Effizienz bis zu 1 % werden unter Verwendung von CdS und CdSe Quantum-Dots hergestellt. Abschliessend sei noch auf zwei Beiträge über
das Alterungsverhalten von Farbstoffsolarzellen eingegangen. Lanuti et al. (University of Rome, Italy)
berichteten mit ihrem Poster „Long Term Stability for Large Area Dye Solar Cells” über der Ergebnisse
eines outdoor und indoor Stabilitätstestes von grossflächigen Farbstoffsolarzellen, die über 12000h
bzw. 3500h geführt wurden. Grundlegend wurde festgestellt, dass ein jahreszeitlich bedingter Wechsel des Wetters, d.h. Änderung der Temperatur und der Sonneneinstrahlung, gerade während des
Sommers die Solarzellen schneller altern lässt als eine gleichmässige Bestrahlung durch Bewitterungsanlagen.
21/57
PV Module – performance, testing, qualification and certification
BIPV – Building Integrated PV
R. Rudel, T. Friesen
SUPSI - DACD-ISAAC
Scuola Universitaria Professionale della Svizzera Italiana
Via Trevano, CH-6952 Canobbio
Tel. +41 (0)58 666 62 51 Fax +41 (0)58 666 62 59
Disclaimer: due to a large number of visual and poster sessions and of the parallel events this
list does not intend to be representative for the whole event.
Topic 1: PV module performance measurements
PV research institutes, test laboratories and industries presented their latest results on PV module
performance, test procedures and equipment.
W. Herrmann from TüV Rheinland discussed the importance of regular verifications of the spectral
irradiance of solar simulators, their stability over time and the measurement accuracy. The determination of the spectral mismatch factor for different PV technologies highlighted that a benchmarking of
solar simulators based just on the classification defined by the IEC standard is not sufficient. D. Dzafic
from h.a.l.m. elektronik GmbH presented the results of a round robin of today available spectroradiometers and the minimum requirements for a accurate solar simulator classification.
F. Baumgartner from ZHAW and M. Pravettoni from SUPSI presented two slightly different approaches to the measurement of spectral response curves of large area multi-junction PV modules.
The setups are both focused on a pulsed solar simulator with band pass filters for the generation of
the monochromatic light and some powerful LED lights for the current-limitation of the component
junction under investigation.
V.Fakhfouri from PASAN SA together with Oerlikon Solar AG presented a new solar simulator for
the measurement of power for micromorph modules based on two independent and synchronised
xenon light sources and an electronic load with multiple irradiance channels for the simultaneous
measurement of top and bottom reference cells.
M. Schweiger from TüV Rheinland and G. Friesen from SUPSI illustrated the importance of spectral effects within thin-film technologies. The studies demonstrated the utility of the average photon
energy (APE) index for the quantification of spectral effects and the prediction of energy yield. Both
highlighted that in order to further improve the prediction accuracy, also the measuring uncertainty of
module performance must be further reduced and not only under standard test conditions (STC), but
also for all other relevant test conditions. Y. Hishikawa from AIST Japan gave an overview of the
overall measurement uncertainties for all technologies starting from the cell to the module, the origin of
the single uncertainties and potential improvements within the near future.
C. Monokroussos from TüV Rheinland (Shanghai) introduced a method for the measurement of
high-capacitive modules using a single flash of a few milliseconds. The method consists in a dynamic
measurement with a customized voltage profile in place of a conventional voltage ramp as usually
applied when measuring a full I-V curve within a single flash. A similar method, already presented as
DragonBack™ method, and developed by Pasan (Meyer Burger Group) in cooperation with the SUPSI
th
was awarded during the 27 EU PVSEC within the category ‘Photovoltaic Tool’ with the Solar Industry
Award 2012.
22/57
Topic 2: Testing and Qualification of PV Modules
Parallel event: Reliability Workshop IEA TASK 13
On Monday 24.09.2012 from 14.00 to 18.00 a workshop ‘Characterization and classification of PV
modules failures organized from the TASK 13 IEA Workgroup was held in parallel to the PV Sec conference. The main results out of the first 2 years of collaboration in this workgroup were presented to
the audience. The topic was focused on the failures in the field:
-
Summary of the past experience in the TüV Rheinland testing laboratory
Snail tracks on PV modules: causes, consequences and test procedures
Classification of cell cracks in PV modules
Observed PV modules failures in the field
The interest of the PV community to this workshop was very high and underlines the importance to
understand reliability and durability of PV modules in the field.
Conference presentation and posters
In two sessions reliability and durability of PV modules and system was treated more in detail.
R. Gottschalg from the Loughborough University presented some results of the power degradation
of PV modules exposed to sand in the desert. These results can be related to soiling in our regions.
J. Wohlgemuth from NREL gave a plenary presentation about the challenge of IEC standards. He
presented the different new IEC work group activities to introduce new standards as ammonia testing,
transport damages and the revision of the IEC 61215. In addition he invited the audience to participate
in the international reliability workgroups to determine new testing requirements and methods.
In the session dedicated to the reliability and aging of PV modules the following presentations were
hold:
A very interesting introduction session held by D. Jordan from NREL on the detailed analysis of modules out of app. 2200 PV systems in the world opened the session. The results show that the degradation of the PV modules depends on the climatic zone and mostly the Isc is affected, FF still degrades
and the Voc is stable even over years of operation. The average degradation of PV systems worldwide is about 0.5%/year. In this field different statistical analyses are ongoing.
T. Friesen from SUPSI presented the latest results of the TISO 10 kW, the first grid connected PV
system in Europe. The degradation rate of the PV modules is not constant and the average annual
degradation increased in the last 10 year from 0.3% to 0.7 %. In consequence the performance ratio
of the PV system decreased.
S. Pingel from SOLON presented results of long term damp heat tests and proposed a new accelerated testing method.
T. Roessler from Yingli Green Energy presented some calculation of warranty risks for the module
manufacturer based on the annual degradation rate out of the literature.
Exhibition PV Sec 2012
In this edition of the exhibition the following PV testing laboratories and certification companies were
present (4 less than in the last edition in Hamburg):
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
VDE
TüV Rheinland
TüV Intercert
PI – Berlin
ZSW
CENER
AIT
JRC ESTI
- Germany
- Germany
- Germany / Italy
- Germany
- Germany(not accreditated)
- Spain
- Austria
- European Commission / Italy
In the past year the business of the ISO 17025 accredited laboratories performing IEC testing suffered
the economic difficulties of the module manufacturers in Europe. The production of PV modules is
23/57
moving to the Asian region and in consequence the testing and certification activities migrate to the
Asian laboratories (TüV Süd China, TüV Rheinland in Asia, SGS, VDE in Shangai, National Chinese
laboratories …). In European PV laboratories actually dispose of a huge overcapacity for PV module
qualification. Laboratories try to fill the gap with extended testing procedures (PV +, PV quality…),
quality control and R&D.
Topic 3: BIPV
There was a session dedicated to PV and Architecture with 5 speakers presenting their researches
and the achieved result in integrating PV modules and systems in Architecture (Buildings, Urban design and Landscape).
G. Backer presented the architectural award for building integrated solar technology granted by the
Bavarian association for the promotion of solar energy. Different good building examples were presented in order to show the possibilities of using PV module as Building skin. PV modules have to be
part of the Building concept. Second prize was given to a Swiss project in Lugano (De Angelis and
Mazza arch, Delta Zero building).
A. Scognamiglio presented the main achievement of the IEA SHC Task 40- ECBCS Annex 52, “Towards Net Zero Energy Solar Buildings”, referring to real case studies selected by the IEA working
group. The author presented not only good examples but showed how Building integrated Photovoltaics is one of the key point to achieve the new energy standard, stated by the EU-commission, of Net
Zero Energy Building (NZEB). The definition of the standard was presented and the main issues were
also illustrated. Since PV is going to be an indispensable material for the NZEBs of the future, and the
NZEB paradigm opens up a new wider perspective for the relationship between PV and architecture, a
new reasoning is necessary. In particular the existing research taking into account mainly the aesthetical and technological aspects of the use of PV at the architectural scale could be not sufficient in the
near future. An enlargement of perspective to the landscape scale (at site energy generation) seems
to be necessary, as well as further investigation at the architectural scale.
C. Helmke presented the jumbo module of Masdar PV. Only the technical specifications and modifications of the BIPV modules and the structural design of the sub construction were described. The
presentation seemed to be a product advertisement.
H. Laukamp presented the investigation of some reported fire incidents with PV systems as well as an
online-inquery on hazardous incidents, heat damages and fires of PV systems. It was found that media reports on incidents sometimes drastically misrepresented what actually happened. Heat damages
were mainly reported from within modules and from module connections. Three exemplary events
were presented.
Poster
F. Reil et al. presented the progress of the European BiPV standardization group where also Switzerland is represented by SUPSI and 3S. BiPV modules are considered as laminated glass (either glassglass modules or glass-back sheet modules) or as modules without glass such as PV membranes.
The aim of the present document is to support planner and manufacturer to see through the wide
range of relevant standard and requirements.
A. Chatzipanagi et al. from SUPSI, presented the influence of module working temperatures on the
performance of BIPV modules. In general, the amorphous silicon modules tend to show a better performance when they are inclined at 30°, whereas for the crystalline modules, inclination does not appear to be a very significant parameter. Integration has been proven to favor the performance of
amorphous silicon modules and not so much the crystalline modules.
A. Scognamiglio et al. presented the selected case studies from all over the world that have been
selected by different experts in the context of International Energy Agency (IEA), in particular in the
framework of the SHC-Task 41 “Solar energy and Architecture”.
A. Scognamiglio et al. presented as well the complex dialogue between photovoltaic and pre-existing
(means urban area, landscape, historical city). ENEA, SUPSI and EURAC organized in 2012 different
workshops together with many stakeholders playing a role in the dialogue between PV and preexisting building envelope??. The main results of this discussion are presented in her conference paper.
24/57
V.Perraki and G.Tsolkas presented a poster with the title “Evaluating PV system performance of four
different module technologies”. Four modules of different technologies were evaluated (Sc-Si, mc-Si,
a-Si and CIS). According to the results, the energy outputs from all modules are higher in summer
than in winter. The PR of the a-Si and the CIS modules are higher than that of crystalline silicon modules for several months of the year. In general it was noted that for the a-Si and CIS modules, the
experimental results were higher than the simulated ones. As far as the simulated efficiency is concerned, it is higher in winter than in summer (only the a-Si is almost stable). According to the investigation of the tilt angle, the maximum year-round energy production and solar radiation on the PV plane,
is found for 20° for summer and 50° for winter.
Parallel Events:
PHOTOVOLTAICS, FORMS, LANDSCAPES –
How to Use Photovoltaics for Shaping Nearly Zero Energy Communities
N. Fintikakis www.uia-ares.org presented a few projects for the construction/recast of regions that
have been affected by severe destructions. Some of these projects were awarded with the first and
second prize including photovoltaics.
R. Ferry & E. Monoian presented interesting examples of PV on buildings. They have created the
LAGI: Land Art Generator Initiative for the promotion of PV in architecture.
J. Worrall talked about the Japan Energy Mix, which is composed by: Conventional thermal (60%),
Hydroelectric (8%), Nuclear (30%), other RE (2%). He stated that RE is very limited and the target is
that by 2030 they will account for at least 20%. The FiT in Japan today is ¥42/kWh for solar and
¥23.1/kWh (for 20kW for wind). His idea is to build a Smart City: Smart building, Smart House, Charging of electrical vehicles, Distributed Power Source System at regions that were recently struck by the
earthquake.
PV – a major Electricity Source
I. Weiss presented how it is possible to ensure a sustainable market growth for the PV sector (The PV
Parity Project). He analyzed the definition of grid parity, which is achieving a stage of development of
the PV technology, at which PV is competitive with conventional electricity sources, he explained
which were the input data taken into consideration for the “calculation” for the achievement of grid
parity: leveled cost of electricity, FiT, cost of the electricity of the market segments, external costs, grid
costs/benefit, environmental costs/benefit www.pvparity.eu.
W.G.J.H.M. van Sark presented how the Netherlands will reach grid parity for consumers. He noted
that at the end of 2011 the installations in Netherlands had reached 133MWp
(www.zonnestroomNL.nl). The prices of modules have decreased significantly, about 30%, and the
price distribution narrowed. The small inverters are more expensive than big ones (prices stable) and
the situation is the same also for the systems (prices decreased by 5-9%). The Netherlands will reach
grid parity in 2013 according to van Sark.
P. Vanbuggenhout presented the true value created in Europe for installed PV modules and systems.
He has stated that, as far as the costs for c-Si modules are concerned, the highest share/part is for
materials the second for equipment and the last for labor. For the thin film the higher part of cost is for
materials and labor comes second. The costs for logistics are due to the shipment, first of the modules
and secondly of the installation equipment.
S. Castello talked about the PV Status and the perspectives in Italy. In 2011 there were 13’000MWp
of installed PV power in Italy (9000MWpon grid-centralized, rest on-grid distributed). Now the end of
incentives and the beginning of “grid-parity” is reality. It is expected that PV installations will not stop
but will considerably reduce, PV installations will be progressively driven to the achievement of grid
parity, PV installations will be gradually made possible in area with high penetration of RE generators.
J. Gubman talked about smart incentives to support PV after grid parity. He stated that the traditional
FiT-driven growth will end soon, perhaps in a few years and that there is the need to put some priorities in order to support future PV growth like: investment certainty, matching supply and demand, grid
functionality. According to him the keys design choices for a post-FiT system are: behind the meter
(Self consumption) and grid Feed-In (Excess or all generation).
25/57
A. Gerlach talked about the global grid-parity dynamics on a national and regional level. He presented
argued that by 2013, 41% of??? and 28% of the European residential and industrial markets will have
reached grid parity, 27% and 21% for Asian-Pacific. By 2025, 89% and 98% for Asian-Pacific, by
2017, 7% and 23% for Americas and by 2013, 4% and 8% for Africa. He noted that grid parity has no
sense in Africa since there is no grid. Africa is left behind because there is no money for the capital
expenses at the beginning. He said that grid parity is driven not by irradiation but by electricity prices
and in the future expects a strong PV market growth. The current installation is the 5% of the 2025
market potential.
I. Pinedo presented the results and lessons learned from capacity building experiences with African
Academia during the project AFRETEP www.afretep.net.
P. Frankl presented the IEA Market Predictions beyond 2020. According to the baseline case the
global capacity is to top in 2027 with 230GW and the highest contribution is by Germany, followed by
China, USA, Japan and Italy. According to the enhanced case (assumes market specific barriers to
RE are overcome) the global capacity will be 280GW and the main contributor will be China. As far as
the predictions for Germany are concerned, EPIA had given 5GW for 2012 and in reality there were
4.4GW. For Italy the prediction was 1.5GW and the reality 2.7GW. The future EPIA predictions are:
China will be very strong, India is making important progress and Japan’s development is picking-up
thanks to new FiT schemes. The Medium-Term Renewable Energy Market Report 2012 (online at
www.iea.org).
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PV inverters and electrical system technology
U. Muntwyler, M. Schöni, D. Joss
Berner Fachhochschule
Institut für Energie, Verkehr und Mobilität
Jlcoweg 1, CH-3400 Burgdorf
Tel. +41 (0)34 426 69 43 Fax +41 (0)34 426 68 63
E-Mail: [email protected]
Allgemeiner Überblick
Während sich an der EU PVSEC 2011 in Hamburg um die 1‘000 Austeller versammelten, war in diesem Jahr an der PVSEC in Frankfurt nur noch etwa die Hälfte aufgelistet. Diese eher wenigen Austeller fanden in zwei Hallen aufgeteilt gut Platz. Da die Ausstellung sehr übersichtlich gestaltet war, fielen
Lücken wie diejenige von Sunways noch mehr auf. Doch auch grosse Namen bei den WechselrichterHerstellern wie Kaco aus Deutschland, Sputnik Engineering AG (Solarmax) aus der Schweiz oder
Fronius aus Österreich blieben dieses Jahr der Messe fern. Nachdem viele Firmen, die Wechselrichter
auf den Markt bringen, auf der Intersolar glänzten und ihre neuen Produkte präsentierten, war an der
PVSEC die Stimmung eher ruhig.
Wenn man im Verzeichnis die Herkunftsländer studiert, fällt schnell Deutschland mit der markanten
Mehrheit an Ausstellern auf. Abgesehen von Deutschland war aus dem europäischen Sektor bei den
Wechselrichtern gerade mal Italien mit Power-One vertreten und auch aus dem asiatischen Gebiet
waren kaum Austeller von Wechselrichtern dabei. Im Jahr 2011 hingegen waren an der EU PVSEC
Wechselrichter-Hersteller aus China am zweithäufigsten (11 von 63 Namen) und auch Spanien
(5 Namen) mit beispielsweise Ingeteam gut vertreten. Zum einen ist dieser Rückgang darauf zurück
zu führen, dass Intersolar die Messe für Produkteneuheiten ist und nur kurze Zeit vorher stattfand.
Zum anderen, dass die PV-Branche in Europa zurzeit nicht besonders gut läuft, weshalb die meisten
Firmen am Sparen sind und die EU PVSEC für den Produkteverkauf nicht besonders interessant ist.
Dass es dieses Mal deutlich weniger Austeller im Bereich „Inverter“ aus Asien gab, wird vermutlich
auch darauf beruhen, dass der asiatische Markt (besonders China) mittlerweile sehr gut läuft.
Doch auch dieses Jahr verursachen so manche Einträge im Ausstellerverzeichnis leichte Verwirrung.
Dass die Aussteller sich selbst in die gewünschten Kategorien einteilen können führt dazu, dass sich
Firmen wie AUGIER Energy sich in fast jede Kategorie einschleichen können und auch sonst einige
Firmen unpassend kategorisiert sind.
Einige Beiträge des Kongresses spiegeln die Themen bezüglich Angebot und Nachfrage der Messe
wieder, dies bei:

Beiträge des Kongresses mit Fokus in Richtung „Dünnschicht“ und auch auf die Optimierung
im Zellenbereich  Häufige Nachfrage nach Tests im Zellenbereich.

PV Planungs-Tools: Nur Austeller DDS-CAD, bei dem Nahverschattungssituationen noch
immer nicht berücksichtigt werden Der Posterbeitrag vom PV LAB der BFH-TI zu diesem
Thema stiess auf grosses Interesse.
27/57
2. Übersicht Aussteller
2.1 Wechselrichter
Inverters
Herkunft
ABB Automation Products GmbH Drives &
Motors
AUGIER Energy
Germany
BYD Co. Ltd.
China
Costa Rican Investment Promotion Agency
Costa Rica
Danfoss Solar Inverters A/S
Denmark
DEHN + SÖHNE GmbH + Co. KG
Germany
Delta Energy Systems (Germany) GmbH
Germany
DMOS GmbH
Germany
ET Solar Group
China
Hyundai Heavy Industries Co., Ltd.
Republic of Korea
i-Energy Corporation Ltd.
Taiwan
Injet Electric Co., Ltd.
China
microtherm Energietechnik GmbH
Germany
NEXXERGY Green Power Trading &
Consulting (Shanghai) Co.,Ltd.
NEXXERGY International Ltd.
China
Hong Kong
Ningbo Ginlong Technologies Co., Ltd.
China
Power-One Italy S.p.a.
Italy
Q3 Energieelektronik GmbH & Co. KG
Germany
REFUsol GmbH
Germany
REO Inductive Components
Germany
Santon GmbH
Germany
Siemens AG Industry Sector Automation
Division
SMA Solar Technology AG
Germany
Solare Datensysteme GmbH
Germany
Solutronic AG
Germany
Steca Elektronik GmbH
Germany
STUDER INNOTEC S.A.
Switzerland
Sungrow Power Supply Co., Ltd.
China
SUNTENSION GmbH
Germany
Sunways AG – Photovoltaic Technology
Germany
Nicht anwesend
TRUSTEC -Energy GmbH
Germany
Wechselrichter by Diehl AKO
nicht im Verzeichnis
Country
Bemerkung
Goodwe
China
Growatt New Energy Technology Co., Ltd.
China
Guangzhou Sanjing Electric Co., Ltd.
China
France
Bemerkung
Distributor, keine Wechselrichter
Keine Wechselrichter
Germany
28/57
SAJ Solar inverters
2.2 Speicher und Zubehör
Batterien (B), Energiespeichersysteme (ESS),
Laderegler (CR)
Herkunft Bemerkung
BE-Power GmbH Battery and Energy Modules
B
ESS
fosera
B
ESS CR Germany Mikrosysteme
Leclanché GmbH
B
ESS
microtherm Energietechnik GmbH
B
Germany
NEXXERGY Green Power Trading &
Consulting (Shanghai) Co.,Ltd.
B
China
Q3 Energieelektronik GmbH & Co. KG
B
Shenzhen Ritar Power Co., Ltd.
B
China
Siemens AG Industry Sector Automation Division
B
Germany
Sinopoly Battery International Ltd.
B
ESS
ESS
Germany
Germany
Germany
China
Solutronic AG
ESS CR Germany
Steca Elektronik GmbH
ESS CR Germany
SUNTENSION GmbH
Mit Entwicklung in der
Schweiz
CR Germany
TRUSTEC -Energy GmbH
B
ESS
Germany
Zhejiang Narada Power Source Co., Ltd.
B
ESS
China
Wechselrichter by Diehl
AKO
2.3 Diverse Komponente
Kabel und Geräteanschlüsse /
Anschlussboxen
ABB Automation Products GmbH
Drives&Motors
Herkunft
Bemerkung
Germany
ALDINET GREEN
Spain
AUGIER Energy
France
BASF SE
Germany
BRUKER-SPALECK GmbH
Germany
DEHN + SÖHNE GmbH + Co. KG
Germany
Gustav Hensel GmbH & Co. KG
Germany
HIS Renewables GmbH
Germany
KOS Ltd.
Republic of Korea
LUVATA OY
Finland
Maxx Contact
Germany
Multi-Contact Deutschland GmbH
Germany
PHOENIX CONTACT Deutschland GmbH
Germany
Renhe Photovoltaic Technology Co., Ltd.
China
rpv Elektrotechnik GmbH & Co. KG
Germany
Santon GmbH
Germany
Distributor,
verkauft keine eigenen Produkte
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2.4 Schweizer Firmen
Aussteller
Kategorie
Bemerkung
3S Modultec
Equipment & Material
Meyer Burger Technology Group
3S Photovoltaics-3S Swiss Solar
Systems AG
PV Produkte
Amcor Flexibles Europe & Americas
BFH-Photovoltaiklabor
Anderes
DuPont Photovoltaic Solutions
Equipment & Material,
PV Produkte
Ernst Schweizer AG, Metallbau
PV Systemkomponente
ICT International Consulting
and Technology AG
Anderes
IEA PVPS
Anderes
iland Green Technologies
PV Produkte
INDEOtec S.A.
MB Services
MB Wafertec
Metalor Technologies
Meyer Burger Technology Ltd.
Oerlikon Solar
Anderes
Pasan SA
Anderes
Anderes
Testinstitut, Forschung,
Fachhochschule
Photovoltaics and thin film electronics
laboratory-EPFL-IMTPVLAB
Pôle Suisse de technologie solaire
c/o FSRM
Fachhochschule
Anderes
Schmid Group / montratec AG
Sika AG
PV Produkte
STUDER INNOTEC S.A.
PV Systemkomponente Wechselrichter Hersteller
PV FH-TIV Labor
Wechselrichter- und
Komponenten-Tests
SUPSI-ISAAC
Anderes
Fachhochschule
3. Aussteller PV Systemtechnik
3.1 Neues bei Inverter und Energiespeicher
50.2Hz-Problematik  intelligentes Netzmanagement
Durch die Niederspannungsrichtlinie (ab 2012 in Kraft) war das Entwickeln von Systemen und Nachrüsten von PV-Anlagen bezüglich 50.2Hz Problematik (Norm VDE-AR-N 4105) und Blindleistungsabgabe die Hauptbeschäftigung der Wechselrichter-Hersteller. So muss beispielsweise Delta Energy
Systems nach offiziellen Angaben (Quelle: http://www.solar-inverter.com/eu/de) 300‘000 Wechselrichtern ab September 2012 nachrüsten. Das Nachrüsten von Wechselrichtern erweist sich jedoch als
weitaus weniger problematisch als manche wohl vermuteten. Was wahrscheinlich daran liegt, dass die
Entwickler die Problematik schon lang erkannt hatten, bevor die Richtlinie beschlossen wurde und
sich entsprechen darauf vorbereiten konnten.
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Die Entwicklung der Wechselrichter geht immer mehr in Richtung nützliche netzunterstützendeAllrounder. Zum einen weil das Maximum des physikalisch Machbaren schon so gut wie erreicht ist
und zum anderen, weil es nicht mehr ausreicht, dass ein Wechselrichter die Leistung möglichst verlustfrei umwandelt. Ein Wechselrichter muss nach wie vor einen hohen Wirkungsgrad erzielen (>98%
bei einem transformatorlosen und >96% bei einem galvanisch getrennten Wechselrichter) und ebenso
ein selbstständig funktionierendes Gerät sein. Dieses Gerät soll ihm zur Verfügung stehende Leistung
optimal umsetzen, das Netz zu jeder Zeit beobachten und es falls nötig unterstützen sowie stabilisieren und dies auch ohne Sonneneinstrahlung. So sind heute Wechselrichter nicht mehr „Netzverschmutzer“, sondern nützliche Hilfen um ein stabiles Netz zu garantieren.
Desweiteren werden von Wechselrichtern zunehmen Sicherheitsfunktionen gefordert, wie Lichtbogendetektion (ab 2014 in USA verlangt). Die entsprechenden Anforderungen und Normen (UL) dafür, sind
jedoch noch nicht sinnvoll definiert. Deshalb sollten die Anforderungen für den europäischen Markt
(die bald kommen werden) nicht einfach übernommen, sondern kritisch hinterfragt werden.
Chancen für Batteriehersteller
Entsprechend der hohen Priorität des Themas waren an der diesjährigen EU PVSEC eine steigende
Zahl von Speicherherstellern zugegen. Denn mit dem, stark durch Deutschland getriebenen, steigenden Interesse am Thema „Eigennutzung“ und „Smart Grids“ bietet sich eine grosse Chance für Batteriehersteller, neue Märkte zu erschliessen. Die Erhöhung des Eigenverbrauchanteils wird zukünftig für
den privaten Anwender nicht nur der Förderungen wegen, sondern auch generell aus marktwirtschaftlichen Gründen sehr interessant. Dieser Kundenkreis wird nach sicheren, zahlbaren und verlässlichen
Speichern fragen. Zunehmend setzen sich auch industrielle Betriebe mit dem Thema „Energiespeicher“ auseinander.
Die Speicherproduzenten betreiben hierfür einiges an Forschung und Entwicklung und können nun mit
ersten Systemen in den Markt eintreten. Dabei werden Speicher mit Energienennwerten von 2.5kWh
bis 10kWh für den Privatmarkt angeboten. Für Industriesysteme werden Nennenergiekapazitäten von
25kWh bis annähernd 2MWh angeboten. Die Li-Ionen-Technologie spielt nebst herkömmlichen PbZellen nach wie vor eine zentrale Rolle in diesen Speichern, wenn auch in diversen modifizierten Formen. Anstelle des weit verbreiteten Lithium-Cobalt-(III)-Oxids wird immer häufiger Lithium-EisenPhosphat als Kathodenmaterial verwendet. Bezüglich Zyklenzahl, Stabilität und Lade-/ Entladecharakteristik setzen die Lithium-Titanat-Zellen neue Massstäbe. So verwundert es auch nicht, dass in den
neu vorgestellten und bald für die Markteinführung bereiten Produkten, letztere Speicherart verbaut
ist.
Als Beispiel für ein solches System und für die vergleichbaren Produkte anderer Hesrteller wird hier
das Leclanché HS 3200 genannt. Dieses verfügt über folgende Kenngrössen:
Leclanché HS 32001
Zelltechnologie:
Energienennwert (C/10):
Nominalspannung:
Permanentstrom:
Tiefe:
Gewicht:
Skalierbarkeit:
Wirkungsgrad (C/3):
erwartete Zyklen (100% DoD,
20°C):
erwartete Lebensdauer (20°C):
Breite:
Höhe:
Temperaturbereich (maximal):
Kommunikation:
NCO Titanat
3,2 kWh
50,6 V
60 A (1C)
520 mm
85 kg
max. 4 parallel
> 90%
mehr als
15‘000
über 10 Jahre
750 mm
300 mm
-10°C bis
+40°C
CAN-Bus
Bild: Leclanché HS 3200 Home Storage System
1
Quelle: Leclanché GmbH, http://www.leclanche.eu/page/technische-details, techn. Spezifikationen HS3200, Stand 23.10.2012
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Leclanché GmbH arbeitet mit diversen Unternehmen (SMA, Talesun, Nedap) zusammen und vertreibt
gemeinsam mit diesen auch Gesamtbackupsysteme. Momentan befindet sich das HS 3200 noch im
Typenprüfungsprozess. Seine Markteinführung ist für Januar 2013 geplant. Es besteht zurzeit laut
Ausstellerangaben noch kein prozessfähiges Recycling-System seitens Leclanché GmbH. Man sei
aber bemüht, ein solches zukünftig aufzubauen.
Vergleichbar mit dem Leclanché HS3200 gibt es weitere Systeme basierend auf Lithium-IonenAkkumulatoren, welche bald am Markt zu finden sind und ähnliche technische Daten aufweisen oder
in einem Gesamtsystem einen vergleichbaren Speicher beinhalten. Hier eine Übersichtstabelle, die
sich auf Unternehmensangaben (keine Gewähr auf Richtigkeit) bezieht.
Firma
Systemname
Technologie
Energie
Solutronic AG
Trustec
SOL-Energymanager
Li-Ion
 5.4 kWh
EHYB Energy-Hybrid-System
Li-Ion, LFY, LTO
BYD
HYUNDAI
BYD DESS (Distributet Energy Storage System)
Residential Energy Storage
LiFePO4
LiPo
 5 kWh
3 kWh
2.7 kWh
Q3
Q_BEE Energy System
Li-Ion
 1.7 kWh
Es existieren nach wie vor auch Speicherlösungen, welche auf Bleiakkumulatoren aufbauen. Da diese
aber keine Innovation bezüglich Speicherkapazität darstellen, sind sie hier aber nicht erwähnt.
Displays, Monitoring, Apps
Das Monitoring und Überwachen von PV-Anlagen gewinnt zunehmend an Wichtigkeit. Beim Eigenheim bzw. bei Kleinanlagen ist nicht nur die Visualisierung für den Besitzer ein Thema, sondern vor
allem das Überwachung der Anlage im Zusammenhang mit der Steuerung der Netzunterstützung
(Leistungsanpassung, Blindleistungsabgabe,…) und der Stromversorgung im eigenen Heim. Es ist nur
noch eine Frage der Zeit bis Apps auf den Markt kommen, um PV-Anlagen nicht nur zu beobachten,
sondern auch zu steuern. Für die automatisch gesteuerten „Smart Home“-Systeme und die immer
strengeren Normen und Vorschriften für die Photovoltaik wird eine seriöse Überwachung von PVAnlagen unabdingbar. Bei den grossen PV-Anlagen (Solarparks und -kraftwerke) bedeutet eine Leistungsreduktion im Problemfall eine Geldeinbusse, weshalb da das Interesse einer seriösen PVAnlageüberwachung gegeben ist. Bei den Wechselrichter-Displays selbst sind die „Neueinsteiger“ der
Wechselrichter-Hersteller immer noch an den graphisch aufwendigen Displays, wie bei Diehl AKO, zu
erkennen.
3.2 Modullösungen vs. Erhöthert Eigengebrauch
Bei den Wechselrichter-Herstellern gehen die Entwicklungen für den europäischen Markt in zwei Richtungen. Die eine Entwicklungsrichtung geht mittelfristig in Richtung Modullösungen, Optimizer, kleine
String-Wechselrichter (Firmen sind meist ebenso auf dem amerikanischen und/ oder den australischen Markt tätig) und sehen den Vorteil bei kleinen Anlagen ohne Baubewilligungen usw. Während
die andere Richtung sich auf Deutschland und Italien als Märkte fokussiert und netzgebundene Systemlösungen mit Batterien für eine grössere Netzunabhängigkeit.
Erhöhter Eigenverbrauch und Backupsysteme
In Deutschland setzt man auf Selbstversorger und Backupsysteme. Durch Batterie unterstützte netzgebundene PV-Systeme soll mehr Unabhängigkeit von Stromversorgern ermöglicht werden. So sollen
bei Stromausfall oder in der Nacht, wenn die PV-Anlage keinen Strom produziert, die Verbraucher
auch weiterhin versorgt werden können.
In Smart Home Konzepten werden Batterien verwendet und der Stromverbrauch gesteuert, um die
eigene Stromversorgung zu optimieren, Sonnenenergieausnutzung zu steigern und das Netz zu entlasten. Dazu hat der Marktführer SMA ein automatisiertes Komplettsystem entwickelt und auch Steca
entwickelt in Richtung „Erhöhung Eigenverbrauch“ mit der SolUse Expert Lösung.
Backup Systeme werden sinnvollerweise bei Verbrauchern wie Kühlschränke, Gefriertruhen, Computern und anderen eingesetzt. So können Netzprobleme umgangen und eine sichere Stromversorgung
(bei diesen Geräten) garantiert werden. Hierzu besitzt SMA ein handliches System mit dem Sunny
Backup, ebenso der Schweizer Wechselrichter-Hersteller Studer Innotec SA bietet mit dem Solsafe
Konzept eine intelligente Lösung für einen möglichen Blackout (exklusiv Batterie).
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Modul-/ Mikrowechselrichter
Während sich Modullösungen und kleine Wechselrichter in Amerika etabliert haben, werden sie auch
auf dem europäischen Markt immer gefragter. Ein Grund dafür ist die Möglichkeit Ertragsverluste
durch Verschattung, Mismatching oder Modulalterung zu minimieren. Ein weiterer Grund, dass bestehende PV-Anlagen auf Modulebene flexibel erweitert werden können. Bei Brand oder anderen Probleme kann die Stromzufuhr von den PV-Modulen bei den einzelnen Modul-Wechselrichtern und somit
bei kleiner Leistung und bei kleinen DC-Strömen unterbrochen werden. Es muss jedoch schon während der Planung auf die Zugänglichkeit für Solateure (Reparaturfall) und Feuerwehr geachtet werden.
Es sollte vor allem nicht ausser Acht gelassen werden, dass Modulwechselrichter realisierte PVAnlagen durch den Mehraufwand an Verkabelung und Verbindungselementen auch anfälliger für
Probleme sind. Wie die Langzeiterfahrungen vom PV LAB BFH-TI zeigen, sind vor allem schlechte
Verbindungen und nachlässige Verkabelung immer wieder Ursachen für defekte PV-Anlagen.
3.3 Wechselrichter Hersteller
Nicht im Verzeichnis
Einig wenige Anbieter von Wechselrichter waren nicht im Verzeichnis aufgeführt. Deshalb an dieser
Stelle kurz einen Überblick über ihre Angebotenen neuen Produkte.
GOODWE (www.goodwe.com.cn)
Monitoring/ Data Logger
Name
Wichtigste technische Daten
Datenüberträger EzBee
(System:
+ Built-in Wireless Module
+ EzExplore Software)
Unterstützung
Reichweite
Kommunikation
Übertragungsrate
max. 50 Inverter
max. 1000m (ohne Hindernis)
ZigBee (kabellos)
250Kbps
Growatt (www.ginverter.com)
String-Wechselrichter
Name
Growatt
10000UE, 20000UE, 18000UE, 20000UE
Topologie
AC Anschluss
MPP-Tracker
MPP-Bereich
Eingänge pro
MPPT
IDCmax
Transformatorlos
Dreiphasig
2
400-800V
2,
2,
3,
3
15/ 15, 17/ 17, 23/ 23, 26/ 26 A
95 %
CEC/ E
Monitoring/ Data Logger
Name
Web Box Shine
Unterstützung
Reichweite (mit Kabel/ kabellos)
Kommunikation
Kommunikation optional (kabellos)
Aktualisierung der Daten
Max. 32 (RS485)/ 40 (ZigBee) Inverter
1200m/ 30-50m
RS485, ZigBee (kabellos)
Wi-Fi, Bluetooth
5, 10 (Standard), 15min
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SAJ Solar inverters (www.saj-solar.com)
Stringwechselrichter
Name
Suntrio
-TL6K/8K/10
-TL11K/12K
-TL15K/17K/20K
Topologie
AC Anschluss
MPP-Tracker
max
Transformatorlos
Dreiphasig
2
98.1%
SMA Solar Technology AG
SMA bietet neu (für den europäischen Markt) Batteriesysteme für Backup Betrieb oder auch für „Smart
Home“ Betrieb (beides netzgebunden), umso unabhängiger von Stromversorgungs-unternehmen zu
sein.
Mit dem „Smart Home“ - Prinzip erhöht man den Eigenverbrauch mit Hilfe einer Batterie und eines
Energie-Managers (Sunny Home Manager), der den gesamten Ablauf steuert. Der Manager empfängt
verschiedene Wetterdaten (Tagesverlauf, von 2-3 verschiedenen Stationen), um so den Energiehaushalt zu planen und zu organisieren. So werden bei hoher Sonneneinstrahlung die im Sunny Boy 5000
Smart Energy integrierte Lithium-Ionen Batterie (2kWh) von LG Chem und wenn vorhanden noch weitere Energiespeicher (Beispielsweise Elektromobil, Sunny Backup) geladen, angeschlossene Verbraucher (Boiler, Waschmaschine,…) eingeschalten und/oder in das Netz eingespiesen, während bei
geringer/ keiner Einstrahlung von der Batterie oder vom Netz Strom bezogen wird. Das System speichert auch den Leistungsverbrauch der einzelnen Verbraucher und lernt so mit. Sinn und Zweck dabei
ist es, einen hohen Eigenverbrauch zu haben und zudem möglichst keine Sonnenenergie zu verschwenden. Das System wurde in einer Feldstudie vorab getestet. Der Sunny Boy 5000 Smart Energy
soll ab 2013 verfügbar sein.
Das schon verfügbare Sunny Backup System soll auch bei schon bestehenden PV Anlagen nachgerüstet werden können und sorgt für eine autarke Lösung bei Netzausfall (innerhalb von 20 resp. 50ms)
ebenso wie auch in der Nacht oder bei Abwesenheit (Ferien,…).
Um geeignete Batterien zu finden, hat SMA mit verschiedenen Batterie-Herstellern zusammen gearbeitet. Durch das mittlerweile gute Recycling seien Bleibatterien wesentlich umweltschonender als
zuvor und daher ebenfalls vertretbar.
Was in den USA schon etabliert ist, ist auch in Europa immer mehr gefragt: Modulwechselrichter.
SMA hat zwei verschiedene Modulwechselrichter vom amerikanischen Markt auch auf den europäischen Markt angepasst (Sunny Boy 200 und 240).
Für Regionen ohne Netzanbindungen und Förderung setzt SMA auf Solar-Diesel-Hybrid-Lösungen für
mittlere wie auch grosse PV-Anlagen.
SMA Produkteneuheiten EU PVSEC 2012 (ohne Sunny Backup-Systeme S/ M/ L/ XL)
Modul-Wechselrichter
Name
Wichtigsten technische Daten
Sunny Boy
-200-US, 240-US
-200,
240
Topologie
Einspeisephasen (USA, Europa)
Anschlussphasen (USA, Europa)
MPP-Bereich
Max. IDC
CEC/ E
HF-Transformator
1, 1
2 ( 2x120/ 240V), 1 (230V)
23-32 V
8.5 A
95 %
Netzanschlüsse
Name
Sunny Multigate-US
Sunny Multigate
Max. Anz. Modul-Wechselrichter
Max. Ausgangsstrom
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12, 14
12A
Power-One
Messe: Die Firma mit Verkaufsstellen rund um den Globus hat ihren europäischen Markt in Italien
gefunden. Da die grossen Fördertöpfe in Italien nun bald ausgeschöpft sein werden, werden vermutlich PV-Anlagen unter 12kW eine Chance auf diesem Markt haben, weil die nicht unter die Registrierpflicht fallen. Power-One baut Ihr Sortiment deshalb bei kleinen String-Wechselrichter und kleinen
Wechselrichterlösungen aus, sowie bei Monitoring und Zubehör (AURORA VISION). An der Messe
war von Power-One folgendes zu sehen:
•
Neu: AURORA MICRO Modul-oder Mikro-Wechselrichter
- MICRO-0.25-I und MICRO-0.3-I (Ausgangsleistung: 250/ 300W)
- Wirkungsgrad von bis zu 96,5 Prozent
- HF-Isolation und elektrolytfreien Kondensatoren
•
Neu: AURORA OPTI-0.3-TL Leistungsoptimierer (Eingang: PDCMAX = 300Wp, IDCMAX = 10A,
Ausgang: PDCMAX = 300W, IDCMAX = 12A)
•
Neu: AURORA CDD Monitoring (WLAN-Verbindung für bis zu 30 AURORA MICRO oder OPTI,
Abtastrate: 60 bis zu 4s)
•
String-Wechselrichter:
- Neu: AURORA UNO-2.0-I und UNO-2.5-I (einphasig, Ausgangsleistung: 2/ 2.5kW)
- AURORA TRIO (dreiphasig)
Auch neu im Sortiment bei den Zentralwechselrichtern: PVI-200.0-TL, PVI-267.0-TL, PVI -334.0-TL,
PVI-400.0-TL
Kongress: Power-One stellte am Kongress ihre neue Spannungszwischenkreis-Lösung‚ „Voltage
Source Inverter“ (VSI) für Wechselrichter vor. Dieses Konzept soll die Netzstabilität verbessern, indem
der Wechselrichter je nach Bedarf Blindleistung aufnimmt oder ins Netz einspeist, auch ohne Primärenergiequelle.
Delta Energy Systems
Die taiwanesische Delta Energy Systems ist, neben dem europäischen Markt, auch auf dem australischen & indischen Markt gut tätig. Das Geschäft im australischen Markt laufe besonders bei kleineren
String-Wechselrichtern gut. Delta Energy Systems biete zurzeit keine Speicher-System-Lösungen an
und werde es in naher Zukunft auch nicht. Delta konzentriere sich auf kleine Wechselrichter (StringWechselrichter im unterem Leistungsbereich und Modullösungen) und wolle bald einen ModulWechselrichter auf den Markt bringen. Es waren die transformatorlosen Modelle SOLIVIA 3.0, 5.0, 10
und 30 EU TL (3 bis 30kW) ausgestellt.
Solutronic
Neben einem sehr umfangreichen Sortiment zur Datenkommunikation, bietet Solutronic bald auch
Batterie-Systeme an (siehe auch Chancen für Batteriehersteller).
Danfoss
Messe: Am Messestand konnte man einen Blick auf die dreiphasigen und transformatorlosen Wechselrichter (6-15kW) TLX werfen wie auch auf die ab Oktober 2012 erhältliche DLX Serie. Ebenso wurde die zukünftige FLX Wechselrichter-Serie vorgestellt.
Ein weiteres Highlight von Danfoss ist das CLX-Monitoring und Powermanagement, bei dem je nach
Modell bis zu 3/ 20 (Home/ Standard) Wechselrichter überwacht werden, bei der GM-Serie inklusive
Netzverwaltung (Blindleistungsabgabe, Leistungsanpassung,…).
Kongress: Danfoss beteiligt sich auch dieses Jahr mit interessanten Beiträgen am Kongress, wie:
 Voltage Balancing in LV Networks by Means of Three Phase PV Inverters (Posterpräsentation)
 PV System Layout and its Effects on Grid Integration (Posterpräsentation)
 Open Loop Q(U) Stability Investigation in Case of PV Power Plants (Vortrag)
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Q3 Energieelektronik GmbH
Die junge Firma (2010 gegründet) bot auch dieses Jahr ein überschaubares Sortiment an transformatorlosen Wechselrichter der Serie QX an, wie die vier einphasigen Wechselrichter mit Leistungsausgang 2.5-5.5kW und zwei dreiphasige mit Leistungsausgang 10-12kW. Es fällt besonders die sehr
kurze Garantiezeit von gerade mal 6 Jahren auf. Dafür bietet Q3 ein umfangreiches Sortiment von PVSchaltern (Bsp. Q PV Switch Flash) bis zu Überwachungen und neu auch Batteriesysteme (Q_Bee)
an.
3.4 Andere Aussteller
Aus dem Bereich Forschung und Testen waren auch diesmal wieder bekannte Grössen wie Frauenhofer (ISE, IKTS), AIT, Forschungszentrum Jülich, INTERTEK und VDE wie auch kleinere Namen
dabei. Bei der Forschung fokussiert man sich auf Zell-/ Materialforschung und verschiedene Netzthemen (Smart Grid, wie viel Photovoltaik Verträgt das Netz etc…). Bei den Testinstituten hat VDE durch
die Partnerschaft mit CSA und Frauenhofer einen enorm Schritt nach vorne gemacht. Dadurch bietet
VDE mittlerweile alle Tests rund um die Photovoltaik an, wie Systemtechnik-Komponente, Sicherheitsprüfungen nach VDE-, IEC-und UL-Normen (Beispielsweise IEC 62109) und weiteres wie Lebensdauerprüfungen oder auch korrekte Beschriftungen und Angaben von Wechselrichter gemäss EN
50524.
4. Aussichten/ Schlusswort
4.1 PV Systemtechnik
Bezüglich Systemtechnik kann gesagt werden, dass sich ein Trend in Richtung Leistungsumsetzung
auf Modulebene, Smart Grids und Energieeigenverbrauchserhöhung entwickelt. Intelligente Anschlussdosen, welche diverse Spezialfunktionen aufweisen, werden immer öfter verbaut oder für Modultypen angekündigt. So wird in gewissen Fällen beispielsweise der Generator in der Anschlussdose
von der Verkabelung getrennt, sodass extern keine personengefährdeten Ströme und Spannungen
mehr auftreten können. Weiter präsentierten vermehrt Modulhersteller ihre neusten Module mit integriertem Power Optimizer (DC/DC-Wandler). Auch Modulwechselrichter geniessen nach und nach
mehr Beliebtheit und sind bei grossen Wechselrichter-Herstellern ebenso anzutreffen wie bei kleineren „Playern“. Seitens Verkabelung sind nach wie vor einfach verwendbare Stecker, die kein Spezialwerkzeug (Crimpwerkzeug) benötigen, bei diversen Unternehmen als Flaggschiffe anzutreffen. Wirkliche Neuigkeiten im Bereich der herkömmlichen netzgekoppelten Wechselrichter gibt es nicht. Die
Integration von erweiterten Monitoringfunktionen und Kommunikationsmöglichkeiten, sowie Lichtbogendetektoren zur Integration oder als Nachrüstgerät bilden die Höhepunkte. Im Punkt intelligenter
Heimnetze mit hohem Eigennutzungsanteil tut sich Vieles. Einige Kleinsysteme (2-3kWh) für die
Energiespeicherung im privaten Anwendungsbereich sind bald für den Verkauf bereit und werden im
europäischen Markt ungefähr für 6‘000-7‘000€ erhältlich sein. Sie beherbergen oft Lithium-TitanatZellen, welche durch ihre vorhergesagte Langlebigkeit (> 15‘000 Zyklen @ 100%DoD) überzeugen
und so ein Heimspeichersystem interessant für den Betrieb mit einer PV-Anlage machen. Sogenannte
„Home Manager“, welche die erzeugte und gespeicherte Energie intelligent und wirtschaftlich im Haus
verteilen, runden schliesslich die Produktepalette mit Blickrichtung „Smart Grids“ ab.
4.2 Europäischer Markt für Photovoltaik
Eine Prognose für den zukünftigen Photovoltaik-Markt in Europa ist schwieriger als früher. Die früheren Leitmärkte wie Deutschland (immer noch sehr stark), Spanien und Italien werden ab 2013 weniger
wichtiger sein, da die Geldquellen (Finanzumlagerung usw.) in diesen Ländern politisch begrenzt wird.
Dafür bilden sich neue kleinere Märkte in Europa wie Polen, Bulgarien oder Türkei. Falls Frankreich,
dass sich bis anhin zurückgehalten hat, auf den Zug der Energiewende mit aufsteigt, würde sich auch
da ein Markt mit viel PV-Potential öffnen. Obwohl der Solarstrom nun sehr günstig ist und intelligente
Lösungen verbreitern, spielt die Politik die entscheidende Rolle.
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PV systems and grid integration
F. Baumgartner
Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften (ZHAW)
Technikumstrasse 9, CH-8400 Winterthur
Tel. +41 (0)58 934 72 32
Die Themenfelder der technischen Komponenten von PV Systemen werden seit Jahren in Topic 4
behandelt, wie Inverter und Batterien, Modultests, Unterkonstruktion wo hingegen grosse PV Kraftwerke mit Aspekten der Integration ins Stromnetz, sowie PV Architektur aber auch OFF Grid Systeme
in Topic 5 behandelt wurden. Speziell in dieser Konferenz und im aktuellen PV Marktumfeld speziell in
Deutschland, zeichnet sich eine stark zunehmende Bedeutung all der relevanten Aspekte zur Netzintegration von Solarstrom ab, wie Leistungselektronik, Steuer-Regelung, Eigenverbrauch Optimierung
aber auch Batteriesysteme. Eventuell könnte dies künftig stärker in einer eigenen Topic gebündelt
werden. In dem Masse indem die Modulkosten für grosse Kraftwerke eher bei einem Drittel liegen,
kommt der PV Systemtechnik BOS (Balance of Systems) eine mindesten gleich Bedeutung zu wie die
PV Module bzw. Zellen, speziell in Bezug auf die Kostenreduktion kombiniert mit der Möglichkeit der
Netzeinspeisung, bei einem hohen Angebot von Solarstrom.
Der langjährige EUPVSEC Konferenz Chairman Heinz Ossenbrink und der technische Program
Chairman Arnulf Jäger-Waldau, haben als Vertreter der European Commission Joint Research Centers, in ihrem Beitrag (page 3727) dargelegt, dass die aktuellen durchschnittlichen PV Stromgestehungskosten mit 0.18€/kWh (LCOE = Average lifetime levelized electricity,bei Investment
2.3€/W) den durchschnittlichen Haushaltsstrompreisen in Europa inkl. Steuern und Abgaben entsprechen. Wegen der BOS Kosten die fast ausschliesslich als Wertschöpfung in Europa erbracht werden,
geht nur etwa ein Drittel der Wertschöpfung ausserhalb des EU-Raums auch wenn fast ausschliesslich die PV Module importiert werden. Die Autoren halten auch fest, dass damit das EU Ziel 20% Erneuerbare Energie in 2020 mit geringeren Kosten und mehr Photovoltaikstrom erzielt werden wird, als
noch 2010 geplant.
S. Ringbeck und J. Sutterlüti (OC Oerlikon Solar, Schweiz, p2961) haben die Entwicklung der Kosten für grosse MW Karftwerke analysiert und haben dabei den Entwicklungspfad von 2.3€/W in 2010
auf 1€/W in 2016 dargelegt. Dabei sollen speziell die BOS Kosten jährlich etwa um 9% gesenkt werden wobei auch Dünnschichtmodulen mit 11% das Potential eingeräumt wird obiges Kostenziel 2016
zu erreichen. Mit den Investitionskosten von 1.3€/W in 2012 ist in Süditalien die Kostenparität mit Kosten für traditionellen Industriestrom erreicht, was dann für 2016 in Deutschland erwartet wird, bzw.
dann in Südeuropa unterhalb des Gas-Stromerzeugungspreises liegen soll.
Es wird enger im Stromnetz
G. Wirth (FH München, p3740) präsentiert die Daten aus Bayern, welches im Durchschnitt mit 1.7kW
PV Leistung pro Hausanschluss eine der höchsten PV Dichten weltweit aufweist. In einem untersuchten Dorf wurde die maximale Rückspeisung ins übergeordnete Netz an einem Sommertag in 2011 mit
einer Mittagsspitze um 2 Uhr von 400kW erreicht. Zur selben Zeit lag der Verbrauch bei 300kW und
die PV Produktion bei 700kW. An diesem Sommertag deckt die PV Produktion im 24-Stundenmittel
genau den Verbrauch, die Energieautonomie des Dorfes wurde nachgewiesen. Einige lokale Gebiet in
Südbayern, haben mit typisch 5kW installierte PV Leistung pro Haushalt eine der höchsten lokalen
PV-Dichten weltweit erreicht. Die vorgestellten Daten basieren auf den Messwerten von 600 Smart
Metern und etwa 150 vermessenen Verteilertransformatoren, wobei sowohl das Niederspannungssowie auch das Mittelspannungsnetz untersucht wurden. Als Ergebnis wurde eine maximale Spannungsanhebung zu Mittag, um etwa 3% gegenüber Nacht gemessen, die an klaren Sommertagen am
Wochenende mit wenig Verbrauch erfasst wurde. Nach EN-50160 sind maximale Spannungsschwankungen am Hausanschluss von +/-10% zulässig, wobei die VDE-4105 unter Beachtung der zusätzlichen Lastflüsse für die PV Einspeisung eine maximale Spannungserhöhung von nur 3% im Niederspannungs- und 2% im Hochspannungsnetz erlaubt.
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Korba, Baumgartner, Voellmin und Manjunatha (ZHAW SoE, EKZ, ABB, p3731) haben das Gemeinschaftsprojekt des Energieversorgers des Kantons Zürichs EKZ und der von ABB gelieferten 0.5MW
Lithium Batterie zur Integration ins Stromnetz vorgestellt welches in 2012 in Betrieb ging. Dabei wurde
dargelegt, dass die Steuerung des Lade-, bzw. Entladeprozesses vom für diesen Prototypen entwickelten Batterie Management Systems (MPC Model-based Predictive Control) ausgeführt wird. Es
berücksichtigt nicht nur aktuelle zeitabhängige Strompreise, sondern auch eine Prognose des Verbrauchs, aber auch der zukünftigen PV Produktion und den Ladezustand der Batterie, über einen
langsamen aber auch einen zusätzlichen schnelle Feedback-Loop. Zu Beginn dieses Konferenzbeitrages wurden auch die aktuellen Marktpreise von etwa 0.74€/kWh nur für die Batterie dargelegt, wie
sie heute z.B. in Deutschland für ein 5kWh Batteriesystemen in Verbindung mit einer PV Anlage für
ein Einfamilienhaus üblich sind. Für eine wirtschaftliche Analyse kommt auch der jährlich nutzbaren
Zyklenzahl der Batterie eine zentrale Rolle zu, die dort zwischen 100 und 200 liegen kann, abhängig
von der Limitierung der maximal erlaubten Einspeiseleistung der PV Generators. In einem Beiträgen
vom Wechselrichterhersteller SMA (D. Beister, SMA, Germany, p 4101) setzt man eher auf kleinere
Batteriekapazitäten bezogen auf die PV Nennleistung von unter einer Nennbetriebsstunde, um rasch
eine wirtschaftliche Umsetzung zu realisieren.
Im obigen Beitrag von Ossenbrink (p 3727) werden Studien zitiert die ein Kostenreduktion der Lithiumbatterien für das Jahr 2020 auf Werte um die 0.1€/kWh erwarten lassen.
C. Bucher (Schweiz, p 3739) legt im Betrag dar, dass mit generierten ein Minutenwerte von Solareinstrahlung und Lastverhalten gute Abschätzung möglicher Eigenverbrauchsanalysen von PV Systemen
für Anwendungen in Deutschland, Österreich und Schweiz ausgeführt werden können.
J. Binder (ZSW, Stuttgart, p4030) analysiert Methoden um den Eigenverbrauch an Solarstrom der für
Niedrigenergiehäuser der ohne Wärmpumpe etwa 30% ist und mit Wärmepumpe und Warmwassererzeugung mit PV auch über 40% erhöht werden kann. Eine weitere Steigerung des Eigenbedarfs um
10% kann mit einem elektrischen Batteriespeicher im Einfamilienhaus erfolgen, mit einer einstündigen
Batterienennkapazität auf die PV Nennleistung bezogen.
T. HAYASHI (Tokyo Waseda University, p4087) untersucht in einer Simulation mit 1134 Haushalten
die je mit 3.9kW PV und lokalen Batteriespeicher ausgerüstet sind und je 63 Häuser eines Clusters
über einen Verteilertrafo 6.8kV/210V versorgt werden. Als Managementmethode der Batterie wurden
Multi-objective functions, self-organizing map (SOM) festgelegt und auch die cost payback time betrachtet. Die Designvariablen sind die jahreszeitlich ändernden SOC State of Charge Werter der Batterien (30% bis 100%) und der Schwellwert zum Laden. Die optimale Einschaltschwelle des Ladens
der Batterien wird abhängig von der Tageszeit.
S.B. Kjær (Danfoss, p4072) hat für Dänemark errechnet, dass mit 3.4GW PV installierter Nennleistung zehn Prozent der Jahreserzeugung von 35TWh erreicht wird und dabei das „Solare“ Peak
Shaving im Tagesverbrauch optimal erfolgen kann. Dies kann auf 12% erhöht werden, wenn nicht nur
klassisch südorientierte sondern eine natürliche Variation an Dachneigungen berücksichtigt wird.
Nach zitieren Plänen (Dansk Energi, DONG Energy, Energinet.dk, 2012) soll dieser PV Anteil im Jahr
2030 erreicht sein. Vom gleichen Wechselrichterhersteller wurde im Beitrag von R.D. Lazar (p4068)
der Einsatz von dreiphasigen Solarwechselrichtern zur kostengünstigen Kompensation der Spannungsunsymmetrie in Niederspannungsnetzen vorgeschlagen, die z.B. durch viele einphasige Solarwechselrichter entstehen können. Es wurde angekündigt, dass dies im Projekt Bornholm implementiert und in der Praxis untersucht wird.
Johnson (Sunpower, US, p20064) stellt die Vorteile der entwickelten automatischen Spannungsstabilisierung AVR Automatic Voltage Control) bei Einstrahlungsfluktuationen von zwei PV benachbarten
MW PV plant vor, indem dort gezielt Blindleistung ausgetauscht wird.
T. Tran-Quoc (CEA-INES, France, p4042) untersucht auf der Basis von Monte Carlo Simulationen ein
Niederspannungsnetz unterhalb eines 630kV Verteilertransformators in einem städtischen Gebiet auf
Spannungsschwankungen, ausserhalb der erlaubten Toleranzen und soll auch für Analysen in Verbindung mit verstärktem Einsatz von Elektromobilität erfolgen. Aktuelle Netzanalysen mit Ergebnissen
von realen Netzen wurden noch nicht vorgestellt.
H. Konishi (NTT, Hitachi, Japan, p4050 ) haben mit dem Hokuto 1.2 MW PV-System demonstriert,
welches über einen Transformator von 400V auf 66kV Hochspannung einspeist, dass mit dem Einsatz
der Blindleistungsregelung des PV Wechselrichter die Spannung um nur 0.2% bei einer etwa 70% PV
Schwankung ausmacht, während ohne Blindleistungsregelung die Spannungsschwankung auf 1.2%
ansteigen würde bei einer 90%-igen PV Schwankung.
K. Brecl, M. Topič (Lubjana, University, p4047) haben gezeigt, dass für den Standort Lubjana eine
leicht höher Inverter Nennleistung relativ zu PV wirtschaftlich nicht signifikant nötig ist, um die volle
Blindleistung bei 0.8 lieferen zu können, auf bei voller Solareinstrahlung.
38/57
Environmental aspects of PV components and systems
R. Frischknecht
treeze Ltd.
Kanzleistrasse 4, CH-8610 Uster
Tel. +41 (0)44 940 61 91, Fax +41 (0)44 940 61 94
Summary
The topic of environmental aspects of photovoltaic was covered by one parallel oral session and one
poster session. Several presentations dealt with recycling activities and showed pilot processes and
possible recycling schemes. Life cycle assessment (LCA) studies mainly focused on carbon footprints
(climate change impacts) and energy payback times. The systems analysed are mainly operated in
Southern Europe, i.e. assuming an irradiation of 1’700 kWh/m2. The energy payback times presented
are one to two years. Greenhouse gas emissions are partly below 20 g CO2-eq/kWh. However, this
does not reflect the Chinese supply chain with a coal dominated electricity mix. The Swiss contribution
showed the effect of Chinese imports on the environmental performance of Swiss PV electricity: The
carbon footprint of electricity from PV modules produced in China and shipped to Europe is 70 %
higher as compared to the carbon footprint of PV electricity produced with European modules. With an
assumed share of one third on the total European market the imports from China overcompensate the
technical and efficiency improvements achieved during the last couple of years.
The WEEE will come into force by mid 2014. According to some of the experts presenting, the PV
panels will rather be collected by established e-waste companies rather than by (new) companies or
organisations affiliated with the PV industry. The e-waste companies have established procedures,
longtime experience and the required certification schemes in place because of their experience with
“traditional” electronic waste.
Several companies having been engaged in life cycle assessment work stopped their LCA work because they stopped their production. Elkem, which is owned by a Chinese company, successfully operated their solar silicon production site until it was shut down this summer. The recycling pilot processes at Sunicon were stopped and no new pilot plant was built. The recycling activities have been
outsourced. This affects the planned work to establish life cycle inventory data on recycling PV panels.
During the Task 12 meeting new carbon footprint and water footprint results of First Solar’s PV plants
were shown, distinguishing between water withdrawal and water consumption. New data on the balance of system of large PV systems and recycling of PV panels were shown by First Solar as well
(showing key inventory figures and carbon footprint and energy payback time results).
Mariska de Wild-Scholten announced an update of LCI data of several silicon production processes
and silicon based modules. She will publish the report in October and sell it for 1’000 EUR (not being
funded by the Dutch government).
Three Chinese representatives were present. They presented their projects covering environmental
impacts monitoring (on site impacts during operation) and recycling forecasts. They confirmed to have
performed life cycle assessment work before and they seem willing to share information.
Oral session: Sustainability issues of PV
Vasilis Fthenakis presents an Entropy approach to show how easily rare elements can be recycled.
He argues that proper EoL solutions help to reduce the environmental impacts of waste management
and save primary resources.
J. Clyncke:
WEEE was published in July 2012, the final transposition will happen in February 2014. Within WEEE
spent PV modules are grouped together with e.g. TV sets. PV Cycle offers collection and recycling
services. It operates 265 fixed collection points in Europe but the biggest share is still from large quantities. Currently 5 Mio. tons of PV modules are installed (100t/MWp). Only 1 % of the present waste is
end of life waste, the big bulk are installation and transport breaks. PV Cycle distinguishes between
silicon and non-silicon modules. 80 mass-% of a module is being recycled today (this covers the glass
and frame). The goal is to reach 85 mass-% by 2020. Non-silicon modules are recycled using chemical bath technologies. Current economic difficulties hinder to go for higher recycling rates and recycle
39/57
key elements used in small quantities. According to PV Cycle, 1 ton of module recycled saves about 1
ton of CO2.
Thin film modules are easier to recycle if made of two glasses plus coating (they are then similar to car
glasses). For framed modules etc. more manual work is needed which makes recycling more costly.
C. Breyer:
CO2 reduction benefits and costs induced by PV systems. CO2 reduction costs by PV: from 1000
EUR per t CO2-eq down to presently 100 EUR per t. The energy learning curve tells us that 14 % CED
reduction was achieved per doubling of the installed PV capacity. PV can produce at costs equal to
1500 GW fossil fueled power plant capacity by 2020. Current projects in Germany (avoidance costs of
33 EUR/t CO2-eq). Off-grid (replacing kerosine lamps) in Sub-Saharan region: more than 300 EUR
benefit per t CO2-eq. Ruanda (compared to Diesel generator) with 200 EUR benefit per t CO2-eq.
Mariska de Wild-Scholten, Carbon- and environmental footprinting of PV:
New regulation in The Netherlands by 2013: for new buildings to be built an LCA is required, including
PV panels if planned. The differences in the different CF-standards are highlighted. Several companies carried out LCAs and CF studies however they do not disclose the data. The results of the ESU
studies show the substantially higher CF of Chinese PV electricity production.
Average power consumption of CZ crystal growth is about 25 kWh/kg, plus 100 % for cooling, etc.
resulting in 50 kWh/kg ingot (data based on Chunduri 2011, Photon International, June 2011, 236259).This compares to 85.6 kWh/kg of ecoinvent data v2.2. The ecoinvent data need to be revised!
General observation:
The presenters got no questions from the floor except Mr. Clyncke, who was asked about the profitability
of recycling activities and feasibility differences between crystalline and thin film panel recycling.
Poster session “sustainability issues”
The topic of energy payback time and carbon footprint was presented by only a handful of posters.
Most publications calculate with an irradiation of 1’700 kWh/m2. The energy payback times of the systems analysed are about 1 year, the greenhouse gas emissions between 10 and 30 g CO2-eq per
kWh. ESUservices shows substantially higher values due to significantly lower yield (Swiss and German average) and due to consideration of the Chinese production of one third of the PV panels
mounted in Europe.
PV module recycling was presented by several companies and institutes. Some calculate energy pay
back times of the waste management and recycling processes of much below one year (about 0.065
years, 1.7 g CO2-eq/kWh). This confirms the rather low importance of this phase with regard to environmental impacts and cumulative energy demand. This holds true for the crystalline technologies.
The recycled semiconductor grade CdTe, however, is more energy intensive as compared to primary
CdTe.
Oral session: Market issues of PV
The dominance of Chinese production is one of the most important topics during the conference.
P. Banbuggenhout, Belgium: Share of installed PV in Europe in 2005 and 2011: 70 % of worldwide
installations.
Share of PV produced in Europe 2005: 30 %, share of PV produced in China about 5 % (most probably expressed in GWp).
Share of PV produced in Europe 2011: 10 %, share of PV produced in China more than 60 %.
The PV market amounts to 58 bio EUR. The share of value created in Europe is about two third of this
amount (37 bio. EUR), European share of value created varies from module manufacture with less
than 40 %, to installation with 100 %.
40/57
Izumi Kaizuka, RTS Corporation, Japan: Feed in tariffs in Japan before 2012: only PV. Now all renewable energies profit from feed in tariffs. The tariffs are 40 yen per kWh during 20 years for larger
units and 42 Yen/kWh (equal to 0.41 EUR/kWh) during 10 years for small units. The first three years
(until 2015) are promotional and there is no cap. Additional subsidies of between 40’000 to 30’000 Yen
per kWp are granted in addition to the feed-in tariff.
In 2011 a total capacity of 1.3 GW PV was in operation in Japan.
Challenges: Above 2 MW quite some paper work is needed (including certified electrical engineers)
according to current regulations. The Government has realised the problem and formulated a new
energy policy with the following three pillars:
- society not dependent on nuclear power (phase out until the 2030ies)
- Green revolution: triple electricity generation from 110 TWh to 300 TWh in 2030
- stable supply of electricity
Capacity of PV in 2030 is 61 GW (with 15 % nuclear) to 67 GW (with no nuclear). Whether or not nuclear is phased out completely is not yet clear.
P. Menna, DG ENER, Brussels: EU Energy Policy regarding PV by 2020:
- RES directive
- GHG emissions
- Energy efficiency directive
PV capacity by 2020: 84 GW (currently in 2011: 51 GW)
PV plays a key role after 2020 as a “no regret” option.
Joanna Gubmann, BSW-Solar, Berlin: growing beyond feed-in-tariffs
German PV capacity (2011): 30 GW, cap on 52 GW.
Presents several possible new pricing models.
Christian Beyer, Reiner Lemoine Institut GmbH: global grid parity dynamics
Assumed increase of 300 GWp in 2025. Global economic potential (excluding subsidies) in 2025
about 3’000-4’000 GW (This scenario is supported by EPIA and Greenpeace only).
Grid parity grows within Europe and may cover almost all European countries by 2025, similar for
Americas region (100 %) and Asian-Pacific region (92 %). Islands (such as Ireland) are special cases
due to their fossil fuelled electricity. They are far beyond grid parity. Electricity prices (spread of factor
30!) are more important than solar irradiation.
Martin Simonek, Bloomberg New Energy Financing: Financing trends in PV:
The year 2013 will be more difficult than the past years. There is oversupply in any scenario. Feed-in
tariffs in Germany are now below the residential electricity tariff. Small scale installations are dominant.
Hardly any venture capital and private equity is financing the PV market.
R&D to sales ratios: Solar about 2 % (supposed to be higher in upstream of the value chain, figure
based on public reporting companies only, no start-up companies nor other privately owned companies) as compared to pharmaceuticals and semiconductors with 14 % and 16 %, respectively.
Rather “socket parity” instead of “grid parity”. Costs of capital are different in different countries, which
influence the socket parity calculation.
The potential volume of PV capacity competing with diesel electricity is 660 GW.
Peter Rigby, EMIRI, Belgium: Material requirements for PV.
Value added materials for energy applications: 30 bio. EUR. Market
SET plan of the European Union: 1) Bring down costs address material 2) supply and availability issues (reduction, recycling, substitution).
41/57
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
Getrübte Stimmung in Frankfurt verursacht einerseits durch den rapiden Preiszerfall bei PVModulen aber auch anderen Systemkomponenten, andererseits durch die angekündigten oder
bereits beschlossenen massiven Senkungen der Einspeisetarife in mehreren Europäischen
Ländern.
Erwartet wird, dass der Markt 2012 gegenüber dem Vorjahr stagniert oder nur leicht steigen
wird. Dies ist für eine Branche, die an weit stärkere Wachstumsraten gewohnt ist, ein herber
Rückschlag.
Dank politischer Unterstützung bieten die chinesischen Produzenten zu Preisen an, die die
Europäischen Kollegen aus dem Markt drängen werden.
Marktentwicklung 2012
Erstaunlicherweise ist der Markt in Deutschland recht stabil was die installierte Leistung betrifft. Die
Margen sind jedoch stark unter Druck, die Kosten pro installiertes kWp sinken wesentlich unter die
Marke von 2000€. Dementsprechend sinken auch die Renditen, insbesondere bei grossen und grössten Anlagen (>10MWp). Da Deutschland aber weiterhin als stabiler Markt gilt, werden diese eher zu
tiefen Renditen trotzdem vom Markt akzeptiert.
Italien läuft noch erstaunlich gut Dank einem Überhang an zugesicherten Einspeise-Vergütungen.
Sowohl Installations-kosten wie auch ie Einspeisevergütung ist noch wesentlich höher als in Italien.
Europa insgesamt zeigt ein durchzogenes Bild mi vielen angekündigten Rückstufungen bei der Einspeisevergütung oder sogar Deckelung oder Moratorium (Spanien). Auf der anderen Seite gibt es
einige kleinere Länder wie Österreich oder die Schweiz, die ein starkes Wachstum auf gegen 200
MWp für 2012 erfahren.
Insgesamt wird erwartet, dass der Marktanteil von Europa sinken wird und dafür der Markt in Asien
recht stark steigen wird. Dies insbesondere durch die Einführung einer Einspeisevergütung in Japan
und erhöhten Zubauzielen in China.
Die Kosten für kristalline Module aus chinesischer Fertigung liegen deutlich unter 1€/Wp und nähern
sich gegen Jahresende 0.50€7Wp.
Deutschland
Beflügelt durch eine weitere Senkung der Einspeisetarife hat die Deutsche PV-Industrie bereits im 1.
Quartal etwa 2 GW installiert. Gesamthaft wird erwartet, dass Deutschland 2012 eine rekordhohe
installierte Leitung haben wird von gegen 8GW. (siehe Tabelle 1)
Gesamthaft sind in Deutschland per Ende November 2012 32 GW PV-Anlagen installiert. Diese werden 2013 mehr als 55 zur deutschen Stromversorgung beitragen.
Monat/Leistung
Jan
Feb
März
April
Mai
Juni
Juli
Aug
Sept
Okt
Nov
Dez
2012 (MW)
517
230
1223
359
254
1791
543
329
981
612
435
n/a
2011 (MW)
266
100
147
199
371
630
572
613
460
486
659
2983
2010 (MW)
222
163
331
454
573
2109
663
363
493
335
365
1143
2009 (MW)
3
16
55
115
150
206
307
291
327
379
503
1449
Tabelle 1: Monatlich installierte Leistungen gemäss Bundesnetzagentur
42/57
Italien
2012 werden vor allem bereits bewilligte Anlagen fertig gestellt resp. ans Netz angeschlossen.
Unklar ist, wie es weiter gehen wird, da auch das neuste „Conto Energia“ bereits ausgebucht ist.
2012 hat Italien etwa 5% seine Strombedarfs mit Solaranlagen decken können!
2013 werden es bereits mehr als 7% sein.
Frankreich
Frankreich bleibt trotz starker Senkung der Einspeisetarife ein interessanter Markt. Höhenflüge wie in
Deutschland oder Italien sind aber nicht zu erwarten.
USA
Der US – Markt wächst weiterhin stetig, aber auf relativ tiefem Niveau. 2012 werden aber sicher mehr
als 2 GW neue PV-Anlagen gebaut. Bei kleinen Anlagen haben die tiefen Modulpreise noch nicht auf
die Gesamtkosten durchgedrückt. D.h. EFH-Anlagen sind immer noch (zu) teuer.
Abbildung 1: Quelle www. SEIA.ORG
Japan
Mit der Einführung der Einspeisevergütung ab Mitte 2012 hat der Markt stark angezogen. Erwartet
wird bereits 2012 eine installierte Leistung von mehr als 2 GW. Neu werden auch immer mehr grosse
Projekte mit Leistungen oberhalb von 1 MW gebaut.
China
Auch die chinesischen Hersteller leiden unter Überkapazität und damit Preiszerfall. Nach Aussagen
von Herstellern kann 2012 nicht Kosten deckend produziert werden. Dies wird Einfluss haben auf die
ganze Industrie. Eine Marktbereinigung ist unausweichlich.
Zur Marktstützung hat die chinesische Regierung für 2013 eine Verdoppelung der Ziele auf 10GW
angekündigt.
43/57
Australien
Die verschiedenen Förderprogramme haben grosse Wirkung gezeigt in Australien. Bereits sind gegen
eine Million Hauseigentümer Besitzer einer Solaranlage. Ermöglicht wurde dies nebst staatlicher Förderung durch die weltweit tiefsten Preise für kleine Standard-Anlagen (1.5-3 kW) von etwa 2.5–3 AUD
(= 2.5 – 3.5 CHF), d.h. tiefer als die grossen Anlagen.
Industrie
Die Konsolidierung ist in vollem Gange, vor allem in Europa. Die Kostenstruktur der europäischen
Hersteller macht es ihnen schwierig, mit den tiefen Preisen der chinesischen Konkurrenz Schritt zu
halten. Ob die Anti-Dumping-Klagen sowohl der USA wie auch der EU daran viel ändern werden, ist
zu bezweifeln. Auch sogenannte „local content“ – Bedingungen bei den Förderungen (z.Bsp. müssen
die Module aus einheimischer Fertigung sein) wird das Überleben der Modulproduzenten nicht sichern.
In der Folge der Überkapazitäten bei den Modulherstellern leiden auch die Maschinenhersteller wie
Meyer Burger unter dem starken Nachfrage-Rückgang.
Ausblick
Positiv für 2013 ist sicher die weitere Ausweitung auf neue Märkte. In Südamerika regt sich einiges:
Brasilien hat den Netzzugang ermöglicht sowie weitere staatliche Förderungen, in Chile sind eine
Reihe von grossen (MW) Projekten angekündigt worden.
Weitere neue Märkte weltweit werden im Zuge der tiefen Modulpreise folgen. Es ist auch nicht zu erwarten, dass die Preise kurzfristig wieder anziehen werden, die Überkapazitäten bestehen weiterhin
und der Druck auf die Gestehungskosten durch immer effizientere Dünnfilmtechnologien bleibt bestehen.
44/57
Ausstellung
T. Biel
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
Im Bereich der Ausstellung konnte im Vergleich zum Vorjahr ein deutlicher Rückgang in allen Bereichen verzeichnet werden. Sowohl die Zahlen für Aussteller und Ausstellungsfläche als auch die Anzahl der Besucher sind gegenüber Hamburg 2011 um 25% oder gar mehr gesunken.
45/57
Die die Konferenz begleitende Industrieausstellung umfasste in Frankfurt noch 656 Aussteller aus 35
Nationen und zog damit deutlich weniger Firmen an als noch 2011 in Hamburg. Wie bereits in den
Vorjahren kam dabei knapp die Hälfte der Aussteller aus Deutschland. Die genauen Anteile sind in der
folgenden offiziellen Grafik der EUPVSEC dargestellt.
Aufteilung der Aussteller nach Herkunftsländern
Die derzeit schwierige Situation auf dem PV Markt wurde nicht nur anhand der im Nachhinein verfügbaren Zahlen sondern vor allem auch durch die vielen Lücken in den Messehallen aufgrund von kurzfristigen Absagen deutlich.
Selbst einige grosse Hersteller vor allem aus dem Wechselrichterbereich blieben der Ausstellung fern.
Einsamer Stand auf der Ausstellung
46/57
Auf der Ausstellung 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. 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. In den letzten Jahren ist der Markt für
Produktionsequipment kleiner geworden. Diese Phase wird jedoch von diversen Unternehmen genutzt, um neue Maschinen für z.B. weiterentwickelte PV-Moduldesigns zu entwickeln, so dass in
nächster Zeit mit Neuerungen in diesem Bereich zu rechnen ist.
Insgesamt war die Stimmung unter den Ausstellern sehr ruhig und zurückhaltend. Auch betreffend der
Präsentation von neuen Produkten scheint sich der Fokus eher hin zur Intersolar zu verschieben, was
auch in Gesprächen mit einzelnen Ausstellern indirekt bestätigt worden ist.
Jedoch wurde auch angegeben, dass obwohl die Ausstellung kleiner ist und deutlich weniger Besucher (siehe folgende Abbildung) anzieht, die EUPVSEC grundsätzlich interessanter sei als die Intersolar.
Bei den Besuchern wurde ebenfalls ein deutlicher Rückgang verzeichnet. Insgesamt wurde die Ausstellung von 31‘500 Besuchern aus 102 verschiedenen Ländern besucht, wobei ähnlich wie bei den
Ausstellern knapp die Hälfte aus Deutschland war. Die weitere genaue Aufteilung ist in der offiziellen
Grafik der EUPVSEC dargestellt.
Aufteilung Besucher der Ausstellung nach Herkunftsländern
47/57
Anhang - Liste der Schweizer Beiträge
P
O
V
Plenary Session
Oral Presentation
Visual Presentation
P
O
Titel
Autoren
High Pressure Regime for High
Performance MicromorphTM
Modules: Process and Hardware
Development
 D. Chaudhary, C. Goury, S. Jost,
M. Klindworth, E. Kügler, P. Modrzynski,
C. Prigent, A. Salabas & A. Sublet
Oerlikon Solar, Trübbach, Switzerland.
O
Interplay between Superstrate
Structure and Performance of
High-Efficiency Thin Film Silicon Triple Junction Solar Cells
 J.W. Schüttauf, C. Battaglia, M. Boccard,
G. Bugnon, M. Charrière, L. Ding, J. Escarré, L.
Garcia, S. Hänni, L. Löfgren, S. Nicolay,
M. Stückelberger, F. Sculati-Meillaud,
M. Despeisse & C. Ballif
EPFL, Neuchâtel, Switzerland
O
Light Management Schemes
and Device Architecture for
High Efficiency Thin Film Silicon Solar Cells
 F. Sculati-Meillaud, M. Boccard, C. Battaglia, M.
Despeisse, J. Escarré, K. Söderström,
L. Ding, S. Nicolay, S. Hänni, G. Bugnon,
M. Charrière, L. Garcia, M. Stückelberger,
M. Bonnet-Eymard, G. Parascandolo,
J.W. Schüttauf & C. Ballif
O
The European Integrated Project Sunflower
 G. Nisato
CSEM, Muttenz, Switzerland
O
Silicon Heterojunction Solar
Cells on n- and p-Type Wafers
with Efficiencies above 20%
 A. Descoeudres, L. Barraud, S. De Wolf,
B. Demaurex, J. Geissbühler, Z.C. Holman,
S. Morel, J.P. Seif & C. Ballif
O
Silicon Heterojunction Solar
Cells on Thin Large Area Substrates: The Route towards Low
Electricity Generation Cost
 B. Strahm, D. Bätzner, W. Frammelsberger,
D. Lachenal, B. Legradic, J. Meixenberger,
P. Papet, G. Wahli & A. Buechel
Roth&Rau, Neuchâtel, Switzerland
O
World Class Solar Cell Efficiency on n-Type Cz UMG Silicon
Wafers by Heterojunction
Technology
 J. Kraiem, J. Degoulange, O. Nichiporuk &
R. Einhaus
Apollon Solar, Lyon, France
 P. Papet & Y. Andrault
Roth&Rau, Neuchâtel, Switzerland
 D. Grosset-Bourbange & F. Cocco
FerroPem, Chambéry, France
O
Status and Progress in DyeSensitized Solar Cells
Special Introductory Presentation
O
Sodium-Doped Molybdenum
Back Contact Designs for CIGS
Solar Cells on Stainless Steel
Foils
 P. Blösch, T. Jaeger, S. Nishiwaki, A. Chirila, L.
Kranz, C. Fella, S. Buecheler & A.N. Tiwari
EMPA, Dübendorf, Switzerland
 C. Adelhelm & E. Franzke
PLANSEE, Reutte, Austria
 M. Grätzel
EPFL, Lausanne, Switzerland
48/57
O
V
P
O
Titel
Autoren
Effect of Soiling on Performances of PV Systems Deployed in Arid Climates
 V. Chapuis, R. Roth, L.-E. Perret-Aebi &
C. Ballif
 H. Kayal
CSEM-uae, Ras Al Khaimah, United Arab Emirates
O
The Effect of Cooling Press on
the Encapsulation Properties of
Crystalline PV Modules
 H.-Y. Li, L.-E. Perret-Aebi & C. Ballif
 Y. Luo
3S Modultec, Lyss, Switzerland
O
Development and Stability of
CdTe Solar Cells in Substrate
Configuration
 C. Gretener, M. Dietrich, J. Perrenoud,
L. Kranz, F. Pianezzi, S. Buecheler &
A.N. Tiwari
O
Simulation of Distribution Grids
with Photovoltaics by Means of
Stochastic Load Profiles and
Irradiation Data
 C. Bucher
Basler & Hofmann, Zurich, Switzerland
 J. Betcke
University of Oldenburg, Germany
 G. Andersson
ETH Zurich, Switzerland
 L. Küng
EWZ Zurich, Switzerland
 B. Bletterie
AIT, Vienna, Austria
O
Spectral Response Measurement of Tandem Modules –
Swiss Mobile Flasher Bus
 F.P. Baumgartner, D. Schaer & S. Achtnich
ZHAW, Winterthur, Switzerland
O
Detailed Analysis of Thin Film
Modules Performance Based
on Indoor and Outdoor Tests
 G. Friesen, M. Marzoli, M. Pravettoni,
A. Virtuani, D. Pavanello & F. Serrano
SUPSI, Canobbio, Switzerland
O
The Sensitivity of LCOE to PV
Technology Including Degradation, Seasonal Annealing, Spectral and Other Effects
 S. Ransome
SRCL, Kingston upon Thames, United Kingdom
 J. Sutterlueti
Oerlikon Solar, Trübbach, Switzerland
O
BoS Costs: Status and Optimization to Reach Industrial Grid
Parity
Keynote Presentation
Integration and Management
of PV Battery Systems into the
Grid
 P. Korba & F.P. Baumgartner
 B. Voellmin
EKZ Utility of the Canton Zurich, Switzerland
 A. Ponnathapura Manunatha
ABB Switzerland, Baden, Switzerland
Inverter Performance under
Field Conditions
 N. Allet & F.P. Baumgartner
 J. Sutterlueti, S. Sellner & L. Schreier
 M. Pezzotti & J. Haller
EKZ, Zurich, Switzerland
V
P
 S. Ringbeck & J. Sutterlueti
P
O
49/57
P
O
Titel
Autoren
15 Years of Practical Experience in Development and Improvement of Bifacial Photovoltaic Noise Barriers Along
Highways and Railway Lines in
Switzerland
 T. Nordmann, T. Vontobel & L. Clavadetscher
TNC Consulting, Feldmeilen, Switzerland
O
PV Systems - a Fire Hazard? Myths and Facts from German
Experiences
 H. Laukamp, G. Bopp, R. Grab, S. Phillip & H.
Schmidt
Fraunhofer ISE, Freiburg, Germany
 H. Häberlin
Bern University of Applied Sciences, Burgdorf,
Switzerland
 B. v. Heeckeren, F. Reil, A. Sepanski &
W. Vaaßen
TÜV Rheinland, Cologne, Germany
 H. Thiem
Fire Department Munich, Germany
O
TISO 10 kW - 30 Years Experience on a PV Plant
 T. Friesen, D. Chianese, G. Friesen,
D. Pavanello, M. Marzoli & A. Realini
O
Understanding PV Module Performance: Further Validation of
the Novel Loss Factors Model
and Its Extension to AC Arrays
 S. Sellner, J. Sutterlueti & L. Schreier
Oerlikon, Trübbach, Switzerland
 S. Ransome
SRCL, Kingston, United Kingdom
O
V
Visual Presentations
Optimization of RowArrangement in PV Systems,
Shading Loss Evaluations According to Module Positioning
and Number of Strings in Parallel
 A. Mermoud
PVsyst, Satigny, Switzerland
V
Correlation of Wafer Surface
Defects with Wire Sawing Parameters
 J.E. Park & N. Dibiase
Applied Materials, Cheseaux-sur-Lausanne,
Switzerland
V
Numerical Simulation of the
Multi-Wire Sawing Process Using Time-Varying Parameters
and the Statistical Validations
 J.E. Park, P. Nasch, A. Daridon & R. Sueldia
Switzerland
V
In-Line Metrology Sensitivity
Analysis on Multiwire Sliced
Wafers
 N. Dibiase & J.E. Park
Switzerland
V
Effect of Wire Lifetime in Diamond Wire Wafering on the
Wafer Roughness and Mechanical Strength
 C. Jaeggi, C. DeMeyer, F. Wiedmer,
P. Simoncic & F. Assi
Meyer Burger, Thun, Switzerland
 K. Wasmer
EMPA, Thun, Switzerland
V
Thin Wafer Thickness Stability
Study in Multi-Wire Saw
 P.M. Nasch, T. Jodlowski, J.E. Park & M. Yin
Switzerland
V
Solar Forecast Survey Results
 J. Remund
Meteotest, Bern, Switzerland
V
50/57
P
O
V
Titel
Autoren
Modeling for the Prediction of
PV Plant Energy Production
Using Meteorological Data
 P. Couty, F. Jordan & P. Heller
e-dric.ch, Le Mont-sur-Lausanne, Switzerland.
 F. Galliano & D. Fischer
VHF Technologies, Yverdon, Switzerland
V
Comparison of PV Evaluation
Programs Based on the LongTerm PV Measurement Campaign of the Berne University of
Applied Sciences
 U. Muntwyler, P. Schärf, M. Münger, D. Joss, M.
Hauser & T. Heiniger
Switzerland
V
Optimise & Control Your PV
Manufacturing with Automation
 J. Kinauer & T. Dreyer
AIS Automation, Dresden, Germany
 S. Leu & T. Diaz
Meyer Burger, Baar, Switzerland
V
Specified Water Piping Systems - Materials in Photovoltaic
 H. Mueller & M. Burkhart
Georg Fischer Piping Systems, Schaffhausen,
Switzerland
 M. Reutz
ATU, Herrenberg, Germany
V
Low Thermal Resistance HCPV
Multi Chip Receiver for Thermal
Energy Reuse
 S. Paredes, W. Escher, C.L. Ong & B. Michel
IBM, Rüschlikon, Switzerland
 R. Ghannam
IBM, Giza, Egypt
V
Analysing the Performance
Potential of Roth&Rau’s Silicon
Heterojunction Cells
 D. Bätzner, Y. Andrault, L. Andreetta,
W. Frammelsberger, N. Holm, D. Lachenal,
B. Legradic, J. Meixenberger, P. Papet,
B. Strahm, G. Wahli, A. Buechel & B. Rau
Roth & Rau, Neuchâtel, Switzerland
V
Architectural Quality of Photovoltaics vs. Photovoltaic Products
 A. Scognamiglio, ENEA, Portici, Italy
 K. Farkas, NTNU, Trondheim, Norway
 F. Frontini, SUPSI, Canobbio, Switzerland
 L. Maturi, EURAC, Bolzano, Italy
V
Photovoltaic Potential in Alpine
Regions
 A. Tetzlaff, M. Castelli, M. Petitta,
M.M. Nikolaeva-Dimitrova, J. Böhnisch,
M. Zebisch & D. Moser
EURAC, Bolzano, Italy
 R. Stöckli
MeteoSchweiz, Zurich, Switzerland
V
Investigation of the Influence of
Module Working Temperatures
on the Performance of BIPV
Modules
 A. Chatzipanagi, F. Frontini & S. Dittmann
V
Progress in European BIPV
Standardization Work – Definition of Test Sequences and
Test Requirements
 F. Reil
TÜV Rheinland, Cologne, Germany
 C. Erban
 T. Szacsvay
3S Swiss Solar Systems, Lyss, Switzerland
V
First Results of the Thin Film
PV Facade on Four Sides in
Zürich
 U. Muntwyler
Switzerland
V
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O
V
Titel
Autoren
BIPV – Technology Transfer
from Bonded Construction Systems to PV
 M. Niederfuehr
Sika Services, Zurich, Switzerland
V
Novel Colored Esthetical and
Lightweight Photovoltaic Tiles
for Full Building Integration
 P. Heinstein, L.-E. Perret-Aebi, V. Chapuis & C.
Ballif
 G. Stoll, M. Edelman, C. Roecker, M. Joly, V.H.
Le Caër, S. Mertin, A. Schüler, M. Mottet, R.
Tween, Y. Leterrier, J.-A. Månson &
J.-L. Scartezzini
EPFL, Lausanne, Switzerland
V
Controlled Environment Test
Laboratory for Comfort Performance Studies on FacadeIntegrated BIPV
 C. Polo López & F. Frontini
 L. Tenconi, F. Lo Castro & S. Brambillasca
IRcCOS, Milan, Italy
 F.J. Neila Gonzalez & E. Caamaño-Martín
UPM, Madrid, Spain
V
Solar Skilift - PV Carport Agrovoltaik and Other Solar
Wings Cable Based Solutions
 F.P. Baumgartner
 A. Büchel
Solar Wings, Ruggell, Liechtenstein
 R. Bartholet
BMF Bartholet Maschinenbau, Flums, Switzerland
V
Solar Cells I-V Measurement
Uncertainty
 V. Fakhfouri, J. Hiller, Y. Pelet & C. Droz
Pasan, Neuchâtel, Switzerland
V
A Filtered Large Area Pulsed
Solar Simulator for Spectral
Response Measurements of
Large Area Multi-Junction
Modules
 M. Pravettoni, M. Nicola & G. Friesen
V
Stand Test Solution for Photovoltaic Thermal Hybrid Solar
Collectordevices under Real
Operating Conditions
 L. Tenconi, F. Lo Castro & S. Brambillasca
IRcCOS, Legnano, Italy
 C.S. Polo López
V
PV Module’s Parameters Determination for System Simulation
 M. Marzoli & G. Friesen
 A. Mermoud
PVsyst, Satigny, Switzerland
V
Silicon Oxide Layers for High
Efficiency Silicon Heterojunction Solar Cells
 J.P. Seif, A. Descoeudres, L. Barraud,
S. Morel, Z.C. Holman, S. De Wolf & C. Ballif
V
Mastering Reliable PV Module
Manufacturing
 Y. Luo-Hoffmann & S. Leu
Meyer Burger, Thun, Switzerland
V
Unlimited Module Warranty
 T. Söderström, M. Häni, Y. Luo-Hoffmann,
R. Polo, S. Gnos, J. Zahnd, D. Brian & R. Luthi
V
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Titel
Autoren
The European Project 20plμs:
20 Percent Efficiency on Less
Than 100μm Thick Industrially
Feasible c-Si Solar Cells
 B. Terheiden, R. Horbelt, Y. Schiele, S. Seren,
J. Ebser & G. Hahn
University of Konstanz, Germany
 D. Morrison, K.C. Heasman & S. Devenport
NaREC, Blyth, United Kingdom
 Z. Holman, S. De Wolf & C. Ballif
 P. Saint-Cast, B. Michl, C. Schmiga, B. Weber &
S.W. Glunz
 M.B. Köntopp, M. Scherff & J.W. Müller
Q-Cells, Bitterfeld-Wolfen, Germany
 D. Antonelli & C. Busto
eni, Novara, Italy
 F. Ferrazza & E. Tonelli
eni, Rome, Italy
 K. Baert, F. Duerinckx & A. Cacciato
Photovoltech, Tienen, Belgium
V
Transparent Conductive Oxide /
Encapsulant Interface Characterization with Surface Analysis
Techniques
 K.M. Stika
DuPont, Wilmington, USA
 S. Pélisset, L.-E. Perret-Aebi & C. Ballif
 S. Schreiber, F. de Borman Chautems &
P. Dafniotis
DuPont, Meyrin, Switzerland
V
Module Integration and Reliability for High Efficient Heterojunction Solar Cells
 P. Papet & A. Buechel
Roth & Rau, Neuchâtel, Switzerland
 H. Mehlich, J. Hausmann, M. Grimm &
E. Vetter
Roth & Rau, Hohenstein-Ernstthal, Germany
 W. Stein
Stein Engineering & Consulting, Dresden, Germany
 T. Söderström
 J. Ufheil & S. Beyer
Somont, Umkirch, Germany
 S. Leu, Meyer Burger, Baar, Switzerland
V
Analysis of the Optical Uncertainties of Indoor Performance
Measurements by Using a Monte Carlo Approach
 D. Pavanello
V
Laser Processing Thin Film
Cu(In,Ga)(S,Se)2 for Photovoltaic Cells
 R. Witte, B. Frei & S. Schneeberger
Solneva, Aarberg, Switzerland
 A Burn & V. Romano
Switzerland
 S. Buecheler
V
Selenization of Nanoparticle
Precursor Layers for
Cu(In,Ga)Se2 Absorbers
 A.R. Uhl, Y.E. Romanyuk & A.N. Tiwari
 T. Magorian Friedlmeier & E. Ahlswede
ZSW, Stuttgart, Germany
 D. VanGenechten & F. Stassin
Umicore, Olen, Belgium
V
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V
Titel
Autoren
Non-Vacuum CIGS Solar Cells:
NOVACIGS Project Update
 T. Magorian Friedlmeier & E. Ahlswede
ZSW, Stuttgart, Germany
 Y. Romanyuk, A. Uhl & A. Tiwari
 C. Schoner & R. Baumann
Chemnitz University of Technology, Germany
 A. Sunnari & T. Kololuoma
VTT, Tampere, Finland
 C. McAdam
Xennia Technology, Hertfordshire, United Kingdom
 M. Kaelin
Flisom, Dübendorf, Switzerland
 M. Cemernjak
Würth Elektronik Research, Stuttgart, Germany
 D. VanGenechten & F. Stassin
Umicore, Olen, Belgium
V
Mechanical Effects on the Efficiency of Photovoltaic Cells.
Experiments and Modelling
 M. Babaz & N. Triantafyllidis
ParisTech, Palaiseau, France
 P. Dafniotis
DuPont, Geneva, Switzerland
V
The Influence of Market Shifts
and Technology Developments
on the Environmental Impacts
of Photovoltaic Electricity in
Central Europe
 M. Stucki, K. Flury & R. Frischknecht
ESU-Services, Uster, Switzerland
V
Understanding PECVD Tools
and Processes for Thin-Film
Coatings
 L. Feitknecht
goMicromorph, Glarus, Switzerland
V
Innovative Electrical Characterization Tools for Thin-Film Silicon Tandem Solar Cells
 M. Bonnet-Eymard, M. Boccard, J. Holovsky,
G. Bugnon, M. Despeisse & C. Ballif
V
Challenges and Options for
Laser Scribing Processes in
Thin-Film Silicon
 S. Gardin, F. Mangano, S. Ristau,
J. Cashmore, A. Bächli, A. Gahler & T. Witte
V
The PEPPER Project: Demonstration of High Performance
Processes and Equipments for
Thin Film Silicon Photovoltaic
Modules Produced with Lower
Environmental Impact and Reduced Cost and Material Use
 T. Roschek, I. Sinicco, O. Kluth, M. Klindworth &
C. Egli
 N.M. Pearsall
Northumbria University, Newcastle, United
Kingdom
 D. Mataras
University of Patras, Greece
 F. Sculati-Meillaud, C. Ballif, S. Nicolay &
G. Parascandolo
 C. Wachtendorf
Bosch Solar Thin Film, Erfurt, Germany
 C. Sarigiannidis
HelioSphera, Tripolis, Greece
 H.-D. Männling
Linde, Pullach, Germany
V
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V
Titel
Autoren
Fast and Direct Characterization of Thin Film Si Solar Cells
Using CELIV
 S.J. Baik, L. Fang & K.S. Lim
KAIST, Daejeon, Republic of Korea
 M. Neukom, T. Lanz & B. Ruhstaller
 T.G.J. van der Hofstad
Fluxim, Feusisberg, Switzerland
V
Next Generation Highly Versatile Industrial TCO Equipment
 M. Poppeller, S. Goldbach-Aschemann,
M. Clauss, D. Zimin, D. Hüttner & H. Booth
V
Encapsulant and Transparent
Conductive Oxides Compatibility: What is the Impact on the
Module Reliability?
 L.-E. Perret-Aebi, S. Pélisset, R. Théron &
C. Ballif
 S. Schreiber, F. de Borman Chautems &
P. Dafniotis
DuPont, Meyrin, Switzerland
 K.M. Stika
DuPont, Wilmington, USA
V
FP7 Project Fast Track: Accelerated Development and Prototyping of Nano-TechnologyBased High-Efficiency ThinFilm Silicon Solar Modules
F2 Cleaning of Large Area
PECVD Reactors Used for Thin
Film Silicon Deposition
 A. Gordijn
Forschungszentrum Jülich, Germany
 M. Despeisse
 W.J. Soppe
ECN, Eindhoven, The Netherlands
 M. Vanecek
ASCR, Prague, Czech Republic
 M. Topic
University of Ljubljana, Slovenia
 R.A.C.M.M. van Swaaij
Delft University of Technology,
The Netherlands
 M. Albert
Technical University of Dresden, Germany
 L.V. Mercaldo
ENEA, Portici, Italy
 R. Schropp
Utrecht University, The Netherlands
 P. Roca i Cabarrocas
CNRS-LPICM, Palaiseau, France
 T. Roschek
 S. Gruss
Malibu, Bielefeld, Germany
 E. Bunte
Euroglas, Haldenseben, Germany
 O. Steinke
FAP, Dresden, Germany
 B. Kranz
SolarExcel, Reek, The Netherlands
 D. Sheel
University of Salford, United Kingdom
 M. Scholz
Singulus Stangl Solar, Fuerstenfeldbruck, Germany
 G.F. Leu, P. Modrzynski, T. vom Braucke &
D. Chaudhary
V
V
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V
Titel
Autoren
Correlations between Single
Layer Properties and Light Induced Degradation of Thin Film
Solar Cells Based on Hydrogenated Amorphous Silicon
 M. Fecioru-Morariu, B. Mereu, L. Lerner,
O. Kluth & T. Eisenhammer
V
Pressure and Flow Effect on
Silane Consumption and Depletion in Microcrystalline Silicon
Deposition Process
 E. Amanatides, S. Sfikas & D. Mataras
University of Patras, Greece
 R. Bartlomé, G. Bugnon, F. Sculati-Meillaud, G.
Parascandolo & C. Ballif
V
Nanomoulded Front ZnO Contacts for Thin Film Silicon Solar
Cell Applications
 J. Escarré, S. Nicolay, C. Battaglia,
M. Boccard, L. Ding, M. Despeisse,
F.- J. Haug & C. Ballif
V
Tandem Solar Simulator for
Power Measurement of Micromorph Tandem Modules
 V. Fakhfouri, D. Marchal, N. Bassi,
M. Peguiron & C. Droz
Pasan, Neuchâtel, Switzerland
V
Non-Vacuum Deposited CdTe
Modules on Flexible Metal
Substrates
 J. Luschitz & O. Carnal
Von Roll Solar, Tägerwilen, Switzerland
V
Sulfo-Selenide Cu2ZnSn(S,Se)4
Absorbers from Metal Salt Precursor Solutions with Chalcogen Source
 C.M. Fella, C. Ziegler, A.R. Uhl,
Y.E. Romanyuk & A.N. Tiwari
V
Reduction of CIGS Deposition
Temperature by Addition of a
Sb Precursor
 S. Seyrling, S. Nishiwaki, F. Pianezzi,
S. Buecheler & A.N. Tiwari
V
Advanced Characterization of
Organic Solar Cells by Combining Steady-State and Transient
Techniques
 M. Neukom
Fluxim, Feusisberg, Switzerland
 S. Züfle & B. Ruhstaller
V
NIR Sensitizers for Dye Sensitized Solar Cells-Heptamethine
Dyes with a Great Spectral
Diversity above 700 nm
 T. Geiger, I. Shcherbakova, S. Hochleitner &
F. Nüesch
 T. Meyer
Solaronix, Aubonne, Switzerland
V
Total
P Plenary Session
O Oral Presentation
V Visual Presentation
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2
21
56

Die 27th European Photovoltaic Solar Energy

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