Cadmiumtellurid (CdTe) photovoltaics beschreibt eine Photovoltaik (PV) -Technologie, die auf der Verwendung von Cadmiumtellurid basiert, einer dünnen Halbleiterschicht zur Absorption und Umwandlung von Sonnenlicht in Elektrizität. Cadmiumtellurid PV ist die einzige Dünnschichttechnologie mit geringeren Kosten als herkömmliche Solarzellen aus kristallinem Silizium in Multi-Kilowatt-Systemen.

Im Lebenszyklus hat CdTe PV den geringsten CO2-Fußabdruck, den niedrigsten Wasserverbrauch und die kürzeste Energierücklaufzeit aller Solartechnologien. CdTe’s Energierücklaufzeit von weniger als einem Jahr ermöglicht schnellere Kohlenstoffreduktionen ohne kurzfristige Energiedefizite.

Die Toxizität von Cadmium ist ein Umweltproblem, das durch das Recycling von CdTe-Modulen am Ende ihrer Lebensdauer gemildert wird, obwohl es immer noch Unsicherheiten gibt und die öffentliche Meinung dieser Technologie gegenüber skeptisch ist. Die Verwendung seltener Materialien könnte mittelfristig auch ein begrenzender Faktor für die industrielle Skalierbarkeit der CdTe-Technologie werden. Die Menge an Tellur – von der Tellurid die anionische Form ist – ist vergleichbar mit der von Platin in der Erdkruste und trägt wesentlich zu den Kosten des Moduls bei.

Die CdTe-Photovoltaik wird in einigen der weltweit größten Photovoltaikkraftwerke wie der Topaz Solar Farm eingesetzt. Mit einem Anteil von 5,1% an der weltweiten PV-Produktion trug die CdTe-Technologie 2013 mehr als die Hälfte zum Dünnschichtmarkt bei. Ein führender Hersteller von CdTe-Dünnschichttechnologie ist die Firma First Solar mit Sitz in Tempe, Arizona.

Hintergrund
Die dominierende PV-Technologie basierte schon immer auf kristallinen Siliziumwafern. Dünne Filme und Konzentratoren waren frühe Versuche, Kosten zu senken. Dünne Schichten basieren auf der Verwendung dünnerer Halbleiterschichten zur Absorption und Umwandlung von Sonnenlicht. Konzentratoren senken die Anzahl der Platten, indem sie Linsen oder Spiegel verwenden, um mehr Sonnenlicht auf jede Platte zu bringen.

Die erste umfassend zu entwickelnde Dünnschichttechnologie war amorphes Silizium. Diese Technologie leidet jedoch unter niedrigen Wirkungsgraden und langsamen Ablagerungsraten (was zu hohen Kapitalkosten führt). Stattdessen erreichte der PV-Markt im Jahr 2007 rund 4 Gigawatt, wobei kristallines Silizium fast 90% des Umsatzes ausmachte. Die gleiche Quelle schätzte, dass im Jahr 2007 etwa 3 Gigawatt installiert wurden.

Während dieser Zeit blieben Cadmiumtellurid und Kupferindiumdiselenid oder CIS-Legierungen in Entwicklung. Letztere werden aufgrund der sehr hohen kleinzelligen Zellwirkungsgrade von bis zu 20% im Labor in Volumina von 1-30 Megawatt pro Jahr produziert. Die CdTe-Zell-Effizienz nähert sich im Labor um 20% mit einem Rekord von 22,1% ab 2016.

Geschichte [Bearbeiten]
Die Forschung in CdTe reicht bis in die 1950er Jahre zurück, da ihre Bandlücke (~ 1,5 eV) nahezu perfekt zur Verteilung von Photonen im Sonnenspektrum hinsichtlich der Umwandlung in Elektrizität passt. Es entwickelte sich ein einfaches Heterojunction-Design, bei dem p-Typ-CdTe mit n-Typ-Cadmiumsulfid (CdS) abgeglichen wurde. Die Zelle wurde durch Hinzufügen von oberen und unteren Kontakten vervollständigt. Frühe Führer in CdS / CdTe Zelleffizienzen waren GE in den 1960er Jahren und dann Kodak, Monosolar, Matsushita und AMETEK.

Bis 1981 nutzte Kodak Closed-Distated-Sublimation (CSS) und machte die ersten 10% [Klärung benötigt] Zellen und erste Multi-Zell-Geräte (12 Zellen, 8% Effizienz, 30 cm2). Monosolar und AMETEK verwendeten die Elektrodeposition, eine beliebte frühe Methode. Matsushita begann mit Siebdruck, wechselte aber in den 1990er Jahren zu CSS. Zellen mit etwa 10% Sonnenlicht-zu-Elektrizität-Effizienz wurden in den frühen 1980er Jahren bei Kodak, Matsushita, Monosolar und AMETEK hergestellt.

Ein wichtiger Schritt vorwärts trat ein, wenn Zellen in der Größe vergrößert wurden, um Produkte mit größeren Flächen herzustellen, die als Module bezeichnet werden. Diese Produkte erforderten höhere Ströme als kleine Zellen und es wurde gefunden, dass eine zusätzliche Schicht, die als transparentes leitendes Oxid (TCO) bezeichnet wird, die Bewegung des Stroms über die Oberseite der Zelle (anstelle eines Metallgitters) erleichtern könnte. Ein solches TCO, Zinnoxid, war für andere Anwendungen (thermisch reflektierende Fenster) verfügbar. Für PV leitfähiger gemacht, Zinnoxid wurde und bleibt die Norm in CdTe PV-Modulen.

CdTe-Zellen erreichten 1992 über 15% [Klärung erforderlich] durch Hinzufügen einer Pufferschicht zu dem TCO / CdS / CdTe-Stapel und verdünnten dann das CdS, um mehr Licht aufzunehmen. Chu verwendete resistives Zinnoxid als Pufferschicht und verdünnte dann das CdS von einigen Mikrometern auf unter einen halben Mikrometer Dicke. Dickes CdS, wie es in früheren Vorrichtungen verwendet wurde, blockierte etwa 5 mA / cm² Licht oder etwa 20% des von einer CdTe-Vorrichtung verwendbaren Lichts. Die zusätzliche Ebene hat die anderen Eigenschaften des Geräts nicht beeinträchtigt.

In den frühen 1990er Jahren erlebten andere Spieler gemischte Ergebnisse. Golden Photon hielt die Rekordzeit für das beste CdTe-Modul, das bei NREL gemessen wurde, mit einer Sprühabscheidetechnik bei 7,7%. Matsushita beanspruchte eine Moduleffizienz von 11% [Klärung erforderlich] unter Verwendung von CSS und ließ dann die Technologie fallen. Eine ähnliche Effizienz und ein ähnliches Schicksal ereigneten sich schließlich bei BP Solar. BP nutzte die elektrolytische Abscheidung (von Monosolar auf umständlichem Wege übernommen, als es SOHIO, den Erwerber von Monosolar, erwarb). BP Solar hat CdTe im November 2002 fallen lassen. Antec konnte etwa 7% effiziente Module herstellen, ging jedoch bankrott, als es während eines kurzen, scharfen Markteinbruchs 2002 mit der kommerziellen Produktion begann. Ab 2014 fertigte Antec jedoch weiterhin CdTe-PV-Module.

Zu den CdTe-Start-ups gehören Calyxo (ehemals Q-Cells), PrimeStar Solar in Arvada, Colorado (von First Solar von GE übernommen), Arendi (Italien). Inklusive Antec beträgt ihre Gesamtproduktion weniger als 70 Megawatt pro Jahr. Die Eidgenössische Materialprüfungs- und Forschungsanstalt Empa konzentriert sich auf die Entwicklung von CdTe-Solarzellen auf flexiblen Substraten und weist für flexible Kunststofffolien- bzw. Glassubstrate einen Zellwirkungsgrad von 13,5% bzw. 15,6% auf.

SCI und First Solar [Bearbeiten]
Der größte kommerzielle Erfolg wurde von Solar Cells Incorporated (SCI) erzielt. Sein Gründer, Harold McMaster, sah kostengünstige, dünne Filme in großem Maßstab vor. Nachdem er amorphes Silizium ausprobiert hatte, wechselte er auf Drängen von Jim Nolan zu CdTe und gründete die Firma Solar Cells Inc., aus der später First Solar wurde. McMaster setzte sich für CdTe für seine High-Rate-Verarbeitung mit hohem Durchsatz ein. SCI verschoben sich von einer Anpassung der CSS-Methode dann auf Dampftransport verschoben. Im Februar 1999 verkaufte McMaster das Unternehmen an True North Partners, die es First Solar nannten.

In den ersten Jahren erlitt First Solar Rückschläge, und die anfänglichen Modulwirkungsgrade waren bescheiden, etwa 7%. Kommerzielles Produkt wurde 2002 verfügbar. Die Produktion erreichte 2005 25 Megawatt. Das Unternehmen fertigte in Perrysburg, Ohio und Deutschland. Im Jahr 2013 erwarb First Solar die Dünnschicht-Solarmodul-Technologie von GE gegen eine Beteiligung von 1,8% an dem Unternehmen. Heute fertigt First Solar im Jahr 2016 über 3 Gigawatt mit einem durchschnittlichen Modulwirkungsgrad von 16,4%.

Technologie

Zell-Effizienz
Im August 2014 hat First Solar ein Gerät mit 21,1% Konversionseffizienz angekündigt. Im Februar 2016 gab First Solar bekannt, dass sie in ihren CdTe-Zellen eine Rekordumwandlungseffizienz von 22,1% erreicht haben. 2014 wurde die Rekord-Modul-Effizienz von First Solar von 16,1% auf 17,0% gesteigert. Zu diesem Zeitpunkt prognostizierte das Unternehmen für sein CdTe-PV eine durchschnittliche Effizienz des Modulmoduls von 17% bis 2017, bis 2016 jedoch eine Moduleffizienz von ~ 19,5%.

Da CdTe die optimale Bandlücke für Einzelübergangsvorrichtungen aufweist, können Wirkungsgrade nahe 20% (wie sie bereits in CIS-Legierungen gezeigt wurden) in praktischen CdTe-Zellen erreichbar sein.

Prozessoptimierung [Bearbeiten]
Prozessoptimierung verbessert den Durchsatz und senkt die Kosten. Zu den Verbesserungen gehörten breitere Substrate (da die Kapitalkosten sublinear skaliert und die Installationskosten reduziert werden können), dünnere Schichten (um Material, Strom und Bearbeitungszeit zu sparen) und eine bessere Materialausnutzung (um Material- und Reinigungskosten zu sparen). Die CdTe-Modulkosten 2014 betrugen etwa 72 US-Dollar pro 1 Quadratmeter (11 Quadratfuß) oder etwa 90 US-Dollar pro Modul.

Umgebungstemperatur [Bearbeiten]
Modulwirkungsgrade werden in Laboratorien bei Standardtesttemperaturen von 25 ° C gemessen, jedoch sind Module im Feld oft viel höheren Temperaturen ausgesetzt. Der relativ niedrige Temperaturkoeffizient von CdTe schützt die Leistung bei höheren Temperaturen. CdTe-PV-Module erfahren die Hälfte der Reduktion von kristallinen Silizium-Modulen, was zu einer erhöhten jährlichen Energieproduktion von 5-9% führt.

Solar-Tracking [Bearbeiten]
Fast alle bisherigen Dünnschicht-Photovoltaik-Modulsysteme waren nicht-Solar-Tracking, da die Modulleistung zu gering war, um die Kapital- und Betriebskosten des Trackers zu kompensieren. Aber relativ kostengünstige einachsige Nachführsysteme können 25% Leistung pro installiertem Watt hinzufügen. Darüber hinaus kann die Gesamteffizienz des PV-Systems in Abhängigkeit vom Energieertrag des Trackers durch Senkung der Systemkosten und der Umweltauswirkungen gesteigert werden. Dies ist klimaabhängig. Tracking erzeugt auch ein glatteres Output-Plateau um die Mittagszeit.

Materialien
Cadmium [Bearbeiten]
Cadmium (Cd), ein toxisches Schwermetall, das als gefährliche Substanz angesehen wird, ist ein Abfallnebenprodukt beim Abbau, Schmelzen und Veredeln sulfidischer Erze von Zink während der Zinkraffination, und daher hängt seine Produktion nicht von der Nachfrage des PV-Marktes ab. CdTe-PV-Module bieten eine nützliche und sichere Verwendung für Cadmium, das andernfalls für die zukünftige Verwendung gelagert oder in Deponien als gefährlicher Abfall entsorgt werden würde. Bergbau-Nebenprodukte können in CdTe-PV-Solarmodulen über Jahre in eine stabile CdTe-Verbindung umgewandelt und sicher eingekapselt werden. Ein großes Wachstum im CdTe-PV-Sektor hat das Potenzial, die globalen Cadmiumemissionen durch die Verlagerung von Kohle- und Ölkraftwerken zu reduzieren.

Tellur [Bearbeiten]
Tellur (Te) Produktion und Reserven Schätzungen unterliegen Unsicherheit und variieren erheblich. Tellur ist ein seltenes, leicht giftiges Halbmetall, das hauptsächlich als Bearbeitungsadditiv zu Stahl verwendet wird. Te wird fast ausschließlich als Nebenprodukt der Kupferraffination gewonnen, wobei kleinere Mengen aus der Blei- und Goldproduktion stammen. Nur eine kleine Menge, geschätzt auf etwa 800 Tonnen pro Jahr, steht zur Verfügung. Laut USGS lag die weltweite Produktion 2007 bei 135 Tonnen. Ein Gigawatt (GW) an CdTe-PV-Modulen würde etwa 93 Tonnen benötigen (bei aktuellen Wirkungsgraden und Dicken). Durch verbesserte Materialeffizienz und erhöhtes PV-Recycling hat die CdTe-PV-Industrie das Potenzial, bis zum Jahr 2038 vollständig auf Tellur aus recycelten End-of-Life-Modulen zurückgreifen zu können. In den letzten zehn Jahren wurden neue Lieferungen getätigt, z Xinju, China sowie in Mexiko und Schweden. Im Jahr 1984 identifizierten Astrophysiker Tellur als das am häufigsten vorkommende Element des Universums mit einer Ordnungszahl über 40. Bestimmte Unterwasserkämme sind reich an Tellur.

Cadmiumchlorid / Magnesiumchlorid [Bearbeiten]
Die Herstellung einer CdTe – Zelle beinhaltet eine dünne Beschichtung mit Cadmiumchlorid (CdCl
2) um die Gesamteffizienz der Zelle zu erhöhen. Cadmiumchlorid ist toxisch, relativ teuer und in hohem Maße in Wasser löslich, was eine potentielle Umweltbedrohung während der Herstellung darstellt. Im Jahr 2014 fanden Untersuchungen heraus, dass reichlich und unschädlich Magnesiumchlorid (MgCl
2) funktioniert ebenso gut wie Cadmiumchlorid. Diese Forschung könnte zu billigeren und sichereren CdTe-Zellen führen.

Sicherheit [Bearbeiten]
Cadmium und Tellur sind toxisch und karzinogen, aber CdTe bildet ein kristallines Gitter, das sehr stabil ist und mehrere Größenordnungen weniger toxisch als Cadmium ist. Die Glasplatten, die das CdTe-Material umgeben (wie in allen kommerziellen Modulen), dichten bei einem Brand ab und erlauben keine Cadmiumfreisetzung. Alle anderen Verwendungen und Expositionen im Zusammenhang mit Cadmium sind gering und in Art und Größenordnung ähnlich wie Expositionen mit anderen Materialien in der breiteren PV-Wertschöpfungskette, z. B. giftige Gase, Bleilot oder Lösungsmittel (die meisten werden nicht in der CdTe-Herstellung verwendet) .

Recycling [Bearbeiten]
Aufgrund des exponentiellen Wachstums der Photovoltaik ist die Anzahl der weltweit installierten PV-Anlagen deutlich gestiegen. First Solar hat im Jahr 2005 das erste globale und umfassende Recyclingprogramm in der PV-Industrie eingeführt. Die Recyclinganlagen arbeiten in allen Produktionsanlagen von First Solar und decken bis zu 95% Halbleitermaterial für die Wiederverwendung in neuen Modulen und 90% Glas für die Wiederverwendung ab neue Glasprodukte. Eine Ökobilanz des CdTe-Modulrecyclings durch die Universität Stuttgart ergab einen Rückgang des Primärenergiebedarfs im End-of-Life von 81 MJ / m2 auf -12 MJ / m2, was einer Reduktion von rund 93 MJ / m2 entspricht des Treibhauspotenzials von 6 kg CO2-Äquivalent / m2 bis -2,5 CO2-Äquivalent / m2, eine Reduktion von ca. -8,5 CO2-Äquivalent / m2. Diese Reduzierungen zeigen eine äußerst vorteilhafte Veränderung des gesamten Umweltprofils des CdTe-Photovoltaikmoduls. Die Ökobilanz zeigte auch, dass die wichtigsten Beiträge zu berücksichtigten Umweltwirkungskategorien auf die benötigten Chemikalien und Energie bei der Verarbeitung von CdTe-Modulen zurückzuführen sind.

Korngrenzen [Bearbeiten]
Die Korngrenze ist die Grenzfläche zwischen zwei Körnern eines kristallinen Materials und tritt auf, wenn sich zwei Körner treffen. Sie sind eine Art von kristallinem Defekt. Es wird oft angenommen, dass die Leerlaufspannungslücke, die in CdTe beobachtet wird, im Vergleich sowohl zu Einkristall-GaAs als auch zu der theoretischen Grenze in gewisser Weise den Korngrenzen innerhalb des Materials zugeordnet werden kann. Es gab jedoch eine Reihe von Studien, die nicht nur die Vermutung nahelegen, dass GBs nicht schädlich für die Leistung sind, sondern in der Tat als Quellen für eine verbesserte Carrier-Sammlung von Nutzen sein können. Daher bleibt die genaue Rolle der Korngrenzen bei der Leistungsbegrenzung von CdTe-basierten Solarzellen unklar, und die Forschung geht weiter, um diese Frage zu beantworten.

Marktfähigkeit
Der Erfolg von Cadmiumtellurid-PV beruht auf den mit der CdTe-Technologie erreichbaren niedrigen Kosten, die durch die Kombination einer angemessenen Effizienz mit niedrigeren Kosten für die Modulfläche möglich sind. Die direkten Herstellungskosten für CdTe-PV-Module erreichten im Jahr 2013 0,57 USD pro Watt, und die Kapitalkosten pro neues Watt Kapazität liegen nahe bei 0,9 USD pro Watt (einschließlich Land und Gebäude).

Bemerkenswerte Systeme [Bearbeiten]
Es wurde behauptet, dass CdTe-PV-Lösungen im Versorgungsmaßstab mit Spitzenerzeugungsquellen für fossile Brennstoffe konkurrieren könnten, abhängig von Bestrahlungsstärken, Zinssätzen und anderen Faktoren wie Entwicklungskosten. Jüngste Installationen von großen First Solar CdTe-PV-Systemen wurden behauptet, mit anderen konkurrieren zu können Formen der Solarenergie:

Das Projekt Agua Caliente von First Solar mit einer Leistung von 290 Megawatt (MW) in Arizona ist eines der größten jemals gebauten Photovoltaik-Kraftwerke. Agua Caliente bietet First Solars Anlagensteuerungs-, Prognose- und Energieplanungsfunktionen, die zur Zuverlässigkeit und Stabilität des Netzes beitragen.

Die 550 MW Topaz Solar Farm in Kalifornien fertigte im November 2014 den Bau und war zu dieser Zeit der weltweit größte Solarpark.
Das 13-Megawatt-Projekt von First Solar in Dubai, betrieben von der Dubai Electricity and Water Authority, ist der erste Teil des Solarparks Mohammed Bin Rashid Al Maktoum und war zum Zeitpunkt der Fertigstellung im Jahr 2013 das größte PV-Kraftwerk der Region.
Ein 40-MW-System, das von der Juwi-Gruppe im Solarpark Waldpolenz bei seiner Ankündigung installiert wurde, war das weltweit größte und kostengünstigste geplante PV-System. Der Preis betrug 130 Millionen Euro.

Ein 128-MWp-System von Belectric im brandenburgischen Templin ist die derzeit größte Dünnschicht-PV-Anlage in Europa (Stand Januar 2015).

Für das 21 MW Photovoltaik-Kraftwerk Blythe in Kalifornien wurde durch einen Stromkaufvertrag der Preis für den erzeugten Strom zu 0,12 $ pro kWh festgelegt (nach Anwendung aller Anreize). Definiert in Kalifornien als der „Market Reference Price“, legte dies den Preis fest, den die PUC für eine Spitzenstromquelle, wie z. B. Erdgas, zahlen würde. Obwohl PV-Anlagen intermittierend und nicht wie Erdgas auf die gleiche Weise zuteilbar sind, haben Erdgasgeneratoren ein anhaltendes Treibstoffpreisrisiko, das PV nicht hat.
Ein Auftrag für zwei Megawatt Dachinstallationen mit Southern California Edison. Das SCE-Programm wurde entwickelt, um 250 MW mit Gesamtkosten von 875 Mio. USD (im Durchschnitt 3,5 USD / Watt) nach Anreizen zu installieren.