Photovoltaik wirtschaftlich

Das weltweite Wachstum der Photovoltaik war zwischen 1992 und 2017 eine exponentielle Kurve. Während dieser Zeit entwickelte sich die Photovoltaik (PV), auch bekannt als Solar PV, von einem Nischenmarkt für kleine Anwendungen zu einer Hauptstromquelle. Als Solarstromanlagen erstmals als vielversprechende erneuerbare Energietechnologien anerkannt wurden, wurden Programme wie Einspeisetarife von einer Reihe von Regierungen umgesetzt, um wirtschaftliche Anreize für Investitionen zu schaffen. Das Wachstum wurde vor allem von Japan und den europäischen Pionierländern getragen. Als Konsequenz sanken die Kosten für Solarstrom aufgrund von Erfahrungen, die sich aus den Auswirkungen von Erfahrungswerten ergaben, wie z. B. technologische Verbesserungen und Skaleneffekte.

Erfahrungskurven beschreiben, dass der Preis einer Sache mit der jemals produzierten Summe sinkt. Das PV-Wachstum nahm noch schneller zu, als die Produktion von Solarzellen und -modulen in den USA mit ihrem Million-Solar-Dächer-Projekt anzusteigen begann und erneuerbare Energien in den Fünfjahresplan für die Energieproduktion von 2011 aufgenommen wurden. Seitdem hat der Einsatz von Photovoltaik weltweit an Bedeutung gewonnen, insbesondere in Asien, aber auch in Nordamerika und anderen Regionen, wo die Photovoltaik 2015-17 zunehmend mit konventionellen Energiequellen konkurrierte, da die Netzparität bereits in etwa 30 erreicht wurde Länder.

Projektionen für das Photovoltaik-Wachstum sind schwierig und mit vielen Unsicherheiten behaftet. Offizielle Agenturen, wie die Internationale Energieagentur, haben ihre Schätzungen im Laufe der Jahre ständig erhöht, aber immer noch nicht den tatsächlichen Einsatz erreicht.

Historisch gesehen waren die Vereinigten Staaten für viele Jahre führend bei der Installation von Photovoltaikanlagen, und ihre Gesamtkapazität betrug 1996 77 Megawatt – mehr als jedes andere Land auf der Welt zu dieser Zeit. Bis 2005 war Japan der Weltmarktführer für produzierten Solarstrom, bis Deutschland die Führung übernahm und bis 2016 eine Kapazität von über 40 Gigawatt hatte. Im Jahr 2015 wurde China jedoch zum weltweit größten Photovoltaik-Produzenten und übertraf 2017 als erstes Land die 100 GW kumulativ installierter PV-Kapazität. Es wird erwartet, dass China führend in der installierten PV-Kapazität sein wird, und es wird prognostiziert, dass es zusammen mit Indien und den USA im kommenden Jahrzehnt der größte Markt für Solar-PV-Anlagen sein wird.

Bis Ende 2016 erreichte die kumulierte Photovoltaik-Kapazität rund 302 Gigawatt (GW), was Schätzungen zufolge ausreichen sollte, um zwischen 1,3% und 1,8% des weltweiten Strombedarfs zu decken. Solar steuerte 8%, 7,4% und 7,1% zum jeweiligen jährlichen Inlandsverbrauch in Italien, Griechenland und Deutschland bei. Die European Photovoltaic Industry Association, eine Handelsgruppe der Solarindustrie, behauptet, dass installierte weltweite Kapazitäten sich zwischen 2016 und 2020 auf mehr als 500 GW mehr als verdoppeln oder sogar verdreifachen werden; bis zum Jahr 2050 wird Solarstrom zur weltweit größten Stromquelle. Solch eine Errungenschaft würde erfordern, dass die PV-Kapazität auf 4.600 GW anwachsen würde, von denen mehr als die Hälfte in China und Indien eingesetzt werden sollte.

Aktueller Status
Nameplate Capacity bezeichnet die Spitzenleistung von Kraftwerken in Watt, die als günstig voreingestellt ist, z. B. Kilowatt (kW), Megawatt (MW) und Gigawatt (GW). Da die Leistungsabgabe für variable erneuerbare Quellen nicht vorhersehbar ist, überschätzt jedoch die Verwendung der Nennkapazität als Metrik die durchschnittliche Erzeugung einer Quelle erheblich. Daher wird die Kapazität in der Regel mit einem geeigneten Kapazitätsfaktor multipliziert, der unterschiedliche Bedingungen berücksichtigt – Wetter, Nachtzeit, Breitengrad, Wartung usw., um den Energieplanern eine Vorstellung vom Wert einer Quelle für die Öffentlichkeit zu geben. Je nach Kontext kann die angegebene Spitzenleistung auch vor einer nachfolgenden Umwandlung in Wechselstrom, z. B. für eine einzelne Photovoltaikplatte, liegen oder diese Umwandlung und ihren Verlust für eine netzgekoppelte Photovoltaikanlage umfassen. Weltweit beträgt der durchschnittliche PV-Kapazitätsfaktor 11%.

Die Windenergie hat unterschiedliche Eigenschaften, z. B. einen höheren Kapazitätsfaktor und etwa das Vierfache der Stromproduktion aus Solarenergie von 2015. Im Vergleich zur Windkraft korreliert die photovoltaische Stromerzeugung gut mit dem Energieverbrauch für die Klimatisierung in warmen Ländern. Ab 2017 haben eine Handvoll Energieversorger begonnen, PV-Anlagen mit Batteriebänken zu kombinieren, wodurch eine mehrstündige Dispatcher-Generierung erreicht wird, um die mit der Entenkurve nach Sonnenuntergang verbundenen Probleme zu mildern.

Eine vollständige Historie des Deployments in den letzten zwei Jahrzehnten finden Sie im Abschnitt Deployment-Historie.

Weltweit
Im Jahr 2016 stieg die Photovoltaik-Kapazität um mindestens 75 GW, wobei Neuinstallationen im Vergleich zum Vorjahr um 50% zunahmen. Die kumulierte installierte Kapazität erreichte bis Ende des Jahres mindestens 302 GW, was 1,8 Prozent des weltweiten Stromverbrauchs ausmacht.

Regionen
Im Jahr 2014 war Asien mit über 60% der weltweiten Installationen die am schnellsten wachsende Region. Auf China und Japan entfielen allein 20 GW oder die Hälfte des weltweiten Einsatzes. Europa ging weiter zurück und installierte 7 GW oder 18% des weltweiten PV-Marktes, dreimal weniger als im Rekordjahr 2011, als 22 GW installiert wurden. Zum ersten Mal entfielen auf Nord- und Südamerika zusammen mindestens 7,1 GW oder etwa 18% der weltweiten Gesamtmenge. Dies war auf das starke Wachstum in den USA zurückzuführen, das von Kanada, Chile und Mexiko unterstützt wurde.

In Bezug auf die kumulierte Kapazität war Europa mit 88 GW oder der Hälfte der weltweiten Gesamtleistung von 178 GW noch immer die am weitesten entwickelte Region. Im Jahr 2014 deckten Solarstromanlagen 3,5% und 7% der europäischen Stromnachfrage und Spitzenstrombedarf. Die asiatisch-pazifische Region (APAC), zu der Länder wie Japan, Indien und Australien gehören, folgte an zweiter Stelle und machte etwa 20% der Gesamtnachfrage aus weltweite Kapazität. China wurde mit 16% Dritter, gefolgt von Amerika mit rund 12%. Die kumulative Kapazität in der Region MEA (Nahost und Afrika) und ROW (Rest der Welt) machte nur etwa 3,3% der globalen Gesamtmenge aus.

Länder
Das weltweite Wachstum der Photovoltaik ist äußerst dynamisch und variiert stark von Land zu Land. Die Top-Installateure des Jahres 2016 waren China, die Vereinigten Staaten und Indien. Es gibt mehr als 24 Länder auf der ganzen Welt mit einer kumulierten PV-Kapazität von mehr als einem Gigawatt. Österreich, Chile und Südafrika überschritten 2016 die eine Gigawatt-Marke. Die verfügbare PV-Kapazität in Honduras reicht zur Versorgung von 12,5% des Stroms, während Italien, Deutschland und Griechenland zwischen 7% und 8% produzieren können % ihres jeweiligen inländischen Stromverbrauchs.

Führende PV-Implementierungen im Jahr 2016 waren China (34,5 GW), USA (14,7 GW), Japan (8,6 GW), Indien (4 GW) und das Vereinigte Königreich (2 GW).

Prognose
Prognose für 2017
Am 19. Dezember 2016 prognostizierte IHS Markit, dass globale Neuinstallationen 79 GW erreichen würden, was einem Wachstum von 3% entspricht. Im Juli 2017 prognostizierte die SolarPower Europe Association eine installierte Leistung von 80,5 GW (mittleres Szenario) mit einem Spread von 58,5 GW (niedriges Szenario) bis 103,6 GW (hohes Szenario). Am 21. August 2017 prognostizierte Greentech Media, dass der globale Solarmarkt 2017 um 4% wachsen und 81,1 GW erreichen wird, nach 2016 insgesamt 77,8 GW. Am 14. September 2017 prognostizierte EnergyTrend, dass der globale Solarmarkt im Jahr 2017 100,4 GW erreichen wird, ein Anstieg um 26% gegenüber dem Vorjahr.

Globale kurzfristige Prognose
Im August 2017 prognostizierte GTM Research, dass die kumulativ installierte globale Photovoltaik-Kapazität bis 2022 voraussichtlich 871 Gigawatt erreichen wird.

Globale Langzeitprognose (2050)
Im Jahr 2014 veröffentlichte die Internationale Energieagentur (IEA) ihre neueste Ausgabe des Berichts “Technologie-Roadmap: Solar Photovoltaic Energy”, in der klare, glaubwürdige und konsistente Signale von politischen Entscheidungsträgern gefordert werden. Die IEA bestätigte auch, dass sie den Einsatz von PV bisher unterschätzt und ihre kurzfristigen und langfristigen Ziele neu bewertet hat.

IEA-Bericht Technologie-Roadmap: Solare photovoltaische Energie (September 2014) –

Seit unserer IEA-Technologie-Roadmap 2010 für PV-Energie ist viel passiert. Die PV wurde schneller als erwartet bereitgestellt und wird bis 2020 voraussichtlich das Doppelte des vorher erwarteten Niveaus erreichen. Schneller Einsatz und sinkende Kosten haben die jeweils andere angetrieben. Diese Fortschritte sowie andere wichtige Veränderungen in der Energielandschaft, insbesondere in Bezug auf den Status und den Fortschritt von Kernenergie und CCS, haben die IEA dazu veranlasst, die Rolle von Solar-PV bei der Abschwächung des Klimawandels neu zu bewerten. Dieser aktualisierte Fahrplan sieht vor, dass der Anteil der PV an der weltweiten Stromerzeugung bis 2050 auf 16% steigen wird, verglichen mit 11% in der Roadmap 2010.
Das Langzeitszenario der IEA für 2050 beschrieb, wie die weltweite Kapazität von solarer Photovoltaik (PV) und konzentrierter Solarthermie (CSP) 4.600 GW bzw. 1.000 GW erreichen würde. Um die IEA-Prognose zu erreichen, wurden jährlich 124 GW PV-Investitionen und Investitionen in Höhe von 225 Mrd. USD benötigt. Dies war zu dieser Zeit jeweils etwa drei- und zweimal. Bis 2050 würden die Stromgestehungskosten (LCOE), die durch Solar-PV erzeugt werden, zwischen US 4 ¢ und 16 ¢ pro Kilowattstunde (kWh) oder nach Segmenten und im Durchschnitt 5,6 ¢ pro kWh für Kraftwerke im Kraftwerksmaßstab betragen von 4 ¢ bis 9,7 ¢) und 7,8 ¢ pro kWh für Solardachanlagen (Bereich von 4,9 ¢ bis 15,9 ¢) 24 Diese Schätzungen basieren auf einem gewichteten durchschnittlichen Kapitalkostensatz (WACC) von 8%. Der Bericht stellte fest, dass, wenn der WACC 9% übersteigt, mehr als die Hälfte der Stromgestehungskosten von PV aus finanziellen Ausgaben gemacht werden, und dass optimistischere Annahmen eines niedrigeren WACC die Stromgestehungskosten von Solar PV in der Zukunft signifikant reduzieren würden betont, dass diese neuen Zahlen keine Projektionen waren, sondern vielmehr Szenarien, von denen sie glauben, dass sie eintreten würden, wenn die wirtschaftlichen, regulatorischen und politischen Rahmenbedingungen zugrunde gelegt würden.

Im Jahr 2015 hat das Fraunhofer ISE eine Studie im Auftrag des deutschen Think Tanks Agora Energiewende durchgeführt und festgestellt, dass in den meisten Szenarien die Rolle der Solarenergie in zukünftigen Energiesystemen grundsätzlich unterschätzt wird. Die Fraunhofer-Studie (siehe Zusammenfassung ihrer Schlussfolgerungen unten) unterschied sich signifikant von dem Roadmap-Bericht der IEA zur Photovoltaik-Technologie, obwohl sie nur wenige Monate auseinander liegen. Der Bericht sah voraus, dass die weltweit installierte PV-Kapazität bis 2050 30 700 GW erreichen wird. Bis dahin rechnete Fraunhofer mit einer Stromgestehungskosten von 0,02 bis 0,04 € pro Kilowattstunde, was etwa der Hälfte der Kosten der Internationalen Energieagentur entspricht hatte projiziert (4 ¢ bis 9,7 ¢). Die schlüsselfertigen Systemkosten würden von derzeit 995 € / kWp um mehr als 50% auf 436 € / kWp sinken. Dies ist auch bemerkenswert, da die IEA-Roadmap deutlich höhere Schätzungen von 1.400 USD bis 3.300 USD pro kWp für acht Hauptmärkte auf der ganzen Welt veröffentlichte (siehe Tabelle Typische PV-Systempreise im Jahr 2013). Die Studie stimmte jedoch dem Roadmap-Bericht der IEA zu, indem sie die Bedeutung der Kapitalkosten (WACC) hervorhob, die stark von regulatorischen Regelungen abhängen und sogar die lokalen Vorteile einer höheren Sonneneinstrahlung überwiegen könnten. 53 In der Studie wurde ein WACC von 5%, 7,5% und 10% verwendet, um die prognostizierten Stromgestehungskosten für PV-Kraftwerke auf 18 verschiedenen Märkten weltweit zu berechnen.

Fraunhofer ISE: Aktuelle und zukünftige Kosten der Photovoltaik. Langfristige Szenarien für Marktentwicklung, Systempreise und LCOE von PV-Großanlagen. Studie im Auftrag von Agora Energiewende (Februar 2015) –

Die Photovoltaik ist bereits heute eine kostengünstige erneuerbare Energietechnologie. Die Stromgestehungskosten von Photovoltaik-Großanlagen in Deutschland sind von über 40 ct / kWh im Jahr 2005 auf 9 cts / kWh im Jahr 2014 gesunken. In sonnenreichen Regionen der Welt wurden sogar noch niedrigere Preise gemeldet, da ein Großteil der Kostenkomponenten gehandelt wird globale Märkte.
Solarenergie wird in vielen Regionen der Welt bald die günstigste Form der Elektrizität sein. Selbst in konservativen Szenarien und ohne größere technologische Durchbrüche ist ein Ende der Kostensenkung nicht in Sicht. Abhängig vom jährlichen Sonnenschein werden bis 2025 Stromkosten von 4-6 cts / kWh erwartet, die bis 2050 2-4 ct / kWh erreichen (konservative Schätzung).
Finanzielle und regulatorische Rahmenbedingungen werden in Zukunft die Kosten senken. Die Kosten für Hardware, die von globalen Märkten bezogen wird, werden unabhängig von den lokalen Bedingungen sinken. Unzureichende Regulierungssysteme können jedoch die Stromkosten durch höhere Finanzierungskosten um bis zu 50 Prozent erhöhen. Dies kann sogar den Effekt besserer lokaler Solarressourcen überkompensieren.
Die meisten Szenarien unterschätzen grundsätzlich die Rolle der Solarenergie in zukünftigen Energiesystemen. Auf der Grundlage veralteter Kostenschätzungen sehen die meisten Szenarios für zukünftige nationale, regionale oder globale Energiesysteme nur einen geringen Beitrag von Solarenergie vor. Die Ergebnisse unserer Analyse zeigen, dass eine grundlegende Überprüfung kostenoptimaler Stromnetzpfade notwendig ist.

Regionale Prognosen

China
Im Oktober 2015 plante China die Installation von 150 GW Solarenergie bis 2020, eine Steigerung von 50 GW im Vergleich zu dem im Oktober 2014 angekündigten Ziel für 2020, als China 100 GW Solarstrom – zusammen mit 200 GW Wind – installieren wollte , 350 GW Wasserkraft und 58 GW Kernkraft.
Insgesamt hat China seine jährlichen und kurzfristigen Ziele konsequent erhöht. Allerdings haben sich die Schätzungen, Ziele und tatsächlichen Einsatzbedingungen in der Vergangenheit erheblich voneinander unterschieden: In den Jahren 2013 und 2014 wurde erwartet, dass China weiterhin 10 GW pro Jahr installieren wird. Im Februar 2014 hat die chinesische NDRC ihr Ziel für 2014 von 10 GW auf 14 GW (später auf 13 GW) angehoben und am Ende 10,6 GW installiert, was auf Mängel im verteilenden PV-Sektor zurückzuführen war.

Indien
Das Land plante die Installation von 100 GW Solarkraft bis 2022, ein fünfmal höherer Anstieg als bei einem früheren Ziel.

Japan
Japan hat ein Ziel von 53 GW an PV-Kapazität bis 2030, und bis 2050 werden 10% des gesamten inländischen Primärenergiebedarfs mit Photovoltaik erreicht. Das Ziel für 2030 wurde im Jahr 2018 erreicht.

Europa
Bis zum Jahr 2020 erwartet die European Photovoltaic Industry Association (EPIA) eine PV-Kapazität von 150 GW. Er stellte fest, dass die von der EU überwachten nationalen Aktionspläne für erneuerbare Energien (NREAP) zu konservativ waren, da das Ziel von 84 GW Solarstrom bis 2020 bereits 2014 übertroffen wurde – bis Ende 2014 waren es knapp 88 GW. Für das Jahr 2030 prognostizierte EPIA ursprünglich, dass die PV-Leistung zwischen 330 und 500 GW betragen würde und 10 bis 15 Prozent des europäischen Strombedarfs decken würde. Spätere Neubewertungen waren jedoch pessimistischer und lagen bei einem Anteil von 7 bis 11 Prozent, wenn keine größeren politischen Änderungen vorgenommen wurden.

Wirtschaft
In der Welt wurde der Photovoltaikmarkt durch die Elektrifizierungsbedürfnisse von Systemen geschaffen, die vom Netzwerk isoliert sind, wie Satelliten, Boote, Wohnwagen und andere mobile Objekte (Uhren, Taschenrechner …) oder isolierte Standorte und Instrumente. Der Fortschritt der Produktionstechniken für photovoltaische Zellen hat seit den 1990er Jahren zu einem Preisverfall geführt, der es ermöglichte, mit verschiedenen staatlichen Subventionen eine Massenproduktion für das Stromnetz in Betracht zu ziehen, eine Produktion, die auf den Eigenkonsum ausgedehnt werden könnte Produktion integriert in Smart Grids, von Wänden und Dächern und in der Perspektive von sauberer und dezentraler Energie, über Dienstleistungen, die möglicherweise so geteilt werden, wie es Jeremy Rifkin in seinem Konzept der dritten industriellen Revolution propagiert.

Arbeitsplätze
Die Photovoltaik-Industrie beschäftigte im Jahr 2012 weltweit rund 435.000 Menschen, darunter 265.000 Menschen in Europa. fast eine Million Arbeitsplätze hängen indirekt von diesem Sektor ab, einschließlich 700.000 für die Installation, Wartung und das Recycling von PV-Systemen; EPIA-Szenarien sehen bis 2020 in Europa bis zu 1 Million Arbeitsplätze vor. Die Produktion eines MWC führt zur Schaffung von 3 bis 7 Vollzeitäquivalenten direkten Arbeitsplätzen und 12 bis 20 indirekten Arbeitsplätzen.

Der Photovoltaiksektor würde in Frankreich zwischen 20.000 und 35.000 Arbeitsplätze umfassen, die sich “entlang der Wertschöpfungskette (Projektentwicklung, Installation …)” und nicht im innovativsten Teil (Forschung, Herstellung) befinden. Eine Studie des SIA-Vorstandsbüros, eine Tätigkeit in der Photovoltaik, würde 10 bis 40% teurer sein als die Entlohnung eines Arbeitslosen. Das Photovoltaik-Moratorium in Frankreich, das von Dezember 2010 bis März 2011 dauerte, könnte zu mehr als 5.000 Stellenabbau führen.

Geschichte der Marktentwicklung

Preise und Kosten (1977 bis heute)
Der durchschnittliche Preis pro Watt fiel für Solarzellen in den Jahrzehnten vor 2017 drastisch. Während im Jahr 1977 die Preise für kristalline Siliziumzellen etwa 77 Dollar pro Watt betrugen, lagen die durchschnittlichen Spotpreise im August 2018 bei nur 0,13 Dollar pro Watt oder fast 600 Mal weniger als vor vierzig Jahren. Die Preise für Dünnschichtsolarzellen und für c-Si-Solarmodule lagen bei etwa 0,60 US-Dollar pro Watt. Die Modul- und Zellpreise sind nach 2014 noch weiter gesunken (siehe Preisangaben in der Tabelle).

Dieser Preistrend wurde als Beweis für das Gesetz von Swanson angesehen (eine Beobachtung ähnlich dem berühmten Mooreschen Gesetz), die besagt, dass die Kosten pro Watt für Solarzellen und -platten bei jeder Verdoppelung der kumulierten Photovoltaikproduktion um 20 Prozent sinken. Eine Studie aus dem Jahr 2015 zeigte, dass der Preis / kWh seit 1980 um 10% pro Jahr gesunken ist, und prognostizierte, dass Solarstrom bis 2030 20% des gesamten Stromverbrauchs beitragen könnte.

Die International Energy Agency (IEA) veröffentlichte in ihrer Ausgabe 2014 des Technology Roadmap: Solar Photovoltaic Energy-Reports Preise für private, gewerbliche und großtechnische PV-Systeme für acht Hauptmärkte ab 2013 (siehe Tabelle unten). Der SunShot Initiative-Bericht des DOE gibt jedoch niedrigere Preise als der IEA-Bericht an, obwohl beide Berichte gleichzeitig veröffentlicht wurden und sich auf denselben Zeitraum beziehen. Nach 2014 fielen die Preise weiter. Für das Jahr 2014 modellierte die SunShot Initiative US-Systempreise im Bereich von 1,80 bis 3,29 US-Dollar pro Watt. Andere Quellen identifizierten ähnliche Preisspannen von 1,70 bis 3,50 US-Dollar für die verschiedenen Marktsegmente in den USA. Im stark durchdrungenen deutschen Markt gingen die Preise für private und kleine kommerzielle Dachanlagen von bis zu 100 kW auf 1,36 US-Dollar pro Watt (1,24 € / W) zurück Ende 2014. Im Jahr 2015 schätzte die Deutsche Bank die Kosten für kleine Wohndachanlagen in den USA auf etwa 2,90 US-Dollar pro Watt. Die Kosten für Stromversorgungssysteme in China und Indien wurden auf 1,00 US-Dollar pro Watt geschätzt. Im Mai 2017 kostete ein 5 kW-Wohnsystem in Australien durchschnittlich 1,25 australische Dollar oder 0,93 US-Dollar pro Watt.

Technologien (1990-heute)
In den Jahren vor 2017 gab es deutliche Fortschritte in der Technologie des konventionellen kristallinen Siliziums (c-Si). Die sinkenden Kosten des Polysiliziums seit 2009, die nach einer Periode von starkem Engpass (siehe unten) von Silizium-Ausgangsmaterial folgten, nahmen weiter zu Hersteller von kommerziellen Dünnschicht-PV-Technologien, darunter amorphes Dünnschicht-Silizium (a-Si), Cadmium-Tellurid (CdTe) und Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIGS), führten zum Konkurs mehrerer ehemals bestehender Dünnschicht-Unternehmen hochgepriesen. Der Sektor sah sich einem Preiswettbewerb seitens chinesischer Hersteller von kristallinen Siliziumzellen und -modulen ausgesetzt, und einige Unternehmen wurden zusammen mit ihren Patenten unter den Kosten verkauft.

Im Jahr 2013 entfielen rund 9 Prozent des weltweiten Einsatzes auf Dünnschichttechnologien, 91 Prozent auf kristallines Silizium (Mono-Si und Multi-Si). Mit 5 Prozent des Gesamtmarktes hielt CdTe mehr als die Hälfte des Dünnschichtmarktes und hinterließ 2 Prozent für jedes CIGS und amorphe Silizium

CIGS-Technologie
Kupfer-Indium-Gallium-Selenid (CIGS) ist der Name des Halbleitermaterials, auf dem die Technologie basiert. Einer der größten Produzenten von CIGS-Photovoltaik im Jahr 2015 war das japanische Unternehmen Solar Frontier mit einer Fertigungskapazität im Gigawatt-Bereich. Ihre CIS-Linientechnologie umfasste Module mit einer Konversionseffizienz von über 15%. Das Unternehmen profitierte vom boomenden japanischen Markt und versuchte, das internationale Geschäft auszubauen. Mehrere bekannte Hersteller konnten jedoch nicht mit den Fortschritten bei der herkömmlichen kristallinen Siliziumtechnologie Schritt halten. Die Firma Solyndra hat alle Geschäftstätigkeiten eingestellt und 2011 Insolvenz angemeldet, und Nanosolar, ebenfalls ein CIGS-Hersteller, hat 2013 seine Pforten geschlossen. Obwohl beide Firmen CIGS-Solarzellen herstellten, wurde darauf hingewiesen, dass der Ausfall nicht fällig war zur Technologie, sondern eher wegen der Unternehmen selbst, die eine fehlerhafte Architektur verwenden, wie beispielsweise die zylindrischen Substrate von Solyndra.

CdTe-Technologie
Das US-amerikanische Unternehmen First Solar, ein führender Hersteller von CdTe, baute mehrere der weltweit größten Solarkraftwerke, wie die Desert Sunlight Solar Farm und die Topaz Solar Farm, beide in der kalifornischen Wüste mit je 550 MW Kapazität, sowie die 102 MWAC Nyngan Solar Plant in Australien (zu diesem Zeitpunkt das größte PV-Kraftwerk in der südlichen Hemisphäre) wurde Mitte 2015 in Betrieb genommen. Das Unternehmen wurde im Jahr 2013 berichtet, erfolgreich CdTe-Panels mit einer stetig steigenden Effizienz und sinkenden Kosten pro Watt herzustellen. – 19 CdTe war die niedrigste Energierücklaufzeit aller in Serie produzierten PV-Technologien und konnte nur acht Monate in Anspruch nehmen günstige Standorte. Die Firma Abound Solar, ebenfalls ein Hersteller von Cadmiumtellurid-Modulen, ging 2012 in Konkurs.

a-Si-Technologie
Im Jahr 2012 hat ECD Solar, einst einer der weltweit führenden Hersteller von amorphem Silizium (a-Si), Insolvenz angemeldet in Michigan, USA. Der Schweizer OC Oerlikon hat seine Solarsparte, die a-Si / μc-Si-Tandemzellen produzierte, an Tokyo Electron Limited verkauft. Im Jahr 2014 kündigte das japanische Elektronik- und Halbleiterunternehmen die Schließung seines Programms zur Entwicklung von Mikromorph-Technologien an. Weitere Unternehmen, die den amorphen Silizium-Dünnschichtmarkt verlassen haben, sind DuPont, BP, Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar, NovaSolar (ehemals OptiSolar) und Suntech Power, die 2010 die Herstellung von a-Si-Modulen einstellten, um sich auf kristalline Werkstoffe zu konzentrieren Silizium-Solarzellen. Im Jahr 2013 hat Suntech in China Konkurs angemeldet.

Siliziumknappheit (2005-2008)
In den frühen 2000er Jahren lagen die Preise für Polysilizium, das Rohmaterial für herkömmliche Solarzellen, bei nur 30 US-Dollar pro Kilogramm, und die Siliconhersteller hatten keinen Anreiz, die Produktion auszuweiten.

Im Jahr 2005 gab es jedoch einen gravierenden Mangel an Silizium, als staatliche Programme den Einsatz von Solar-PV in Europa um 75% erhöhten. Darüber hinaus wuchs die Nachfrage nach Silizium von Halbleiterherstellern. Da die Menge an Silizium, die für Halbleiter benötigt wird, einen viel geringeren Teil der Produktionskosten ausmacht, konnten Halbleiterhersteller Solarunternehmen für das verfügbare Silizium im Markt überbieten.

Anfangs reagierten die etablierten Polysiliciumproduzenten nur langsam auf die steigende Nachfrage nach Solaranwendungen, da sie in der Vergangenheit schmerzhafte Erfahrungen mit Überinvestitionen gemacht hatten. Die Preise für Silicium stiegen drastisch auf etwa 80 US-Dollar pro Kilogramm und erreichten für langfristige Verträge und Spot-Preise sogar 400 US-Dollar / kg. Im Jahr 2007 wurden die Beschränkungen für Silizium so hoch, dass die Solarbranche gezwungen war, etwa ein Viertel ihrer Zell- und Modulproduktionskapazität ungenutzt zu lassen – geschätzte 777 MW der damals verfügbaren Produktionskapazität. Die Verknappung verschaffte den Siliziumspezialisten sowohl das Geld als auch einen Anreiz, neue Technologien zu entwickeln, und mehrere neue Produzenten traten auf den Markt. Frühe Antworten aus der Solarindustrie konzentrierten sich auf Verbesserungen beim Recycling von Silizium. Als dieses Potenzial ausgeschöpft war, haben sich Unternehmen verstärkt Alternativen zum konventionellen Siemens-Prozess angeschaut.

Da der Bau einer neuen Polysilizium-Anlage rund drei Jahre in Anspruch nimmt, setzte sich die Knappheit bis 2008 fort. Die Preise für konventionelle Solarzellen blieben während der Siliziumknappheit von 2005 bis 2008 konstant oder sogar leicht gestiegen. Dies wird insbesondere als “Schulter” gesehen. das steht in der PV-Lernkurve von Swanson und es wurde befürchtet, dass eine anhaltende Knappheit die Solarenergie dazu bringen könnte, ohne Subventionen wettbewerbsfähig gegenüber konventionellen Energiepreisen zu werden.

In der Zwischenzeit hat die Solarindustrie die Anzahl von Gramm pro Watt gesenkt, indem sie die Waferdicke und den Kerfverlust reduziert, die Ausbeute in jedem Herstellungsschritt erhöht, den Modulverlust reduziert und die Panel-Effizienz erhöht hat. Schließlich hat der Hochlauf der Polysiliziumproduktion 2009 die weltweiten Märkte von der Knappheit von Silizium abgeschwächt und in der Folge in den Folgejahren zu Überkapazitäten mit stark sinkenden Preisen in der Photovoltaikindustrie geführt.

Solare Überkapazität (2009-2013)
Da die Polysiliziumindustrie während der Knappheitsperiode mit dem Aufbau zusätzlicher großer Produktionskapazitäten begonnen hatte, sanken die Preise auf nur 15 US-Dollar pro Kilogramm und zwangen einige Hersteller, die Produktion einzustellen oder den Sektor zu verlassen. Die Preise für Silizium stabilisierten sich um 20 US-Dollar pro Kilogramm und der boomende Solar-PV-Markt trug dazu bei, die enormen weltweiten Überkapazitäten ab 2009 zu reduzieren. Überkapazitäten in der PV-Industrie blieben jedoch weiterhin bestehen. Im Jahr 2013 lag der globale Rekordeinsatz von 38 GW (aktualisierte EPIA-Zahl) immer noch viel niedriger als Chinas jährliche Produktionskapazität von ca. 60 GW. Die anhaltenden Überkapazitäten wurden weiter reduziert, indem die Preise für Solarmodule erheblich gesenkt wurden und infolgedessen viele Hersteller ihre Kosten nicht mehr decken konnten oder wettbewerbsfähig blieben. Da das weltweite Wachstum der PV-Einführung fortgesetzt wurde, wurde für 2014 erwartet, dass die Lücke zwischen Überkapazität und globaler Nachfrage in den nächsten Jahren geschlossen wird.

IEA-PVPS veröffentlichte 2014 historische Daten für die weltweite Nutzung von Produktionskapazitäten für Solar-PV-Module, die in den Jahren vor 2014 eine langsame Normalisierung der Produktion zeigten. Die Nutzungsrate ist das Verhältnis von Produktionskapazitäten zu tatsächlicher Produktionsleistung für a gegebenes Jahr. Ein Tiefstand von 49% wurde 2007 erreicht und spiegelte den Höhepunkt der Siliciumknappheit wider, die einen erheblichen Anteil der Modulproduktionskapazität ausmachte. Ab 2013 hat sich die Auslastung etwas erholt und auf 63% erhöht.

Antidumpingzölle (seit 2012)
Nachdem Antidumping-Petitionen eingereicht und Untersuchungen durchgeführt worden waren, verhängten die Vereinigten Staaten 2012 Zölle in Höhe von 31 Prozent auf 250 Prozent der aus China importierten Solarprodukte. Ein Jahr später führte die EU auch endgültige Antidumping- und Antisubventionsmaßnahmen ein Imports von Solarmodulen aus China mit einem Durchschnitt von 47,7 Prozent für eine zweijährige Zeitspanne.

Kurz darauf erhob China wiederum Zölle auf Polysiliciumimporte aus den USA, die Rohstoffe für die Produktion von Solarzellen. Im Januar 2014 setzte das chinesische Handelsministerium seinen Antidumpingzoll auf US-amerikanische Polysiliciumproduzenten wie die Hemlock Semiconductor Corporation auf 57% fest, während andere große Polysiliciumproduzenten wie die deutsche Wacker Chemie und die koreanische OCI weniger betroffen waren. All dies hat Kontroversen zwischen Befürwortern und Gegnern verursacht und war Gegenstand einer Debatte.

Entwicklungsgeschichte
Die weltweiten, regionalen und landesweiten Ausbringungszahlen sind seit den frühen 1990er Jahren gut dokumentiert. Während die weltweite Photovoltaik-Kapazität kontinuierlich zunahm, waren die Einsatzzahlen nach Ländern viel dynamischer, da sie stark von den nationalen Politiken abhingen. Eine Reihe von Organisationen veröffentlicht jährlich umfassende Berichte zur PV-Bereitstellung. Sie umfassen die jährliche und kumulative installierte PV-Kapazität, die in der Regel in Watt-Peak angegeben ist, eine Aufschlüsselung nach Märkten sowie eine detaillierte Analyse und Prognosen über zukünftige Trends.

Weltweiter jährlicher Einsatz
Aufgrund des exponentiellen Charakters der PV-Einführung wurde der Großteil der Gesamtkapazität in den Jahren vor 2017 installiert (siehe Tortendiagramm). Seit den 1990er Jahren war jedes Jahr mit Ausnahme von 2012 ein Rekordjahr in Bezug auf die neu installierten PV-Kapazitäten. Entgegen früherer Prognosen wurde Anfang 2017 prognostiziert, dass im Jahr 2017 85 Gigawatt installiert würden. Nahe Ende des Jahres Die Zahlen erhöhten sich jedoch auf 95 GW für 2017-Installationen.

Weltweit kumulativ
Das weltweite Wachstum der solaren PV-Kapazität war eine exponentielle Kurve zwischen 1992 und 2017. Die folgenden Tabellen zeigen die globale kumulierte nominale Kapazität bis zum Ende eines jeden Jahres in Megawatt und die jährliche Zunahme in Prozent. Im Jahr 2014 sollte die globale Kapazität um 33 Prozent von 139 auf 185 GW wachsen. Dies entsprach einer exponentiellen Wachstumsrate von 29 Prozent oder etwa 2,4 Jahren, um die derzeitige weltweite PV-Kapazität zu verdoppeln. Exponentielle Wachstumsrate: P (t) = P0ert, wobei P0 139 GW ist, Wachstumsrate r 0,29 (ergibt eine Verdopplungszeit t von 2,4 Jahren).