Solarzelle

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Polykristalline Silicium-Solarzellen in einem Solarmodul

Eine Solarzelle oder photovoltaische Zelle ist ein elektrisches Bauelement, das kurzwellige Strahlungsenergie, in der Regel Sonnenlicht, direkt in elektrische Energie umwandelt. Die Anwendung der Solarzelle ist die Photovoltaik. Die physikalische Grundlage der Umwandlung ist der photovoltaische Effekt, der ein Sonderfall des inneren photoelektrischen Effekts ist.

Durch Reihenschaltung von einzelnen Solarzellen und abschließende Kapselung entstehen die zur Energieerzeugung verwendeten Solarmodule. Die Reihenschaltung ist bei Dünnschichtmodulen in den Prozess der Zellfertigung integriert, bei den weit verbreiteten kristallinen Modulen durch Auflöten von Verbindern auf fertige Solarzellen realisiert.

Manchmal werden auch Elemente eines Sonnenkollektors als Solarzelle bezeichnet. Sie erzeugen aber keinen elektrischen Strom, sondern Prozesswärme und ersetzen beispielsweise Warmwasser-Boiler.

Einteilung[Bearbeiten]

Übersicht[Bearbeiten]

Solarpanel
Schwarzlichttest der GaAs-Triple-Junction-Solarzellen der Raumsonde Dawn[1]

Solarzellen kann man nach verschiedenen Kriterien einordnen. Das gängigste Kriterium ist die Materialdicke. Dabei wird nach Dickschicht- und Dünnschichtzellen unterschieden.

Ein weiteres Kriterium ist das verwendete Halbleitermaterial. Am häufigsten wird Silicium eingesetzt. Daneben finden auch weitere Halbleiter Verwendung wie Cadmiumtellurid, Galliumarsenid. Bei sogenannten Tandem-Solarzellen kommen Schichten unterschiedlicher Halbleiter zur Anwendung, beispielsweise Indiumgalliumarsenid in Kombination mit Indiumgalliumphosphid.

Die Kristallstruktur kann kristallin (mono-/polykristallin) oder amorph sein.

Neben anorganischen Halbleitermaterialien gibt es auch organische Solarzellen und Farbstoffsolarzellen sowie anorganisch-organische Hybride[2] Die Entwicklung ist keineswegs abgeschlossen.

Materialien[Bearbeiten]

  1. Siliciumzellen
    • Dickschicht
      • Monokristalline Siliciumzellen (c-Si) weisen im großtechnischen Einsatz einen Wirkungsgrad von über 20 % und eine Leistungsdichte von 20–50 W/kg auf. Die Technik gilt als gut beherrscht.
      • Polykristalline Zellen, auch Multikristalline Zellen genannt (poly-Si oder mc-Si), besitzen relativ kurze Energierücklaufzeiten und wurden die verbreitetsten Zellen. Sie erreichen im großtechnischen Einsatz Wirkungsgrade bis zu 16 %. Der Verzicht auf das energie- und zeitaufwendige Rekristallisieren eines Einkristalls wird mit etwas geringeren Leistungen erkauft. Experimentelle Zellen erreichen Wirkungsgrade bis zu 18,6 %.[3]
    • Dünnschicht
      • Amorphes Silicium (a-Si) erreichte ab den 1980er-Jahren den größten Marktanteil bei den Dünnschichtzellen. Sie sind bekannt von Kleinanwendungen wie Taschenrechnern. Die Modulwirkungsgrade liegen zwischen 5 und 7 % und haben eine Leistungsdichte bis ca. 2000 W/kg. Hier gibt es keine Materialengpässe selbst bei Produktion im Terawatt-Maßstab. Durch Tandem- und Tripelzellen mit teilweise unterschiedlicher spektraler Empfindlichkeit konnten neben der Steigerung des Wirkungsgrades um 10-20 % die Degradationsprobleme verringert werden.
      • Kristallines Silicium, z. B. mikrokristallines Silicium (µc-Si), wird auch in Kombination mit amorphem Silicium als Tandemzellen eingesetzt und erreicht so höhere Wirkungsgrade bis erwarteten 15 %. [4][5] Hergestellt werden sie ähnlich wie Solarzellen aus amorphem Silicium. Durch die Kombination von zwei Solarzellen mit unterschiedlicher spektraler Empfindlichkeit (Bandlücke), wobei die vordere natürlich semitransparent sein muss, ist ein höherer Gesamtwirkungsgrad erreichbar. Allerdings ist bei einer einfach zu realisierenden Reihenschaltung die erforderliche Übereinstimmung der Ströme nur sehr unvollkommen zu erreichen. Solarzellen-Duos in einer unter Praxisbedingungen erfolgversprechenderen Parallelschaltung oder mit einer Anpasselektronik sind bisher nur als Laborexperiment bekannt.
    • Si Wire Array (Laborstadium): Durch Bestücken einer Oberfläche mit dünnsten Drähten ist diese neue Solarzelle biegsam und benötigt nur 1 % der Siliciummenge verglichen mit herkömmlichen Solarzellen.[6][7][8]
  2. III-V-Halbleiter-Solarzellen
    • Galliumarsenid-Zellen (GaAs) zeichnen sich durch hohe Wirkungsgrade (im Jahr 2009 experimentell bis 41,1 %[9]), sehr gute Temperaturbeständigkeit, geringerem Leistungsabfall bei Erwärmung als kristalline Siliciumzellen und Robustheit gegenüber UV-Strahlung aus. Sie sind allerdings sehr teuer in der Herstellung. Eingesetzt werden sie häufig in der Raumfahrt (Galliumindiumphosphid, (Ga,In)P/Galliumarsenid, GaAs/Germanium, Ge). Tripelzellen (Tandem-Solarzelle mit drei monolithisch gestapelten p-n-Übergängen) haben den höchsten kommerziell lieferbaren Wirkungsgrad von fast 30 % mit einer Leistungsdichte von 50 W/kg (bei 17 % um 1000 W/kg).[10]
  3. II-VI-Halbleiter-Solarzellen
  4. I-III-VI-Halbleiter-Solarzellen
    • CIS-, CIGS-Solarzellen (Chalkopyrite) bestehen aus Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid bzw. Kupfer-Indium-Disulfid. Dieses Material findet Anwendung in Dünnschichtsolarzellen – hier ist CIGS das leistungsstärkste Material mit Laborwirkungsgraden von mittlerweile 20,8 % (Oktober 2013[12]). Der Modul-Wirkungsgrad beträgt derzeit 17,4 % (Stand Februar 2012[13]). 1999 konnte Siemens Solar die ersten Module zeigen. Verschiedenste Hersteller haben unterschiedliche Fertigungsverfahren entwickelt. Bisher hat trotz des hervorragenden Designs noch keiner nennenswerte Marktanteile erreicht. Indium ist teuer und als Ressource beschränkt.
  5. Organische Solarzellen (OPV): Die organische Chemie liefert Werkstoffe, die möglicherweise eine kostengünstige Fertigung von Solarzellen erlauben. Bisheriger Nachteil ist ihr derzeit noch schlechter Wirkungsgrad von maximal 12,0 % [14] und die recht kurze Lebensdauer (max. 5000 h) der Zellen.
  6. Farbstoffzellen - Grätzel-Zellen, DSC oder DSSC (dye-sensitized (solar) cell) - nutzen organische Farbstoffe zur Umwandlung von Licht in elektrische Energie; ein Vorgang, der an die Photosynthese anlehnt. Sie sind meistens lila. Diese Zellen liefern mit einem leitfähigen Polymer wie Polypyrrol an der Kathode den besten Wirkungsgrad aller organischen Solarzellen von über 10 %, haben jedoch aufgrund aggressiver Elektrolyte eine begrenzte Lebensdauer.
  7. Halbleiter-Elektrolytzellen: z. B. Kupferoxid/NaCl-Lösung. Sehr einfach herstellbare Zelle, jedoch in Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit limitiert.

Materialverfügbarkeit[Bearbeiten]

Silicium, der Grundstoff für die Solarzellen, steht in nahezu unbegrenzter Menge zur Verfügung. [15] Silicium kommt in der Natur als Siliciumoxid (Quarz) oder Silicat vor und wird vom Sauerstoff unter hoher Temperatur getrennt.

Bei seltenen Solarzellenmaterialien wie etwa beim Indium, Gallium, Tellur und Selen überschreitet der weltweite Verbrauch (Indium etwa 850 Tonnen, bei Gallium etwa 165 Tonnen) die jährliche Produktionsmenge.[16] Auffallend war der stark steigende Verbrauch von Indium in Form von Indium-Zinn-Oxid in der Flüssigkristall- und OLED-Bildschirmherstellung, sowie die Verwendung von Gallium und Indium in der Produktion von Leuchtdioden zur Produktion energiesparender Leuchtmittel und als Hintergrundbeleuchtung für Flachbildschirme.

Bei dem auch bei der Herstellung von Leuchtdioden bedeutsamen Indium wird einerseits bis 2035 mit einem Versiegen der Ressourcen gerechnet,[17] da sich die theoretischen Indiumvorräte im Jahr 2006 auf nur 6000 Tonnen, die ökonomisch abbaubaren Reserven auf sogar nur 2800 Tonnen beliefen.[18] Andere Quellen reden von 50.000 Tonnen und Speisung des Verbrauchs aus Recycling.[19] Die Sekundärproduktion, also das Recycling, übertrifft die Primärproduktion und lag im Jahr 2008 bei 800 Tonnen.[20]

Die Situation bei Selen und beim noch selteneren Tellur (beide Halbmetalle liegen in geringer Konzentration im Anodenschlamm der Kupferelektrolyse vor) erscheint auf den ersten Blick weniger kritisch, da die Kupferproduzenten derzeit nur einen Teil des in Metallelektrolyse anfallenden Anodenschlamms zur Selen- oder Tellurgewinnung einsetzen. Die ökonomisch erschließbaren Selenreserven werden auf 82.000 Tonnen, die Tellurreserven auf 43.000 Tonnen geschätzt. Dies ist wenig, selbst im Vergleich zu den Reserven des ebenfalls nicht besonders häufigen Buntmetalls Kupfer von 550 Millionen Tonnen.

Die Produktionsprozesse, in denen Gallium, Indium, Selen und Tellur eingesetzt werden, verfügen über eine ungünstige Materialökonomie und müssen verbessert werden.

Bauformen[Bearbeiten]

Ausnutzung der Sonnenstrahlung durch Silicium (mono- und polykristallin)
Ausnutzung der Sonnenstrahlung durch Galliumantimonid

Neben dem Material ist die Bauweise von Bedeutung. Man unterscheidet verschiedene Oberflächenstrukturierungen und Anordnungen der Kontaktierung der transparenten, jedoch hochohmigen Deckelektrode (schmale oder sogar durchsichtige Kontakte).

Weitere Bauformen sind Stapeltechniken durch Materialkombinationen unterschiedlicher Absorptionswellenlängen, wodurch der Wirkungsgrad der Gesamtanordnung erhöht werden kann. Es wird versucht, die Materialien so zu wählen, dass das einfallende Sonnenspektrum maximal ausgenutzt wird.

Derzeitig sind kommerziell erhältliche Solarzellen aus Halbleitermaterialien, überwiegend aus Silicium. Auch III/V-Halbleitermaterialien werden verwendet (unter anderem an Raumsonden). Wegen ihrer hohen Kosten werden sie für terrestrische Anwendungen in Konzentrator-Systemen verwendet. Polymere Solarzellen befinden sich noch in der Forschung.

Halbleitersolarzellen müssen zur Energiegewinnung zu Solarmodulen verschaltet werden. Kristalline Zellen werden dafür mit Leiterbahnen an Vorder- und Rückseite in Reihe geschaltet. Die Spannung der Einzelzellen von ca. 0,5 V unter Belastung und 0,64 V im Leerlauf addiert sich dabei. Bei der heute üblichsten Anzahl von 60 Zellen entsteht ein Modul mit einer typischen Arbeitsspannung von 30 V und einer Leerlaufspannung von 38,4 V. Solch ein Modul aus 6+"-Zellen liefert dabei etwa 230–260 W Leistung bei STC-Testbedingungen. Diese Solarmodule können selbst wieder mittels integrierter spezieller Steckverbinder an Kabeln einfach in Reihe geschaltet werden, um die Leistung zu erhöhen. Dabei werden Leerlaufspannungen bis zu 1000 V bei Umgebungstemperaturen unter –10 °C als maximal zulässiger Grenzwert erreicht. Als Schutz vor einem Lawinendurchbruch in den einzelnen Zellen (etwa bei Teilabschattung durch herabgefallenes Laub) müssen jedoch zusätzlich Schutz-Dioden (Bypass-Dioden) parallel zu den Zellen eingebaut werden, die die abgeschatteten Zellen überbrücken können. In Generatoranschlusskästen kann in Großanlagen eine Parallelschaltung über Sicherungen zur weiteren Leistungssteigerung erfolgen.

Funktionsprinzip[Bearbeiten]

Einfallende Photonen erzeugen Elektronen und Löcher, die im elektrischen Feld der Raumladungszone des p-n-Übergangs getrennt werden. (In dieser Abbildung fehlt der Beitrag der zum p-n-Übergang diffundierenden Minoritätsladungsträger; siehe Text.)
Bandstruktur einer einfachen pin-dotierten Siliciumsolarzelle

Solarzellen aus Halbleitermaterialien sind im Prinzip wie großflächige Photodioden aufgebaut. Sie werden jedoch nicht als Strahlungsdetektor, sondern als Stromquelle betrieben.

Die Besonderheit von Halbleitern ist, dass durch zugeführte Energie (elektromagnetische Strahlung) in ihnen freie Ladungsträger erzeugt werden können (Elektronen und Löcher, siehe Generation). Um aus diesen Ladungen einen elektrischen Strom zu erzeugen, ist es nötig, die erzeugten freien Ladungsträger in unterschiedliche Richtungen zu lenken; dies geschieht sehr häufig durch ein internes elektrisches Feld, welches durch einen p-n-Übergang erzeugt werden kann.

Je nach Bauform der Solarzelle sind für die Erzeugung des Photostroms zwei unterschiedliche Transportmechanismen relevant: Diffusion bzw. Drift.

Bei typischen kristallinen Siliciumsolarzellen mit Waferdicken von rund 200 µm ist der größte Teil des lichtabsorbierenden Materials feldfrei, er wird Basis genannt. In der Basis diffundieren die optisch angeregten Minoritätsladungsträger (Elektronen bei p-dotierter Basis bzw. Löcher bei n-dotierter Basis) frei umher. (Die bei der Lichtabsorption mit angeregten Majoritätsladungsträger spielen für die Funktionsweise der Solarzelle keine Rolle.) Sobald Minoritätsladungsträger die Raumladungszone des p-n-Übergangs erreichen, werden sie durch das elektrische Feld zur anderen Seite des p-n-Übergangs hin beschleunigt und so von den Majoritätsladungsträgern der Basis getrennt; letztere werden vom elektrischen Feld des p-n-Übergangs aufgrund ihrer entgegengesetzten Ladung zurückgehalten. Diese Solarzellen erreichen eine hohe Photostromausbeute, wenn die Diffusionslänge der Minoritätsladungsträger groß im Verhältnis zur Dicke der Basis ist und die Rückseite der Solarzelle entweder ein sogenanntes back surface field (BSF) aufweist oder dielektrisch passiviert ist, wodurch die Rekombinationsverluste reduziert werden.

Bei Solarzellen, die aus einem Material mit kleiner Diffusionslänge bestehen, reicht die Raumladungszone mit dem elektrischen Feld möglichst weit in das Material hinein. Dies wird durch gezielte Dotierung des Materials eingestellt (siehe Halbleitertechnologie). Um das gewünschte Profil zu erzeugen, wird gewöhnlich eine dünne Oberflächenschicht stark n-dotiert, die dickere Schicht darunter schwach p-dotiert. Das hat eine Raumladungszone mit hoher Weite zur Folge. Wenn in dieser Zone nun Photonen einfallen und Elektron-Loch-Paare erzeugen (innerer Photoeffekt), so werden durch das elektrische Feld die Löcher zum untenliegenden p-Material beschleunigt und umgekehrt die Elektronen zum n-Kontakt auf der (sonnenzugewandten) Oberseite.

Ein Teil der Minoritätsladungsträger rekombiniert, ihre Anregungsenergie geht dabei in Wärme verloren. Weitere Verluste entstehen aufgrund des unvermeidlichen Serienwiderstands. Der Photostrom kann direkt von einem Verbraucher benutzt, in einem Akkumulator zwischengespeichert oder mit einem netzgeführten Solarwechselrichter in das Stromnetz eingespeist werden. Die elektrische Spannung bei maximaler Leistung (Maximum Power Point, Leistungsanpassung) liegt bei den gebräuchlichsten Zellen (kristalline Siliciumzellen) bei etwa 0,5 V.

Die Struktur von Solarzellen wird zudem so angepasst, dass möglichst viel Licht eingefangen wird und es in der aktiven Schicht (Basis bzw. schwach dotierter Bereich) freie Ladungsträger erzeugen kann. Dazu muss die Deckelektrode transparent sein, die Kontakte zu dieser Schicht müssen möglichst schmal sein, auf der Oberseite wird eine Antireflexionsschicht (zur Verringerung des Reflexionsgrades) aufgetragen, ggfs. wird die Rückseite verspiegelt. Die Antireflexionsschicht sorgt für die typisch bläuliche bis schwarze Farbe von Solarzellen. Unbeschichtete Solarzellen haben dagegen ein silbrig-graues Erscheinungsbild.

Manchmal wird die Vorderseite strukturiert oder aufgeraut. Wegen dieses Vorteils wurden ursprünglich Wafer mit Fehlern beim Schleifprozess o. a. als Ausgangsmaterial für Solarzellen verkauft. Schwarzes Silicium hat eine aufgeraute, nadelförmige Oberfläche, die sehr geringe Reflexionen aufweist.

Die Antireflexschicht wird bei modernen Solarzellen aus Siliciumnitrid mittels PE-CVD-Verfahren hergestellt. Die Schichtdicke beträgt dabei ca. 70 nm (Lambda-Viertel bei einem Brechungsindex von 2,0). Darüber hinaus kommen noch Antireflexschichten aus Siliciumdioxid und Titandioxid, die beispielsweise per AP-CVD-Verfahren aufgebracht werden, zur Anwendung.

Über die Schichtdicke wird auch die Farbe bestimmt (Interferenzfarbe). Eine möglichst hohe Gleichmäßigkeit der Beschichtungsstärke ist dabei wichtig, da bereits Schwankungen um einige Nanometer in der Schichtstärke den Reflexionsgrad erhöhen. Blaue Reflexion ergibt sich aus der Einstellung der Antireflexschicht auf den roten Teil des Spektrums – der bevorzugten Absorptionswellenlänge des Siliciums. Prinzipiell sind jedoch auch beispielsweise rote, gelbe oder grüne Solarzellen auf diese Weise für spezielle architektonische Anwendungen herstellbar, sie haben jedoch einen schlechteren Wirkungsgrad.

Im Falle von Siliciumnitrid und Siliciumdioxid erfüllt die Antireflexschicht dabei noch die Funktion einer Passivierungsschicht, die die Oberflächenrekombinationsgeschwindigkeit herabsetzt. Die an der Oberfläche erzeugten Ladungsträger können dadurch – vereinfacht ausgedrückt – nicht so schnell rekombinieren, und die erzeugte Ladung kann als Strom abgeleitet werden.

Typen von Silicium-Solarzellen[Bearbeiten]

Poly- und monokristalline Solarzelle
Polykristalliner Wafer
Polykristallines Silicium

Das traditionelle Grundmaterial für Halbleitersolarzellen ist Silicium. Bis in das Jahr 2005 wurde vor allem Restsilicium aus der Chipproduktion verwendet, heute wird zunehmend Silicium speziell für die Solaranwendungen produziert. Silicium ist allgemein für die Halbleitertechnik nahezu ideal. Es ist preiswert, lässt sich hochrein und einkristallin herstellen und als n- und p-Halbleiter dotieren. Einfache Oxidation ermöglicht die Herstellung dünner Isolationsschichten. Jedoch ist die Ausprägung seiner Bandlücke als indirekter Halbleiter für optische Wechselwirkung wenig geeignet. Siliciumbasierte kristalline Solarzellen müssen eine Schichtdicke von mindestens 100 µm und mehr aufweisen, um Licht ausreichend stark zu absorbieren. Bei Dünnschichtzellen direkter Halbleiter, wie z. B. Galliumarsenid oder auch Silicium mit stark gestörter Kristallstruktur (siehe unten) genügen 10 µm.

Je nach Kristallaufbau unterscheidet man bei Silicium folgende Typen:

  • Monokristalline Zellen werden aus sogenannten Wafern (einkristalline Siliciumscheiben) hergestellt, wie sie auch für die Halbleiterherstellung verwendet werden. Sie sind verhältnismäßig teuer.
  • Polykristalline Zellen bestehen aus Scheiben, die nicht überall die gleiche Kristallorientierung aufweisen. Sie können z. B. durch Gießverfahren (s. u.) hergestellt werden und sind preiswerter und in Photovoltaikanlagen am meisten verbreitet.
  • Amorphe Solarzellen bestehen aus einer dünnen, nichtkristallinen (amorphen) Siliciumschicht und werden daher auch als Dünnschichtzellen bezeichnet. Sie können etwa durch Aufdampfen hergestellt werden und sind preiswert, haben im Sonnenlicht einen nur geringen Wirkungsgrad, bieten jedoch Vorteile bei wenig Licht, Streulicht und bei hoher Betriebstemperatur. Zu finden sind die amorphen Zellen beispielsweise auf Taschenrechnern oder Uhren.
  • Mikrokristalline Zellen sind Dünnschichtzellen mit mikrokristalliner Struktur. Sie weisen einen höheren Wirkungsgrad als amorphe Zellen auf und sind nicht so dick wie die gängigen polykristallinen Zellen. Sie werden teilweise für Photovoltaikanlagen verwendet, sind jedoch noch nicht sehr weit verbreitet.
  • Tandem-Solarzellen sind übereinander geschichtete Solarzellen, meist eine Kombination von polykristallinen und amorphen Zellen. Die einzelnen Schichten bestehen aus unterschiedlichem Material und sind so auf einen anderen Wellenlängenbereich des Lichtes abgestimmt. Die zuoberst angeordneten Zellen absorbieren nur einen Teil des Lichtspektrums, der Rest kann durchtreten und von der darunter angeordneten Schicht verwertet werden. Durch ein breiteres Ausnützen des Lichtspektrums der Sonne haben diese Zellen einen besseren Wirkungsgrad als einfache Solarzellen. Sie werden teilweise bei Photovoltaikanlagen verwendet, sind jedoch noch relativ teuer.

Herstellung aus Siliciumblöcken oder -stäben[Bearbeiten]

Solarzellen können nach verschiedenen Verfahren hergestellt werden.

Silicium-Einkristall zur Waferherstellung, hergestellt nach dem Czochralski-Verfahren

Das Grundmaterial Silicium ist das zweithäufigste chemische Element, das in der Erdkruste vorkommt. Es liegt in Form von Silikaten oder als Quarz vor. Aus Quarzsand kann in einem Schmelz-Reduktionsofen Rohsilicium, sogenanntes metallurgisches Silicium, mit Verunreinigungen von circa 1 bis 2 % hergestellt werden. 2005 wurden auf diese Weise 4,7 Mio. Tonnen Silicium hergestellt. Ein Großteil davon geht in die Stahlindustrie und in die Chemische Industrie. Nur ein kleiner Anteil des metallurgischen Siliciums wird für die Mikroelektronik und die Photovoltaik verwendet. Aus dem Rohsilicium wird dann über einen mehrstufigen auf Trichlorsilan basierenden Prozess polykristallines Reinstsilicium hergestellt. Das bis heute (2006) hier angewendete Siemens-Verfahren[21], ein CVD-Verfahren, wurde allerdings für die Mikroelektronik entwickelt und optimiert. Dort werden zum Teil völlig andere Anforderungen an die Qualität des Siliciums gestellt als in der Photovoltaik. Für Solarzellen ist beispielsweise die Reinheit des Wafers in seiner gesamten Stärke wichtig, um eine möglichst lange Ladungsträger-Lebensdauer zu gewährleisten. In der Mikroelektronik müssten dagegen prinzipiell nur die oberen etwa 20 bis 30 µm hochrein sein. Da mittlerweile der Verbrauch an hochreinem Silicium für die Photovoltaik den Verbrauch in der Mikroelektronik übertroffen hat, wird zur Zeit intensiv an speziellen, kostengünstigeren und für die Photovoltaik optimierten Herstellverfahren für Solarsilicium gearbeitet.

Der gesamte Herstellprozess für hochreines Silicium ist zwar sehr energieaufwendig, aber dennoch können die heute verwendeten Solarzellen die für ihre Produktion erforderliche Energiemenge – je nach Bauart – innerhalb von 1,5 bis 5 Jahren wieder kompensieren. Sie haben also eine positive Energiebilanz.

Das Reinstsilicium kann auf unterschiedliche Weise weiterverarbeitet werden. Für polykristalline Zellen kommen größtenteils das Gießverfahren, das Bridgman-Verfahren und das kantenbegrenzte Bandziehverfahren (EFG-Verfahren, von engl. edge-defined film-fed growth) zum Einsatz. Monokristalline Zellen werden fast immer nach dem Czochralski-Verfahren hergestellt. Bei allen Verfahren gilt, dass die Dotierung mit Bor (siehe unten) schon beim Herstellen der Blöcke (Ingots) beziehungsweise Stäbe vorgenommen wird.

Blockgussverfahren[Bearbeiten]

Dieses Verfahren dient zur Herstellung von polykristallinem Silicium. Das Reinstsilicium wird in einem Tiegel mit Hilfe einer Induktionsheizung aufgeschmolzen und dann in eine quadratische Wanne gegossen, in der es möglichst langsam abgekühlt wird. Dabei sollen möglichst große Kristallite in den Blöcken entstehen. Die Kantenlänge der Wanne beträgt etwa 50 cm, die Höhe der erstarrten Schmelze etwa 30 cm. Der große Block wird in mehrere kleine Blöcke von etwa 30 cm Länge zerteilt.

Ein weiteres Gießverfahren ist der Strangguss, wobei die Masse schon in der am Ende benötigten Stärke auf das Trägermaterial aufgebracht wird. Der Vorteil ist, dass ein Sägevorgang mit seinen Verlusten entfällt.

Bridgman-Verfahren[Bearbeiten]

Das Bridgman-Verfahren dient zur Herstellung von polykristallinem Silicium[22] und ist nach Percy Williams Bridgman benannt. Es ist nicht zu verwechseln mit der Bridgman-Stockbarger-Methode, die zur Herstellung von Monokristallen dient. Das Reinstsilicium wird hier ebenfalls in einem Tiegel mit Hilfe einer Induktionsheizung bei über 1400 °C aufgeschmolzen. Die langsame Abkühlung der Schmelze, bei der sich große Zonen einheitlicher Kristalle ausbilden, findet hier im gleichen Tiegel statt. Die geheizte Zone wird langsam von unten nach oben im Tiegel angehoben, so dass sich oben bis zum Schluss flüssiges Silicium befindet, während vom Tiegelboden her das Erstarren erfolgt. Hier sind die Kantenlängen etwas größer als beim Gießverfahren (zumeist Standardgröße 690 mm)[23], die Höhe des Blocks beträgt etwa 20 bis 25 cm. Der große Block wird ebenfalls in mehrere kleine Blöcke von zumeist 156 mm Kantenlänge zerteilt. Dieser Arbeitsschritt wird Brikettieren genannt.[24]

Czochralski-Verfahren[Bearbeiten]

Das Czochralski-Verfahren wird für die Herstellung von langen monokristallinen Stäben genutzt. Der sogenannte Impfkristall gibt die Orientierung im Kristall vor. Vor der Herstellung der Zellen wird der entstandene Zylinder noch zurechtgeschnitten.

Zonenschmelzverfahren[Bearbeiten]

Das Zonenschmelzverfahren, auch Float-Zone-Verfahren genannt, dient auch der Herstellung monokristalliner Siliciumstäbe. Die bei diesem Verfahren erzielte Reinheit ist im Normalfall höher als für die Solartechnik benötigt und auch mit sehr hohen Kosten verbunden. Deshalb wird diese Technik für die Solartechnik eher selten benutzt. Das einzige Unternehmen, das Float-Zone-Wafer in nennenswerten Mengen für Solarzellen verwendet, ist das US-Unternehmen SunPower.

Waferherstellung[Bearbeiten]

Die Kristallstäbe müssen nun mit einem Drahtsägeverfahren in Scheiben, die sogenannten Wafer, gesägt werden. Dabei entsteht aus einem großen Teil des Siliciums Sägestaub, dessen Verwertung ab 2013 erforscht wurde. [25] Die Dicke der entstehenden Scheiben liegt bei etwa 0,18 bis 0,28 mm.

Eine weitere Quelle für Wafer war ursprünglich der Ausschuss an Rohlingen für die Herstellung von integrierten Schaltkreisen der Halbleiterfertigung, deren zur Weiterverarbeitung ungeeigneten Rohlinge als Solarzelle verwendet werden.

Die monokristallinen Zellen zeichnen sich durch eine homogene Oberfläche aus, während bei den polykristallinen Zellen gut die einzelnen Zonen mit verschiedener Kristallorientierung unterschieden werden können – sie bilden ein eisblumenartiges Muster auf der Oberfläche.

Im Waferstadium sind Vorder- und Rückseite der Zelle noch nicht festgelegt.

Waferprozessierung[Bearbeiten]

Die gesägten Wafer durchlaufen nun noch mehrere chemische Bäder, um Sägeschäden zu beheben und eine Oberfläche auszubilden, die geeignet ist, Licht einzufangen. Im Normalfall sind die Wafer schon mit einer Grunddotierung mit Bor versehen. Diese bewirkt, dass es überschüssige Defektelektronen (positive Ladungen) gibt, das heißt, es können Elektronen eingefangen werden. Das wird auch p-Dotierung genannt. Auf dem Weg zur fertigen Solarzelle mit p-n-Übergang muss nun die Oberfläche noch eine n-Dotierung bekommen, was durch Prozessierung der Zelle in einem Ofen in einer Phosphor-Atmosphäre geschieht. Die Phosphoratome schaffen eine Zone mit Elektronenüberschuss auf der Zelloberfläche, die etwa 1 µm tief ist. Nach der Diffusion mit Phosphor entsteht auf der Oberfläche des Wafers Phosphorglas. Um dieses zu entfernen, ist ein weiterer sehr kurzer Ätzschritt mit Flusssäure nötig. Danach wird in einem weiteren Ofen mittels PECVD die Antireflexschicht aufgetragen, die der Zelle erst die typische Farbe gibt.

Danach erfolgt die Bedruckung der Zelle, z. B. durch Siebdruck, mit den notwendigen Lötzonen und der Struktur, welche für den besseren Abgriff des generierten elektrischen Stroms sorgt. Die Vorderseite erhält meist zwei breitere Streifen, auf denen später die Bändchen zum Verbinden mehrerer Zellen befestigt werden. Außerdem wird ein sehr dünnes, elektrisch gut leitendes Raster aufgebracht, was einerseits den Lichteinfall so wenig wie möglich behindern und andererseits den ohmschen Widerstand der Deckelektrode verringern soll. Die Rückseite wird meist vollflächig mit einem gut leitenden Material beschichtet.

Nach der Prozessierung werden die Zellen nach optischen und elektrischen Merkmalen klassifiziert, sortiert und für die Fertigung von Solarmodulen zusammengestellt.

Direkte Herstellung von Platten bzw. Schichten[Bearbeiten]

Um den Umweg des Sägens von Wafern aus Kristallblöcken zu vermeiden, gibt es umfangreiche Aktivitäten, Solarzellen direkt zu erzeugen.

EFG-Verfahren[Bearbeiten]

Beim EFG-Verfahren (von engl. edge-defined film-fed growth, ungefähre Übersetzung: „kantendefiniertes Filmwachstum“) werden aus einer elektrisch beheizten Graphitwanne aus flüssigem Reinstsilicium achteckige Röhren von etwa 6 bis 7 m Länge nach oben gezogen. Die Ziehgeschwindigkeit liegt im Bereich von ca. 1 mm/s. Die Kantenlänge der einzelnen Seiten beträgt 10 bzw. 12,5 cm, die Wandstärke ca. 280 µm. Nach Fertigstellung der Röhre wird diese entlang der Kanten mit Nd:YAG-Lasern geschnitten und in einem bestimmten Raster dann über die Breite der jeweiligen Seite. Daraus ergibt sich die Möglichkeit der Herstellung von Zellen mit unterschiedlichen Kantenlängen (zum Beispiel 12,5 cm × 15 cm oder 12,5 cm × 12,5 cm). Es wird eine Ausbeute von etwa 80 % des Ausgangsmaterials erzielt. Bei den so erzeugten Zellen handelt es sich ebenfalls um polykristallines Material, welche sich vom Aussehen her deutlich von den gesägten Zellen unterscheidet. Unter anderem ist die Oberfläche der Zellen welliger. Ein Vorteil im Vergleich zum Sägen aus Blöcken ist die weitgehende Vermeidung von Verschnitt, der zudem nicht mit Schneideflüssigkeit (engl. slurry, vgl. Kolloide) verunreinigt ist. Dieses Verfahren wird auch Bandzieh- oder Octagon-Verfahren genannt.

Das EFG-Verfahren wurde bis 2009 von der Firma Schott Solar (Deutschland) angewendet. Von einer weiteren Verwendung musste abgesehen werden, da Schott Solar als einziger Anwender dieses Prozesses die Weiterentwicklung, im Vergleich zu anderen Prozessen mit mehr Entwicklern im Hintergrund, nicht schnell genug vorantreiben konnte.[26] Entwickelt wurde das Verfahren von der Firma ASE Solar (USA).

String-Ribbon-Verfahren[Bearbeiten]

Weiterhin gibt es noch ein Verfahren der US-amerikanischen Firma Evergreen Solar, bei dem die Wafer zwischen zwei Fäden direkt aus der Siliciumschmelze gezogen werden.[26] Dabei entsteht weniger Abfall (wie Späne usw., die normalerweise direkt entsorgt werden) als bei den herkömmlichen Verfahren. Als deutsches Unternehmen verwendete die Sovello AG das String-Ribbon-Verfahren zur Produktion von Wafern.

Schichttransfer-Verfahren[Bearbeiten]

Beim Schichttransfer-Verfahren wird eine nur ca. 20 µm dünne Schicht aus einkristallinem Silicium direkt flach auf einem Substrat gezüchtet. Als Trägermaterial eignen sich keramische Substrate oder auch speziell oberflächenbehandeltes Silicium, wodurch das Ablösen des entstandenen Wafers und die Wiederverwendung des Trägers gegeben ist. Die Vorteile dieser Verfahren sind der deutlich geringere Siliciumbedarf durch die geringe Dicke und der Wegfall der Sägeverluste. Der Sägevorgang als zusätzlicher Prozessschritt entfällt. Der erreichbare Wirkungsgrad ist hoch und liegt im Bereich von monokristallinen Zellen.

Solarzellen aus „schmutzigem“ Silicium[Bearbeiten]

Der Prozess des Zonenschmelzens und Dotierens lässt sich auch in eine bereits gefertigte, flache Platte bzw. Schicht verlagern. Das Prinzip ist, dass die Verunreinigungen durch Wärmebehandlung (mehrfach lateral fortschreitende Umschmelzung, z. B. mit Laserstrahlung) des Siliciums an wenigen Stellen konzentriert werden.[27]

Solarzellen aus speziellen Siliciumstrukturen[Bearbeiten]

Seit den 2000er Jahren arbeiten verschiedene Forschungsgruppen an Solarzellen auf Basis von langen „Siliciumstäbchen“ (manchmal auch „Siliciummikrodrähte“ genannt) im Mikrometermaßstab.[28][29] Die einzelnen Siliciumstäbchen sind in der Regel einige Mikrometer dick und ca. 200 Mikrometer lang. Strukturen aus senkrecht zu einer Trägerfläche angeordneten Stäbchen zeigen gegenüber konventionellen Solarzellen aus Silicium eine erhöhte Absorption von Sonnenlicht in einem breiten Spektralbereich, vgl. Schwarzes Silicium.

Ein Beispiel für eine solche Solarzelle wurde 2010 von einer Arbeitsgruppe um Harry Atwater vom California Institute of Technology vorgestellt. Sie stellten über 100 Mikrometer lange Stäbchen mithilfe der sogenannten VLS-Technik[30] (von engl. vapor-liquid-solid) her, übergossen diese anschließend zur Stabilisierung mit durchsichtigem, biegsamem Kunststoff (Polydimethylsiloxan, PDMS) und lösten danach die fertige Zelle von der Platte.[28] Diese Zellen zeigen, wie zuvor erwähnt, eine erhöhte Absorption von insgesamt bis zu 85 % des einfallenden Lichts über einen großen Spektralbereich. Die so erzeugten Solarzellen, im Laborstatus, haben einen hohen Wirkungsgrad. Ihre Herstellung verbraucht nur 1 Prozent der sonst zur Solarzellenproduktion üblichen Siliciummenge, außerdem sind diese Solarzellen biegbar.[31]

Andere Solarzellentypen[Bearbeiten]

Dünnschichtzellen[Bearbeiten]

Kleine, amorphe Si-Dünnschichtsolarzelle auf Glas, vier Zellen in Reihe
Rückseite (Schichtseite, braun lackiert)
Solarzellentypen

Dünnschichtzellen gibt es in verschiedenen Ausführungen, je nach Substrat und aufgedampften Materialien. Die Spannbreite der physikalischen Eigenschaften und der Wirkungsgrade ist entsprechend groß. Dünnschichtzellen unterscheiden sich von den traditionellen Solarzellen (kristallinen Solarzellen basierend auf Siliciumwafern) vor allem in ihren Produktionsverfahren und durch die Schichtdicken der eingesetzten Materialien. Die physikalischen Eigenschaften amorphen Siliciums, die von kristallinem Silicium verschieden sind, beeinflussen die Solarzelleneigenschaften. Manche Eigenschaften sind auch noch nicht vollständig verstanden.

Auch bei kristallinen Solarzellen wird das Licht bereits in einer dünnen Oberflächenschicht (ca. 10 µm) absorbiert. Es liegt daher nahe, Solarzellen sehr dünn zu fertigen. Verglichen mit kristallinen Solarzellen aus Siliciumwafern sind Dünnschichtzellen etwa 100-mal dünner. Diese Dünnschichtzellen werden meist durch Abscheiden aus der Gasphase direkt auf einem Trägermaterial aufgebracht. Das kann Glas, Metallblech, Kunststoff oder auch ein anderes Material sein. Der aufwändige, im vorigen Kapitel beschriebene Prozess des Zerschneidens von Siliciumblöcken kann also umgangen werden.

Das bisher gängigste Material für Dünnschichtzellen ist amorphes Silicium (a-Si:H). Solche Dünnschichtmodule sind langlebige Produkte. Freiluft-Tests zeigen stabile Wirkungsgrade über mehr als zehn Jahre. Mögliche weitere Materialien sind mikrokristallines Silicium (µc-Si:H), Gallium-Arsenid (GaAs), Cadmiumtellurid (CdTe) oder Kupfer-Indium-(Gallium)-Schwefel-Selen-Verbindungen, die so genannten CIGS-Solarzelle bzw. CIS-Zellen, wobei hier je nach Zelltyp S für Schwefel oder Selen stehen kann. Ein neues Material, das neu in der Dünnschichttechnologie Anwendung findet, ist CZTS.

Wirkungsgrade im Bereich von 20 % (20,8 % mit CIGS-Solarzellen, siehe[12]) für kleine CIGS-Laborzellen (≈ 0,5 cm²) sind durchaus möglich. CIGS-Dünnschichtmodule erreichen inzwischen ähnliche Wirkungsgrade wie Module aus polykristallinem Silicium (11–12 %[32]).

Wichtiger sind oft die Kosten, zu denen Strom aus den Solarzellen produziert werden kann, dazu kommen wichtige Kriterien wie die Emission von Schadstoffen. Aktuelle Studien belegen, dass Cadmiumtellurid-Dünnschicht-Solarzellen hier eine bessere Bilanz als konventionelle Siliciumzellen aufweisen.[33]

Eine weitere Stärke von Dünnschichtmodulen ist, dass sie einfacher und großflächiger produziert werden können, insbesondere die Dünnschichtzellen aus amorphem Silicium. Dünnschichtmodule sind nicht auf ein rigides Substrat wie Glas oder Aluminium angewiesen; bei aufrollbaren Solarzellen für den Wanderrucksack oder eingenäht in Kleider wird ein geringerer Wirkungsgrad in Kauf genommen; der Gewichtsfaktor ist wichtiger als die optimale Lichtumwandlung.

Zur Herstellung eignen sich Maschinen, welche auch zur Herstellung von Flachbildschirmen eingesetzt werden. Dabei werden Beschichtungsflächen von über 5 m² erreicht. Mit den Verfahren zur Herstellung von amorphem Silicium lässt sich auch kristallines Silicium in dünnen Schichten herstellen, sogenanntes mikrokristallines Silicium. Es vereint Eigenschaften von kristallinem Silicium als Zellenmaterial mit den Methoden der Dünnschichttechnik. In der Kombination aus amorphem und mikrokristallinem Silicium wurden in den letzten Jahren beachtliche Wirkungsgradsteigerungen erzielt.

Ein Verfahren für die Fertigung kristalliner Dünnschichtzellen aus Silicium ist CSG, (Crystalline Silicon on Glass); dabei wird eine weniger als zwei Mikrometer dünne Siliciumschicht direkt auf einen Glasträger aufgebracht; die kristalline Struktur wird nach einer Wärmebehandlung erreicht. Das Aufbringen der Stromführung erfolgt mittels Laser- und Tintenstrahldrucktechnik. Dafür wurde 2005 von der Firma CSG Solar eine Fabrikationsanlage in Deutschland gebaut. Weil das Verfahren nicht wirtschaftlich zu betreiben war, musste das Unternehmen nach kurzer Zeit seine Produktion einstellen. Der chinesische Solarkonzern Suntech erwarb das Unternehmen und seine Technologie, hat aber 2011 die Aktivitäten in diesem Bereich aufgegeben und das Unternehmen geschlossen.[34]

Es werden derzeit Dünnschichtsolarzellen aus schwarzem Silicium entwickelt, die einen etwa doppelten Wirkungsgrad erreichen sollen.[35]

Schematischer Aufbau einer Konzentratorzelle

Konzentratorzellen[Bearbeiten]

Bei Konzentratorzellen (auch Konzentrator-Photovoltaik, engl: Concentrated PV, CPV) wird Halbleiterfläche eingespart, indem das einfallende Sonnenlicht zunächst auf einen kleineren Bereich konzentriert wird. Das erreicht man durch Konzentratoren, wie z. B. Linsen, zumeist Fresnel-Linsen, oder auch Lichtleitkörper, die die Totalreflexion nutzen.[36][37] Diese sind im Vergleich zu Halbleitern bezogen auf die Fläche preiswerter. Es kann somit zu geringeren Kosten die Sonneneinstrahlung einer größeren Fläche ausgenutzt werden. Häufig verwendete Materialien für Konzentratorsolarzellen sind III-V-Halbleiter. Zumeist werden Mehrfachsolarzellen (siehe nächster Abschnitt) verwendet, die für vollflächige Solarzellen unwirtschaftlich wären. Sie arbeiten noch zuverlässig bei mehr als dem 500-fachen der Sonnenintensität. Konzentratorsolarzellen müssen dem Sonnenstand nachgeführt werden, damit ihre Optik die Sonnenstrahlung auf die Zellen bündeln kann. Zusätzlicher Effekt der Lichtkonzentration ist außerdem eine Erhöhung des Wirkungsgrades, da die Leerlaufspannung ansteigt. Die US-Energiebehörde hat mit dieser Technik Wirkungsgrade von über 40 % erreicht.[38][39]

Mehrfachsolarzellen[Bearbeiten]

Hauptartikel: Tandem-Solarzelle

Mehrfachsolarzellen bestehen aus zwei oder mehr Solarzellen mit verschiedenem Material, die monolithisch übereinander geschichtet sind. Zweck dieser Anordnung ist es, den Wirkungsgrad der gesamten Anordnung zu erhöhen. Die Wirkungsgrade bei Labormustern von Tandem-Konzentratorsolarzellen erreichten 2008 und 2009 über 40 %. So wurde am Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme ISE mit einer Mehrfachsolarzelle und 454-facher Konzentration ein Wirkungsgrad von 41,1 % erzielt.[40]

Elektrochemische Farbstoff-Solarzelle[Bearbeiten]

Hauptartikel: Grätzel-Zelle

Bei Farbstoffsolarzellen, auch bekannt als Grätzel-Zellen, wird der Strom anders als bei den bisher aufgeführten Zellen über die Lichtabsorption eines Farbstoffes gewonnen; als Halbleiter kommt Titandioxid zum Einsatz. Als Farbstoffe werden hauptsächlich Komplexe des seltenen Metalls Ruthenium verwendet, zu Demonstrationszwecken können aber selbst organische Farbstoffe, zum Beispiel der Blattfarbstoff Chlorophyll oder Anthocyane (aus Brombeeren), als Lichtakzeptor verwendet werden (diese besitzen jedoch nur eine geringe Lebensdauer). Die Funktionsweise der Zelle ist noch nicht im Detail geklärt; die kommerzielle Anwendung gilt als recht sicher, ist aber produktionstechnisch noch nicht in Sicht.

Konventionelle n-Typ-Farbstoffsolarzellen arbeiten mit einer Photoanode, einer positiven Elektrode, die mit einem n-Halbleiter, z.B. Titandioxid, und einem Farbstoff beschichtet ist. Trifft Licht darauf, werden die Farbstoffmoleküle angeregt und setzen Elektronen frei. Ein Redoxmediator, der als Bestandteil des Elektrolyten zwischen den Elektroden frei beweglich ist, regeneriert den Farbstoff. Beim p-Typ (p-DSC, p-dye-sensitized solar cell) läuft der Prozess genau entgegengesetzt. Ein spezieller Farbstoff und ein p-Halbleiter befinden sich auf einer Photokathode. Der durch Licht angeregte Farbstoff saugt Elektronen aus dem Valenzband des p-Halbleiters, z.B. Nickeloxid, heraus. Das üblicherweise eingesetzte System aus Iodid und Tri-Iodid ersetzten Wissenschaftler der Monash University, der Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization (Australien) und der Universität Ulm durch den Kobalt-Komplex Tris(1,2-diaminoethan)cobalt(II/III), bei dem das Kobalt zwischen den Oxidationsstufen +2 und +3 wechseln kann. Zellen auf dieser Basis erreichen dabei eine höhere Energieumwandlungseffizienz. Ein weiterer Ansatz, um die Leistung von photovoltaischen Zellen zu steigern, ist die Kombination einer n- und einer p-Typ-Farbstoffsolarzelle zu einer Tandem-Solarzelle.[41]

Organische Solarzellen[Bearbeiten]

Hauptartikel: Organische Solarzelle
Ein kommerziell erhältliches flexibles Modul einer polymeren organischen Solarzelle

Eine organische Solarzelle ist eine Solarzelle, die aus Werkstoffen der organischen Chemie besteht, d. h. aus Kohlenwasserstoff-Verbindungen (Kunststoffen). Diese Verbindungen haben elektrisch halbleitende Eigenschaften. Der Wirkungsgrad, mit dem Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt wird, liegt mit 12,0 % (Stand Januar 2013)[42] noch unterhalb von dem von Solarzellen aus anorganischem Halbleitermaterial. Organische Solarzellen bzw. Plastiksolarzellen, wie sie auch genannt werden, sind aufgrund der Möglichkeiten hinsichtlich günstiger und vielseitiger Herstellungsverfahren ein aktuelles Forschungsthema. Die von den Herstellern dieser Zellen auf Kunststoffbasis genannten Vorteile gegenüber herkömmlichen Siliciumsolarzellen sind:

  • Geringe Herstellungskosten aufgrund billiger Produktionstechnologien
  • Hohe Stromausbeuten durch Dünnschicht-Großflächentechnologien für Kunststoffe
  • Flexibilität, Transparenz und einfache Handhabung (mechanische Eigenschaften von Kunststoffen)
  • Hohe Umweltverträglichkeit (Kunststoffe auf Kohlenstoffbasis)
  • Anpassung an das Sonnenspektrum durch gezielte Polymersynthese
  • „Bunte“ Solarzellen für architektonische Stilelemente

Im Vergleich zu den ersten organischen Solarzellen wurden inzwischen viele Fortschritte erzielt.

Das Material für diesen Solarzellentyp basiert auf organischen Kohlenwasserstoffverbindungen mit spezifischer elektronischer Struktur, dem konjugierten π-Elektronensystem, welches den betreffenden Materialien die wesentlichen Eigenschaften amorpher Halbleiter verleihen. Typische Vertreter organischer Halbleiter sind konjugierte Polymere und Moleküle, wobei auch speziell synthetisierte Hybridstrukturen verwendet werden. Die ersten Kunststoffsolarzellen, die aus konjugierten Polymeren (Elektronendonatoren) und Fullerenen (Elektronenakzeptoren) hergestellt wurden, waren Zwei-Schicht-Solarzellen. Diese Zellen bestehen aus einer dünnen Schicht des konjugierten Polymers, auf die eine weitere dünne Schicht von Fullerenen aufgebracht wird. Aus technologischer Sicht stellen konjugierte Polymere und funktionalisierte Moleküle auf Grund ihrer Prozessierbarkeit aus der Flüssigphase attraktive Basismaterialien für die kostengünstige Massenproduktion flexibler PV-Elemente mit vergleichsweise einfacher Struktur dar. Molekulare Halbleiter hingegen werden üblicherweise in vakuumgestützten Aufdampfprozessen zu wohldefinierten Mehrschichtsystemen verarbeitet und lassen die Herstellung sequentiell abgeschiedener Halbleiterschichten und somit komplexere Zelltypen (z. B. Tandemzellen) zu.

Die organische Photovoltaik (OPV) hat das technologische Potenzial, als sogenannte „Low-cost Energy Source“ Einzug in die mobile Stromversorgung zu halten. Dies auch aufgrund der kostengünstigen Massenfertigung auf Basis etablierter Druckverfahren. Damit könnte mit der organischen Photovoltaik ein neuer Anwendungsbereich erschlossen werden bei gleichzeitig niedrigen Investitionskosten. Die Firma Konarka Technologies GmbH in Nürnberg hatte 2009 erste organische Kollektoren für Mobilgeräte auf den Markt gebracht.[43]

Hybrid-Solarzelle[Bearbeiten]

Eine Hybridsolarzelle ist eine Solarzelle, die organische und anorganische Bestandteile enthält.[44]

Fluoreszenz-Zelle[Bearbeiten]

Fluoreszenz-Zellen sind Solarzellen, die zunächst in einer Platte durch Fluoreszenz Licht größerer Wellenlänge erzeugen, um dieses an den Plattenkanten zu wandeln.

Thermische Photovoltaik-Zellen (TPV)[Bearbeiten]

Unter dem Namen Thermische Photovoltaik-Zellen (TPV) werden Zellen auf Basis von InP (früher GaSb) verstanden, die nicht Sonnenlicht verwerten, sondern Wärmestrahlung, also Licht wesentlich höherer Wellenlänge. Der Wirkungsgrad wurde dabei durch neuere Arbeiten[45] bis auf 12 % gesteigert (vorher maximal 9 %). Eine potentielle Anwendung solcher Zellen wäre die Verwertung von Wärme, wie sie bei großtechnischen Anwendungen in großen Mengen entsteht und die bisher mit zusätzlichem Aufwand entsorgt werden muss.

Geschichte[Bearbeiten]

Hauptartikel: Geschichte der Photovoltaik

Die Nutzung der Sonne zur Gewinnung von elektrischer Energie kann man grob in das Jahr 1839 datieren. Der Franzose Alexandre Edmond Becquerel stellte fest, dass eine Batterie, wenn man sie dem Sonnenlicht aussetzt, eine höhere Leistung hat als ohne Sonnenlicht. Er nutzte den Potentialunterschied zwischen einer verdunkelten und einer belichteten Seite einer chemischen Lösung, in die er zwei Platinelektroden eintauchte. Als er nun diese Konstruktion in die Sonne stellte, beobachtete er, dass ein Strom zwischen den zwei Elektroden entstand. So entdeckte er den photovoltaischen Effekt, konnte ihn allerdings noch nicht erklären. Später wies man nach, dass auch andere Materialien wie Kupfer photoleitfähig sind.

Die Photoleitfähigkeit wurde bei Selen 1873 nachgewiesen. Zehn Jahre später wurde die erste „klassische“ Photozelle aus Selen gefertigt. Wiederum zehn Jahre später, 1893, wurde die erste Solarzelle zur Erzeugung von Elektrizität gebaut.

1904 entdeckte der österreichisch-ungarische Physiker Philipp Lenard, dass Lichtstrahlen beim Auftreffen auf bestimmte Metalle Elektronen aus deren Oberfläche herauslösen und lieferte damit die ersten Erklärungen für den Effekt der Photovoltaik. Ein Jahr später erhielt er den Nobelpreis für Physik für die Erforschung des Durchganges von Kathodenstrahlen durch Materie und für seine Elektronentheorie. Den endgültigen Durchbruch schaffte 1905 Albert Einstein, als er mit Hilfe der Quantentheorie die gleichzeitige Existenz des Lichtes sowohl als Welle als auch als Teilchen erklären konnte. Bis dahin glaubte man, dass Licht nur als eine Energie mit unterschiedlicher Wellenlänge auftritt. Doch Einstein stellte in seinen Versuchen, die Photovoltaik zu erklären, fest, dass sich Licht in manchen Situationen genauso wie ein Teilchen verhält, und dass die Energie jedes Lichtteilchens oder Photons nur von der Wellenlänge des Lichts abhängt. Er beschrieb das Licht als eine Ansammlung von Geschossen, die auf das Metall treffen. Wenn diese Geschosse genügend Energie besitzen, wird ein freies Elektron, das sich im Metall befindet und von einem Photon getroffen wird, vom Metall gelöst. Außerdem entdeckte er, dass die maximale kinetische Energie der losgelösten Elektronen von der Intensität des Lichtes unabhängig ist und nur durch die Energie des auftreffenden Photons bestimmt wird. Diese Energie hängt wiederum nur von der Wellenlänge (oder der Frequenz) des Lichtes ab. Für seine Arbeit zum photoelektrischen Effekt erhielt er 1921 den Nobelpreis für Physik.

Die Entdeckung des p-n-Übergangs (Kristallgleichrichters) im Jahre 1947 durch William B. Shockley, Walther H. Brattain und John Bardeen war ein weiterer großer Schritt zur Solarzelle in ihrer heutigen Form. Nach diesen Entdeckungen stand dem Bau einer Solarzelle in ihrer heutigen Form nichts mehr entgegen. Es ist jedoch einem glücklichen Zufall zu verdanken, dass diese erste Solarzelle 1954 in den Laboratorien der amerikanischen Firma Bell gebaut wurde. Die Mitarbeiter der Firma (unter Teamleiter Morton Price) beobachteten, als sie einen Gleichrichter, der mit Hilfe von Silicium arbeitete, untersuchten, dass dieser mehr Strom lieferte, wenn er in der Sonne stand, als wenn er zugedeckt war. Bei Bell erkannte man schnell den Nutzen dieser Entdeckung zur Versorgung des Telefonnetzes von ländlichen Regionen mit Strom, was bis dahin noch mit Batterien geschah. Die Firma Bell, genauer Daryl Chapin, Calvin Souther Fuller und Gerald Pearson, entwickelte 1953 die erste mit Arsen dotierte Solarzelle auf Siliciumbasis, welche einen Wirkungsgrad von etwa 4 % besaß. Durch den Wechsel des Dotierungsmittels konnte der Wirkungsgrad auf etwa 6 % erhöht werden.

Modell von Vanguard 1

Die Raumfahrt erkannte sehr schnell den Nutzen der Solartechnik und rüstete 1958 zum ersten Mal einen Satelliten mit Solarzellen aus. Vanguard 1 startete am 17. März 1958 und war erst der vierte Satellit überhaupt. Er besaß ein Solarpanel, welches mit 108 Silicium-Solarzellen ausgestattet war. Diese dienten nur als Ladestation der Akkus und nicht zur direkten Stromversorgung. Dabei wurde errechnet, dass die Zellen einen Wirkungsgrad von 10,5 % besaßen. Die Konstrukteure hatten eine geringere Energieausbeute und eine kürzere Lebensdauer angenommen, so dass man diesen Satelliten nicht mit einem „Ausschalter“ versehen hatte. Erst nach acht Jahren stellte der Satellit aufgrund von Strahlenschäden seinen Betrieb ein.

Kurz darauf entstand die CdS-Cu2S-Solarzelle, die bis Anfang der 1990er noch in Satelliten eingesetzt wurden. Heutige Satelliten sind zum Vergleich mit Vanguard I mit rund 40.000 Solarzellen ausgestattet.

Im Weltraum steht der natürlichen Sonnenstrahlung im Vergleich zur Erdoberfläche nichts entgegen, keine Wolkendecken und keine Strahlung absorbierende und mehr oder weniger verschmutzte Atmosphäre, die das Sonnenlicht behindert. Andererseits führen die extremen Strahlungsverhältnisse im Weltraum zu einer stärkeren Degradation der Solarzellen als es auf der Erde der Fall ist. Seither versuchen Industrie und Forschung, immer größere Wirkungsgrade zu erreichen und zugleich die Degradation und Strahlungsresistenz zu verbessern.

Grafik: Juno vor dem Jupiter

Üblicherweise werden Raumsonden im inneren Sonnensystem durch Solarzellen mit Strom versorgt. Dadurch, dass heutige für Raumfahrtzwecke verwendete Solarzellen nicht nur 50 % effizienter, sondern auch strahlungsresistenter als die noch vor 20 Jahren verwendeten Siliciumzellen sind,[46] kann im Jahr 2011 die Raumsonde Juno als erste mit Solarzellen ausgerüstete Raumsonde zum in Strahlung getauchten Planeten Jupiter starten.

Durch die Verwendung reineren Siliciums und besserer Dotierungsmöglichkeiten wurde der Wirkungsgrad gesteigert und die Lebensdauer erhöht. Mandelkorn und Lamneck verbesserten die Lebensdauer der Zellen 1972 durch eine Reflexion der Minoritätsladungsträger, in dem sie ein sogenanntes back surfaces field (BSF) in die p-leitende Schicht einbrachten. 1973 stellten Lindmayer und Ellison die sog. violette Zelle vor, die bereits einen Wirkungsgrad von 14 % besaß. Durch das Reduzieren des Reflexionsvermögens wurde 1975 der Wirkungsgrad auf 16 % gesteigert. Diese Zellen heißen CNR-Solarzellen (englisch: Comsat Non Reflection; Comsat = Telefonsatellit ) und wurden für Satelliten entwickelt. Inzwischen sind von Green sowie an der Stanford Universität und bei Telefunken Solarzellen mit Wirkungsgraden um 20 % entwickelt worden. Der theoretische Wirkungsgrad für Silicium-Solarzellen liegt bei 29 % für die Strahlungsverhältnisse in mittleren Breiten. Zu den Wirkungsgraden siehe auch technische Merkmale.

Maßgeblicher Anstoß für diese Entwicklung war Anfang der Siebziger die Vervierfachung des Ölpreises. Nach dieser Preissteigerung rief Richard Nixon 1974 ein Forschungsprogramm ins Leben, welches sich mit regenerativen Energien auseinandersetzte. Bis dahin kostete jedes Watt 200 Dollar und war somit nicht konkurrenzfähig. Um die Akzeptanz und das Vertrauen bei der Bevölkerung zu gewinnen, wurden Anfang der 1980er Rennen mit Solarmobilen ausgetragen, und im Juli 1981 überquerte ein mit Solarkraft angetriebenes Flugzeug den Ärmelkanal.

Dünnschichtmodule aus amorphen Silicium ermöglichten die autonome Versorgung von Taschenrechnern, Uhren und anderen Kleinverbrauchern.

Module mit kristallinen Zellen wurden zunächst für Insel-Systeme mit 12 V Systemspannung auf der Basis einer Bleibatterie genutzt. Ab 1990 begann in Deutschland mit dem 1000-Dächer-Programm der großflächige Einsatz in netzgekopplten Systemen.

Bis gegen Ende der 1990er Jahre waren Zellen mit etwa 100 mm Kantenlänge (im Fachjargon auch Vier-Zoll-Zellen genannt) und 36 Zellen pro Modul für 12-V-Systeme die üblichste Baugröße. Danach wurden 125-mm-Zellen (5") verstärkt für Module mit 72 Zellen für 24 V Systemspannung genutzt, und seit etwa 2002 sind 156-mm-Zellen (Kantenlänge 156 mm bzw. 6 Zoll) für Standardmodule mit typisch 60 Zellen die gängige Größe.[47] Versuche zur Einführung von 8"-Zellen wurden abgebrochen, da die mechanische Stabilität eine Erhöhung der Waferdicke und damit des Materialeinsatzes erfordert hätte.

Ab 2007 konnten Dünnschichtmodule mit Zellen aus CdTe der Firma FirstSolar einen Preisrutsch für Solarmodule auslösen. Werke für Module mit CIS- und CIGS-Zellen wurden aufgebaut. Aber seit 2012 haben Module aus kristallinem Silicium, gefertigt in China, mit ihrem Kostenvorteil zusammen mit der inzwischen gesicherten Versorgung mit ausreichend Rohsilicium den Markt erobert.

Formen und Größen[Bearbeiten]

Zu Beginn der Kommerzialisierung der Solartechnik wurden häufig runde Zellen eingesetzt, deren Ursprung von den meist runden Siliciumstäben der Computerindustrie herrührt. Inzwischen ist diese Zellenform relativ selten, und es werden quadratische Zellen oder fast quadratische mit mehr oder weniger abgeschrägten Ecken eingesetzt. Als Standardformate werden derzeit Wafer mit einer Kantenlänge von 125 und 156 mm prozessiert; künftig sollen aber auch Zellen mit einer Kantenlänge von 210 mm Bedeutung erlangen.

Durch Sägen der fertig prozessierten Zellen entstehen für spezielle Anwendungen im Kleingerätebereich auch Zellen mit kleineren Kantenlängen. Sie liefern annähernd die gleiche Spannung wie die großen Zellen, jedoch entsprechend der kleineren Fläche einen kleineren Strom.

Im EFG-Verfahren werden auch Zellen hergestellt, bei denen die Seiten des entstehenden Rechtecks nicht die gleichen Längen haben.

Wirkungsgrad[Bearbeiten]

Vergleich der praktisch erzielbaren Wirkungsgrade verschiedener Solarzellen und deren zeitliche Entwicklung. Die violetten Kurven im oberen Bereich stellen sogenannte Tandem-Solarzellen, eine Kombination verschiedener pn-Übergänge, dar.

Der Wirkungsgrad \eta einer Solarzelle ist das Verhältnis der von ihr erzeugten elektrischen Leistung P_{\rm elektrisch} und der Leistung der einfallenden Strahlung P_{\rm Licht}.

\eta = \frac{P_{\rm elektrisch}}{P_{\rm Licht}}

Der maximale Wirkungsgrad \eta einer Solarzelle ist vom Bandabstand und der Anzahl der auf verschiedene Spektralbereiche optimierten pn-Übergänge abhängig. Bei einem pn-Übergang ist, bei optimalem Bandabstand und darauf in der Wellenlänge abgestimmtem Licht, theoretisch ein Wirkungsgrad von bis zu 41 % erzielbar. In praktischen Anwendungen liegen tatsächlich erzielbare Wirkungsgrade um und unter 25 %. Bei Tandem-Solarzellen, welche durch mehrere unterschiedliche pn-Übergänge größere Spektralbereiche abdecken können, können die Gesamtwirkungsgrade aller pn-Übergänge in Summe auch über der theoretischen Grenze von 41 % liegen.

Der Rekord für im Labor hergestellte Silicium-Solarzellen liegt bei 24,7 Prozent (University of New South Wales, Australien), mit denen Module mit über 22 Prozent Wirkungsgrad hergestellt wurden. Die Degradation des Wirkungsgrades (Alterungsverhalten) liegt bei ca. 10 Prozent in 25 Jahren. Hersteller geben beispielsweise Garantien auf mindestens 80 Prozent der Peak-Leistung nach 20 Jahren.

Im Weltraum ist einerseits die Solarkonstante größer als die Globalstrahlung auf der Erde, andererseits altern die Solarzellen schneller. Solarpanele für Satelliten erreichen zur Zeit (2005) einen Wirkungsgrad von fast 25 %[48] bei einer Betriebszeit von 15 Jahren.

Materialsystem Wirkungsgrad (AM 1,5) Lebensdauer Modul-Kosten (Okt. 2012)[49][50][51]
Silicium (amorph) 5–10 % < 20 Jahre < 0,6 EUR/W
Silicium (polykristallin) 14–20 % 25–30 Jahre < 0,9 EUR/W
Silicium (monokristallin) 16–22 % 25–30 Jahre < 0,9 EUR/W
Galliumarsenid (Einschicht) 15–20 %
Galliumarsenid (Zweischicht) 20 %
Galliumarsenid (Dreischicht) 25 % (30 % bei AM0) > 20 Jahre 500–1500 EUR/W
Galliumindiumphosphid + Galliumindiumarsenid 40,8 %[52] (non-STC)
Indiumgalliumnitrid
Cadmiumtellurid 5–12 % > 20 Jahre < 0,95 EUR/W

Ein hoher Wirkungsgrad ist erstrebenswert, weil er bei gleichen Lichtverhältnissen und gleicher Fläche zu einer größeren Ausbeute an elektrischem Strom führt. Für jede Maschine, die auf der Erde aus Sonnenlicht oder auf andere Weise mechanische oder elektrische Arbeit erzeugt (z. B. Aufwindkraftwerke, Stirlingmotoren, etc.) gilt ein thermodynamisches Limit.

Thermodynamisches Limit I[Bearbeiten]

Die gröbste Abschätzung des Wirkungsgrades erhält man durch den Carnot-Wirkungsgrad. Er beschreibt den maximalen Wirkungsgrad, den eine beliebige physikalische Maschine erreichen kann, wenn sie ihre Energie aus der Temperaturdifferenz von zwei Wärmebädern bezieht. Der Carnot-Wirkungsgrad ergibt sich aus der Temperatur T_{\rm warm} des wärmeren Bades und der Temperatur T_{\rm kalt} des kälteren Bades gemäß:

\eta = 1 - \frac{T_\mathrm{kalt}}{T_\mathrm{warm}}

Im Falle der Solarzelle ist das wärmere Energiebad die Sonnenoberfläche mit einer Temperatur von etwa 5.800 K und das kältere Bad die Solarzelle mit einer Temperatur von 300 K. Daraus ergibt sich ein Carnot-Wirkungsgrad von 95 %. Im Weltraum genutzte Solarzellen haben infolge der höheren Temperaturdifferenz entsprechend höhere Wirkungsgrade.

Thermodynamisches Limit II[Bearbeiten]

Die Abschätzung im obigen Abschnitt vernachlässigt, dass die Energie von der Sonne zur Solarzelle durch Strahlung übertragen wird. In einem ausführlicheren Modell setzt man vor die Solarzelle einen Absorber. Dieser absorbiert die Strahlung der Sonne und strahlt selber einen kleinen Teil der Wärmestrahlung wieder an die Sonne ab. Nach dem Stefan-Boltzmann-Gesetz fließt somit insgesamt die Wärmeleistung

\sigma T_\mathrm{Sonne}^4-\sigma T_\mathrm{Absorber}^4

von der Sonne zum Absorber, wobei \sigma die Stefan-Boltzmann-Konstante ist. Nach dem Carnot-Wirkungsgrad kann der Absorber von dieser Wärme nur den Anteil

1 - \frac{T_\mathrm{Solarzelle}}{T_\mathrm{Absorber}}

in elektrische Arbeit überführen. Der Wirkungsgrad bestimmt sich nun aus diesem Anteil und der gesamten von der Sonne abgestrahlten Leistung \sigma T_\mathrm{Sonne}^4 zu

\eta = \left(1-\frac{T_\mathrm{Absorber}^4}{T_\mathrm{Sonne}^4}\right)\cdot\left(1 - \frac{T_\mathrm{Solarzelle}}{T_\mathrm{Absorber}}\right)

Bei einer Temperatur von 5800 K für die Sonnenoberfläche und 300 K Umgebungstemperatur wird der Wirkungsgrad bei einer Absorbertemperatur von etwa 2.500 K maximal und beträgt 85 %.[53]

Shockley-Queisser-Grenze[Bearbeiten]

Maximaler Wirkungsgrad als Funktion des Bandabstandes, wie es die Shockley-Queisser-Grenze beschreibt
Hauptartikel: Shockley-Queisser-Grenze

Die Shockley-Queisser-Grenze betrachtet den für Solarzellen typischen Anregungsprozess von Elektronen in einem Halbleiter. In einer Solarzelle wird dadurch Licht in elektrische Energie umgewandelt, dass das Licht Elektronen aus dem Valenzband in das Leitungsband anregt. Nur ein schmaler Ausschnitt des angebotenen Energiespektrums wird genutzt. Der theoretische Grenzwert energieselektiver Zellen ist deshalb kleiner als das thermodynamische Limit eines Gesamtsystems.

Entscheidend für die Energie, die man pro angeregtem Elektron gewinnen kann, ist dabei die Größe der Bandlücke E_\mathrm{g} des Halbleiters. Unabhängig davon, wie weit das Elektron über die untere Kante des Leitungsbandes angeregt wird, erhält man pro Elektron maximal die Energie der Bandlücke als elektrische Energie. Bei der elektrischen Leistung, die man aus allen angeregten Elektronen gewinnt, muss man berücksichtigen, dass bei einer kleinen Bandlücke mehr Elektronen erzeugt werden. Bei einer großen Bandlücke hat jedes einzelne Elektron dafür mehr Energie. Es muss daher ein Kompromiss aus folgenden Grenzfällen gefunden werden:

  • Große Bandlücke: Nur energiereiches Licht (blaues und ultraviolettes Licht) kann Elektronen erzeugen, da längere Wellenlängen nicht absorbiert werden. Wegen der großen Bandlücke besitzt jedes Elektron eine hohe Energie.
  • Kleine Bandlücke: Auch langwelliges Licht kann Elektronen anregen, so dass insgesamt viele Elektronen ins Leitungsband angeregt werden. Diese verlieren jedoch durch Stoßprozesse mit dem Kristallgitter in wenigen hundert Femtosekunden einen Teil ihrer Energie, bis sie nur noch die Energie der Bandlücke besitzen.

Die Shockley-Queisser-Grenze gilt für den Fall einer Zelle mit nur einem pn-Übergang. Mit sogenannten Tandem-Solarzellen (englisch multi-junction solar cell), in denen mehrere pn-Übergänge mit verschiedenen Bandlücken kombiniert sind, können prinzipiell auch höhere Wirkungsgrade erreicht werden, siehe Abschnitt Mehrfachsolarzellen.

Technische Merkmale[Bearbeiten]

Die Kenngrößen einer Solarzelle werden für normierte Bedingungen, die Standard-Testbedingungen, häufig abgekürzt STC (engl. Standard Test Conditions) angegeben:

  • Einstrahlungsstärke von 1000 W/m² in Modulebene,
  • Temperatur der Solarzelle 25 °C konstant,
  • Strahlungsspektrum AM 1,5 global; DIN EN 61215, IEC 1215, DIN EN 60904, IEC 904.

Dabei steht AM 1,5 global für den Begriff Air Mass, die 1,5 dafür, dass die Sonnenstrahlen das 1,5-fache der Atmosphärenhöhe durchlaufen, weil sie schräg auftreffen. Das entspricht sehr gut den sommerlichen Gegebenheiten in Mitteleuropa von Norditalien bis Mittelschweden. Im Winter steht die Sonne in unseren Breiten erheblich tiefer, und ein Wert von AM 4 bis AM 6 ist hier realistischer.

Durch die Absorption in der Atmosphäre verschiebt sich auch das Spektrum des auf das Modul treffenden Lichtes. „Global“ steht für Globalstrahlung, die sich aus dem Diffus- und dem Direktstrahlungsanteil der Sonne zusammensetzt.

Dabei ist zu beachten, dass in der Realität insbesondere die Zellentemperatur bei einer solchen Einstrahlung, die in Deutschland im Sommer zur Mittagszeit erreicht wird, bei normalem Betrieb wesentlich höher liegt (je nach Anbringung, Windanströmung etc. kann sie zwischen etwa 30 und 60 °C liegen). Eine erhöhte Zellentemperatur bedeutet aber gleichzeitig einen herabgesetzten Wirkungsgrad der Solarzelle. Aus diesem Grund wurde auch eine weitere Bezugsgröße geschaffen, PNOCT, die Leistung bei normaler Betriebstemperatur (normal operating cell temperature).

Strom-Spannungs-Kennlinie einer Solarzelle, beleuchtet und unbeleuchtet

Gebräuchliche Abkürzungen für die Bezeichnungen sind

  • SC: Short Circuit – Kurzschluss
  • OC: Open Circuit – Leerlauf
  • MPP: Maximum Power Point – Betriebspunkt maximaler Leistung
  • PR: Performance Ratio; Qualitätsfaktor der angibt, welcher Teil des vom Solargenerator erzeugten Stromertrages (unter Nennbedingungen) real zur Verfügung steht.

Die Kennwerte einer Solarzelle sind

  • Leerlaufspannung U_{\rm OC} (auch V_{\rm OC})
  • Kurzschlussstrom I_{\rm SC}
  • Spannung im bestmöglichen Betriebspunkt U_{\rm MPP} (auch V_{\rm MPP})
  • Strom im Betriebspunkt mit maximaler Leistung I_{\rm MPP}
  • Maximale erzielbare Leistung P_{\rm MPP} Solarzellenhersteller geben diese unter standardisierten Bedingungen maximal erzielbare Leistung in der Einheit kWp, sprich „Kilowatt-Peak“ an
  • Füllfaktor FF = \frac{\rm P_{MPP}}{U_{\rm OC}\cdot I_{\rm SC}}
  • Koeffizient für die Leistungsänderung mit der Zelltemperatur
  • Zellwirkungsgrad \eta = \frac{P_{\rm MPP}}{A\cdot P_{\rm opt}} mit der bestrahlten Fläche A und der Bestrahlungsstärke P_{\rm opt}

Solarzellen können also eine Leistung von sehr grob 160 W/ abgeben. Eingebaut in ein Modul ist die Leistung pro Fläche geringer, da zwischen den Zellen und zum Modulrand Abstände vorhanden sind. Im Weltraum wird eine Leistung von 220 Watt pro Quadratmeter erzielt.[54]

Schaltbilder[Bearbeiten]

Schaltsymbol einer Fotodiode
Schaltzeichen und einfaches Ersatzschaltbild einer Solarzelle

Das Schaltsymbol einer Solarzelle gibt, wie das Schaltsymbol einer Diode oder Photodiode, mit einem Pfeil die technische Stromrichtung zur Verschaltung an. Der Kennlinienverlauf einer realen Solarzelle weicht allerdings von der einer idealen Fotodiode ab. Um diese Abweichungen zu modellieren, existieren mehrere Ersatzschaltbilder.

Vereinfachtes Ersatzschaltbild[Bearbeiten]

Das Schaltbild besteht zunächst nur aus einer Stromquelle, die parallel zu einer idealen Diode geschaltet wird. Diese produziert einen Strom, der von der Bestrahlungsstärke abhängt und den Photostrom I_\mathrm{ph} modelliert. Die Gesamtstromstärke ergibt sich damit mit dem Diodenstrom I_\mathrm{D} (siehe Diode) zu

 I = I_\mathrm{ph} - I_\mathrm{D} = I_\mathrm{ph} - I_\mathrm{S} \left[ \mathrm{e}^{ \frac{U_\mathrm{D}}{n\cdot U_\mathrm{T}}} - 1 \right] .

Erweitertes Ersatzschaltbild (Ein- und Zweidiodenmodell)[Bearbeiten]

Eindiodenmodell einer Solarzelle

Das erweiterte Ersatzschaltbild nimmt Rücksicht auf reale Faktoren des Bauelementes, die durch die Fertigung entstehen. Mit diesen Modellen soll ein möglichst realistisches Modell der tatsächlichen Solarzelle geschaffen werden. Beim Eindiodenmodell wird so das vereinfachte Ersatzschaltbild zunächst nur durch einen parallel und einen in Reihe geschalteten Widerstand ergänzt.

  • Der Parallelwiderstand Rp symbolisiert Kristallfehler, nichtideale Dotierungsverteilungen und andere Materialdefekte, durch die Verlustströme entstehen, die den p-n-Übergang überbrücken. Bei Solarzellen aus guter Herstellung ist dieser Widerstand relativ groß.
  • Mit dem Serienwiderstand Rs werden alle Effekte zusammengefasst, durch die ein höherer Gesamtwiderstand des Bauelementes entsteht. Das sind hauptsächlich der Widerstand des Halbleitermaterials, der Widerstand an den Kontakten und der Zuleitungen. Diese Größe sollte bei gefertigten Solarzellen möglichst gering sein.

Die Formel für den Gesamtstrom ist für dieses Modell bereits eine rekursive Funktion und lautet:

I=I_\mathrm{ph}-I_\mathrm{d}-\frac{U_\mathrm{p}}{R_\mathrm{p}}=I_\mathrm{ph}-I_\mathrm{S}\left[ \mathrm{e}^{\frac{U+R_\mathrm{s}\cdot I}{n\cdot U_\mathrm{T}}}-1 \right] - \frac{U+R_\mathrm{s}\cdot I}{R_\mathrm{p}}
Zweidiodenmodell mit spannungsgesteuerter Stromquelle für den Lawinendurchbruch in Sperr-Richtung

Beim Übergang zum Zweidiodenmodell fügt man eine weitere Diode mit einem anderen Idealitätsfaktor n ein. Normalerweise werden diese über die Werte 1 und 2 angesetzt. Weiterhin lassen sich alle diese Modelle bei Betrieb in Sperr-Richtung durch eine spannungsgesteuerte Stromquelle ergänzen, um den Lawinendurchbruch zu modellieren. Die Formeln für die Ströme beim Zweidiodenmodell lauten dann, bei Anpassungsleitwert gb, Durchbruchspannung Ub und Lawinendurchbruchexponent nb:

I=I_\mathrm{ph}-I_\mathrm{b}-I_\mathrm{S1}\left[ \mathrm{e}^{\frac{U+R_\mathrm{s}\cdot I}{n_1\cdot U_\mathrm{T}}}-1 \right] -I_\mathrm{S2}\left[ \mathrm{e}^{\frac{U+R_\mathrm{s}\cdot I}{n_2\cdot U_\mathrm{T}}}-1 \right] -\frac{U+R_\mathrm{s}\cdot I}{R_\mathrm{p}}
I_\mathrm{b}=g_\mathrm{b}\cdot\frac{(U+R_\mathrm{s}\cdot I)}{R_\mathrm{p}}\cdot\left(1-\frac{U+R_\mathrm{s}\cdot I}{U_\mathrm{b}}\right)^{-n_\mathrm{b}}

Energetische Amortisation und Erntefaktoren[Bearbeiten]

Siehe auch: Erntefaktor

Die energetische Amortisationszeit ist der Zeitpunkt, zu dem die für die Herstellung einer Photovoltaikanlage aufgewandte Primärenergie durch selbige wieder erzeugt wurde. Da die bei der Produktion genutzte elektrische Energie zu den Sekundärenergien zählt, wird diese mit dem Wirkungsgrad eines fossilen Kraftwerkes in Primärenergie umgerechnet. Dementsprechend erfolgt diese Umrechnung auch bei der erzeugten elektrischen Energie der Solarzelle. Analog kann man sich vorstellen, dass die Photovoltaikanlage den Strom aus einem konventionellen Kraftwerk ersetzt.[55]

Am besten schneiden Dünnschichtmodule ab, die sich nach 1,5 Jahren (Richtwert) amortisieren (südeuropäische Strahlungsbedingungen). Anlagen mit mono- oder multikristallinen Zellen benötigen zur energetischen Amortisation etwa 1,7 bis 4,5 Jahre[56][57] Diese Werte hängen natürlich von der tatsächlichen Energieausbeute (d. h. von der Sonneneinstrahlung) und den verwendeten Vergleichskraftwerken ab. Auch ist zu beachten, ob Solarzellen, Module oder ganze Systeme (inklusive Wechselrichter und Anschlussinfrastruktur) betrachtet werden. Ältere Untersuchungen zeigen bei Si-Solarzellen teilweise höhere Werte, was mit der Nutzung von Restsilicium aus der Chipindustrie zusammenhängt. Mit dem Beginn der großtechnischen Solarzellenherstellung konnten hier energieintensive Prozessschritte entfallen. Da der Energieverbrauch einen großen Kostenfaktor bei der Herstellung einer Solarzelle darstellt, wird mit einer weiteren deutlichen Reduzierung der Amortisierungszeiten auch bei Si-Solarzellen gerechnet.[58]

Heutige Solarzellen haben (angewandt z. B. in Deutschland) einen Erntefaktor, der größer als 1 ist, d. h. sie erzeugen ein Vielfaches der Energie, die für die Herstellung notwendig war.

Umweltschutz[Bearbeiten]

Die Herstellung photovoltaischer Solarzellen ist ein chemischer Prozess, bei dem gasförmige, flüssige und feste Chemikalien zum Einsatz kommen, die gesundheits- und umweltschädlich sind. Aus diesem Grund ist ein hoher Standard der Prozesssicherheit zentral. Unter Arbeitsschutzaspekten ist eine sichere Ablufterfassung und Reinigung zu gewährleisten. Bei dem Einsatz von Nasswäschern wird die Abluft durch ein flüssiges Absorptionsmedium geleitet. Wenn dieses aufgebraucht ist, entsteht eine weitere Abwasserquelle, neben den Ätzlösungen aus der Produktion. Diese müssen innerbetrieblich wiederaufbereitet oder spezialisierten Entsorgern übergeben werden. Bei der Herstellung von Dünnschichthalbleitern kommt es an den Wänden und Aufbauten der Prozesskammer zu siliciumhaltigen Ablagerungen. Die Rückstände müssen regelmäßig entfernt werden, da sie den Prozess stören und zu Qualitätseinbußen führen. Zum Entfernen der Rückstände verwendet man Schwefelhexafluorid und Stickstofftrifluorid als Reinigungsgase. Beide Gase sind zwar ungiftig, gleichwohl aber sehr starke Treibhausgase[59]. In der Zellproduktion müssen die Reinigungsgase mit hoher Volumenflussrate eingesetzt werden, da sie chemisch sehr stabil sind und im Plasma zu weniger als 10 % in reinigungsaktive Radikale zerfallen. Ein Großteil des Gases bleibt somit ungenutzt und muss kostenintensiv entsorgt werden. Zum Teil entweicht es – gewollt oder ungewollt – direkt in die Umwelt. Hieraus erklärt sich u. a. auch der kürzlich gemessene starke Anstieg der Stickstofftrifluoridkonzentration in der Hochatmosphäre, besonders über Ost- und Südostasien. An Stelle von Schwefelhexafluorid und Stickstofftrifluorid kann auch das sehr reaktive Halogen Fluor als Reinigungsgas verwendet werden. Fluor ist sehr giftig, es ist jedoch kein Treibhausgas. Außerdem lässt es sich sehr leicht und rückstandsfrei aus Abgasströmen entfernen.

Einige Solarzelltypen verwenden anstelle von Silicium Stoffe wie z. B. toxisches oder karzinogenes Cadmium, Arsen bzw. deren Verbindungen sowie Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid. Ein typisches Cadmiumtellurid-Solarmodul enthält zum Beispiel ca. 22 g des gefährlichen Schwermetalls Cadmium und 25 g Tellur pro m² Zellfläche.[60] Bei der Produktion werden beide Substanzen durch Co-Verdampfung auf das Trägermaterial aufgebracht. Die Co-Verdampfung ist ein ungerichteter Prozess, bei dem die gesamte Innenoberfläche der Beschichtungskammer mit Dünnschichten aus Tellur, Cadmiumtellurid, Cadmiumsulfid und Antimontellurid überzogen werden. Der Materialverbrauch erhöht sich dadurch um mindestens weitere 40 %.

Bei der regelmäßigen Reinigung der Produktionskammer mit wässriger Säure – die Reinigung erfolgt manuell – werden die Rückstände in eine wässrige Lösung überführt. Neben der eigentlichen Zellproduktion stellt also auch die Reinigung der Produktionsanlagen eine Herausforderung an Umweltschutz und Arbeitsschutz dar.[61][62][63][64][65] Eine neuere Untersuchung versucht, die geringere Gefährdung, die von Cadmiumtellurid-Zellen im Vergleich zur Kohleverbrennung ausgeht, nachzuweisen.[33] Produktionsrückstände und Emissionen können zu Langzeitschäden und Altlasten führen. Gleiches gilt bei unsachgemäßer Entsorgung für die Altzellen. Die Photovoltaik unterscheidet sich in diesem Aspekt von anderen Technologien zur Nutzung regenerativer Energien.

Sicherheitsbetrachtung[Bearbeiten]

Für Schutzmaßnahmen im Brandfall und Blitzeinschlag, siehe Photovoltaikanlage.

Siehe auch[Bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten]

  •  Christoph Brabec: Organic photovoltaics – materials, device physics, and manufacturing technologies. Wiley-VCH, Weinheim 2008, ISBN 978-3-527-31675-5.
  •  Guillermo Diaz-Santanilla: Technik der Solarzelle – physikalische Grundlagen, Eigenschaften und Applikationen. Franzis, München 1984, ISBN 3-7723-7371-2.
  •  Tom Markvart, Luis Castañer: Solar cells – materials, manufacture and operation. Elsevier, Oxford 2006, ISBN 1-85617-457-3 (englisch).
  •  Viktor Wesselak, Sebastian Voswinckel: Photovoltaik: Wie Sonne zu Strom wird. Daten, Fakten, Hintergründe. Springer Vieweg, Berlin 2012, ISBN 978-3-642-24296-0 (= Technik im Fokus).
  •  Peter Würfel: Physik der Solarzellen. Spektrum Akademischer Verlag, Heidelberg 2000, ISBN 3-8274-0598-X (= Spektrum Hochschultaschenbuch).

Weblinks[Bearbeiten]

 Commons: Solarzelle – Album mit Bildern, Videos und Audiodateien
 Wikibooks: Herstellung von Solarzellen – Lern- und Lehrmaterialien

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. Orbital Sciences Corporation (Hrsg.): Dawn. Investigating the "Dawn" of Our Solar System (fact sheet) (PDF; 1,4 MB). 2009 (englisch).
  2. anorganisch-organische Hybridzellen mit einfacher Herstellung
  3. Rolf Hug: Mitsubishi Electric entwickelt anwendungsreife Silicium-Solarzelle mit 18,6 % Wirkungsgrad. In: Der Solarserver. 25. März 2008, Abgerufen am 9. August 2009
  4. http://www.helmholtz-berlin.de/forschung/enma/si-pv/arbeitsgebiete/duennschichtsolarzellen/index_de.html
  5. M. A. Green, K. Emery, D. L. King, Y. Hishikawa, W. Warta: Solar Cell Efficiency Tables (Version 28). In: Prog. Photovolt: Res. Appl. 14, 2006, S. 455–461, doi:10.1002/pip.720 (PDF, abgerufen am 22. April 2010).
  6.  Michael D. Kelzenberg, Shannon W. Boettcher, Jan A. Petykiewicz, Daniel B. Turner-Evans, Morgan C. Putnam, Emily L. Warren, Joshua M. Spurgeon, Ryan M. Briggs, Nathan S. Lewis, Harry A. Atwater: Enhanced absorption and carrier collection in Si wire arrays for photovoltaic applications. In: Nat Mater. 9, Nr. 3, Februar 2010, S. 239–244, doi:10.1038/nmat2635.
  7. Sonnenpower light. Bild der Wissenschaft. 15. Februar 2010 (Nachrichtenmeldung).
  8. SolarServer: Photovoltaik-Forschung: Caltech entwickelt flexible Solarzellen mit Siliciumdraht-Reihen und hoher Absorption, abgerufen am 31. Mai 2012.
  9. Weltrekord: 41,1 % Wirkungsgrad für Mehrfachsolarzellen. In: pro-physik.de. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, abgerufen am 9. August 2009.
  10. heise: 28,2 % Wirkungsgrad erreicht (abgerufen am 24. Juni 2011)
  11.  Martin A. Green, Keith Emery, Yoshihiro Hishikawa, Wilhelm Warta, Ewan D. Dunlop: Solar cell efficiency tables (version 43). In: Progress in Photovoltaics: Research and Applications. 22, Nr. 1, 2014, S. 1–9, doi:10.1002/pip.2452.
  12. a b Wirkungsgrad-Rekorde in der Photovoltaik, Solaranlagen-Portal.de
  13. CIGS DÜNNSCHICHT-TECHNOLOGIE ERZIELT WELTREKORDEFFIZIENZ VON 17,4%, Pressemitteilung der Firma Q-Cells vom 29. November 2011, abgerufen am 14. Februar 2012
  14. Neuer Weltrekord für organische Solarzellen: Heliatek behauptet sich mit 12 % Zelleffizienz als Technologieführer, Pressemitteilung der Firma Heliatek vom 16. Januar 2013
  15. Billig-Solarzellen revolutionieren Strombranche.
  16. USGS Minerals Information
  17. Lars Fischer: Rohstoffe: Die Rohstoffkrisen der Zukunft, spektrum-direkt, 29. März 2011, Zugriff am 12. September 2011
  18. Indium Vorräte laut USGS Mineral Commodity Summaries (2006) (PDF; 74 kB)
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  20. Indium and Gallium Supply Sustainability September 2007 Update, 22nd EU PV Conference, Milan, Italy, 16. Februar 2009.
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  23. Kristallzucht Infoseite der Firma Swiss Wafers, abgerufen am 17. April 2010
  24. Quadrieren und Brikettieren Infoseite der Firma Swiss Wafers, abgerufen am 17. April 2010.
  25. http://www.ingenieur.de/Fachbereiche/Verfahrenstechnik/Recycling-Silizium-Herstellungskosten-fuer-Solarzellen-senken
  26. a b Ziehen oder Sägen – ein Systemvergleich
  27. Eicke Weber neuer Leiter des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE. Fraunhofer-Gesellschaft. 6. Juli 2006, abgerufen am 22. April 2010 (Presseinformation).
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  36. Andreas Mühlbauer: Neuer Solar-Konzentrator verspricht billigeren Strom, Elektronikpraxis, 23. Februar 2009
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  41.  Satvasheel Powar, Torben Daeneke, Michelle T. Ma, Dongchuan Fu, Noel W. Duffy, Günther Götz, Martin Weidelener, Amaresh Mishra, Peter Bäuerle, Leone Spiccia1, Udo Bach: Highly Efficient p-Type Dye-Sensitized Solar Cells based on Tris(1,2-diaminoethane)Cobalt(II)/(III) Electrolytes. In: Angewandte Chemie. 124, Nr. 50, 2012, ISSN 1521-3757, doi:10.1002/ange.201206219.
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  43. Konarka verkündet Verfügbarkeit von Solarzellen für portable Ladegeräte auf der European Photovoltaic Solar Energy Conference. Konarka, 20. September 2009, abgerufen am 9. Dezember 2009 (Pressemitteilung).
  44. Hybridsolarzellen auf der Basis von anorganischen Halbleiter-Nanopartikeln und leitfähigen Polymeren. Carl von Ossietzky Universität Oldenburg. Institut für Physik.
  45. http://www.ciphotonics.com/Press_Releases/TPV_Groundbreaking_thermo_photovoltaic.pdf PDF-Datei zu Thermischen Photovoltaikzellen (engl.)
  46. Spacecraft and Instruments
  47. Monokristalline Solarzellen aus Silicium Artikel auf solarintegration.de, abgerufen am 6. Juni 2010
  48. Technical and Quality Management – Home – European solar cell efficiency reaches new high
  49. Lisa Eccles, Jason George, Miki Tsukamoto, Hai Yue Han: Comparison Study of Current Photovoltaic Technologies for Use on a Solar Electric Vehicle. 2006, archiviert vom Original am 16. September 2006, abgerufen am 22. April 2010 (PDF, englisch).
  50. PVX Spotmarkt Preisindex Solarmodule
  51. Solarbuzz Module Price Trend
  52. US Solarcell Design Hits 40 Precent Efficiency
  53.  Jenny Nelson: The physics of solar cells. Imperial College Press, 2003, ISBN 1860943497, S. 291 (eingeschränkte Vorschau in der Google-Buchsuche).
  54. http://www.astrium.eads.net/de/articles/so-wird-sonnenenergie-von-satelliten-in-elektrischen-strom-umgewandelt.html
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  58. Mariska de Wild-Scholten, Erik Alsema: Energetische Bewertung von PV-Modulen (PDF-Datei, 1,52 MB), Energy Research Centre of the Netherlands (ECN), Unit Solar Energy und Copernicus Institut, Universität Utrecht
  59. Vorlage:Internetquelle/Wartung/Zugriffsdatum nicht im ISO-FormatVorlage:Internetquelle/Wartung/Datum nicht im ISO-FormatNicole Vormann; Murphy&Spitz: Studie: Nachhaltigkeit und Social Responsibility in der Photovoltaik-Industrie. Januar 2010, abgerufen am 4. März 2010 (Studie).
  60. Eine typische CdTe-Solarzelle besteht aus fünf Einzelschichten. Im Einzelnen sind das eine ca. 8 μm dicke CdTe-Absorberschicht, eine ca. 100 nm dicken CdS-Zwischenschicht sowie zwei 20 bzw. 100 nm dicken Te- und Antimontellurid (Sb2Te3-Dünnschichten)
  61. BIA-Report: Arbeitsbedingte Gesundheitsgefahren durch Cadmium- und Arsenexposition. Epidemiologische Erkenntnisse zur Karzinogenität. (Symposium) 15./16. Feb. 2001, BGA, Hennef.
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  63. V. M. Fthenakis, S. C. Morris, P. D. Moskowitz, D. L. Morgan: Toxicity of cadmium telluride, copper indium diselenide, and copper gallium diselenide. In: Progress in Photovoltaics – Research and Applications. 7, Nr. 6, 1999, S. 489–497.
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