Solarzelle

Definition und Einteilung

Eine Solarzelle, fachsprachlich photovoltaische Zelle, ist ein elektrisches Bauelement und eine Photodiode, die Strahlungsenergie, meist Sonnenlicht, direkt in elektrische Energie umwandelt. Grundlage ist der photovoltaische Effekt, ein Sonderfall des inneren photoelektrischen Effekts. In der Photovoltaik dient die Solarzelle als Stromquelle. Werden einzelne Zellen in Reihe geschaltet und anschließend gekapselt, entsteht ein Solarmodul.

Solarzellen werden vor allem nach der Materialdicke in Dickschicht- und Dünnschichtzellen eingeteilt. Weitere Kriterien sind das Halbleitermaterial, die Kristallstruktur und die Zelltechnologie. Es gibt kristalline mono- und polykristalline, amorphe sowie organische, elektrochemische und anorganisch-organische Hybridzellen. Häufig verwendete Halbleiter sind Silicium, Cadmiumtellurid (CdTe), Galliumarsenid (GaAs) sowie Kupfer-Indium-(Gallium)-Verbindungen (CIS/CIGS). Tandem- oder Mehrfachsolarzellen kombinieren Schichten verschiedener Halbleiter mit unterschiedlichen spektralen Empfindlichkeiten.

Silicium war 2023 mit etwa 97 % das wichtigste Material aller weltweit hergestellten Solarzellen; der Marktanteil von Dünnschichtzellen lag bei rund 3 %. Monokristalline Siliciumzellen erreichten im großtechnischen Einsatz Wirkungsgrade von über 25 %, polykristalline knapp 18 %. Sonnenkollektoren dürfen nicht mit Solarzellen verwechselt werden: Sie erzeugen keinen Strom, sondern erwärmen Wasser.

Funktionsprinzip und Bauformen

Solarzellen aus Halbleitern sind großflächige Photodioden. Einfallende Photonen erzeugen freie Ladungsträger, also Elektronen und Löcher. Ein internes elektrisches Feld, meist am p-n-Übergang zwischen unterschiedlich dotierten Halbleiterschichten, trennt diese Ladungen und lenkt sie zu verschiedenen Kontakten. So entsteht ein nutzbarer Photostrom.

Bei typischen kristallinen Siliciumzellen ist der größte Teil des etwa 200 µm dicken lichtabsorbierenden Materials die feldfreie Basis. Dort diffundieren Minoritätsladungsträger – Elektronen bei p-dotierter beziehungsweise Löcher bei n-dotierter Basis – zur Raumladungszone. Das elektrische Feld beschleunigt sie auf die jeweils andere Seite und trennt sie von den Majoritätsladungsträgern. Eine große Diffusionslänge im Verhältnis zur Basisdicke sowie ein Back Surface Field (BSF) oder eine dielektrische Passivierung der Rückseite vermindern Rekombinationsverluste.

Bei Materialien mit kleiner Diffusionslänge wird die Raumladungszone durch eine dünne, stark n-dotierte Oberflächenschicht und eine dickere, schwach p-dotierte Schicht möglichst weit ausgedehnt. Rekombination wandelt einen Teil der Anregungsenergie in Wärme um; weitere Verluste entstehen durch den Serienwiderstand. Die Spannung im Maximum Power Point liegt bei kristallinen Siliciumzellen bei etwa 0,5 V.

Zur Lichtausnutzung sind die Deckelektrode transparent, die Vorderseitenkontakte schmal, die Oberfläche mit einer Antireflexionsschicht versehen und die Rückseite gegebenenfalls verspiegelt. Moderne Antireflexionsschichten bestehen meist aus Siliciumnitrid und werden durch PE-CVD aufgebracht. Ihre Schichtdicke beträgt etwa 70 nm, entsprechend λ/4 bei einem Brechungsindex von 2,0. Sie senken zugleich die Oberflächenrekombination. Die typische blaue bis schwarze Farbe entsteht durch Interferenz; auch rote, gelbe oder grüne Zellen sind möglich, haben aber einen schlechteren Wirkungsgrad.

Kristalline Zellen werden mit Leiterbahnen auf Vorder- und Rückseite in Reihe geschaltet. Eine Einzelzelle liefert unter Belastung etwa 0,5 V und im Leerlauf 0,64 V. Ein übliches Modul mit 60 Zellen besitzt etwa 30 V Arbeitsspannung, 38,4 V Leerlaufspannung und bei Standard-Testbedingungen ungefähr 230–260 W. Bypass-Dioden überbrücken bei Teilabschattung gefährdete Zellen; Module können über Steckverbinder und in Großanlagen zusätzlich über Sicherungen parallel oder in Reihe verschaltet werden.

Silicium und Herstellung

Silicium ist in der Erdkruste sehr häufig und liegt als Quarz oder Silicat vor. Aus Quarzsand wird zunächst metallurgisches Silicium mit 1 bis 2 % Verunreinigungen gewonnen. Über einen mehrstufigen, auf Trichlorsilan (TCS) beruhenden Siemens-Prozess, ein chemisches Gasphasenabscheidungsverfahren (CVD), entsteht polykristallines Reinstsilicium. Die Dotierung mit Bor erfolgt bereits bei der Herstellung der Blöcke oder Stäbe.

Polykristallines Silicium wird vor allem durch Blockguss oder das Bridgman-Verfahren hergestellt. Beim Blockguss wird die Schmelze in einer etwa 50 cm breiten und rund 30 cm hohen Wanne langsam abgekühlt; der Block wird in kleinere Blöcke von etwa 30 cm Länge zerteilt. Beim Bridgman-Verfahren wird Reinstsilicium bei über 1400 °C geschmolzen und die geheizte Zone langsam von unten nach oben bewegt. Typische Blöcke besitzen eine Kantenlänge von 690 mm und eine Höhe von 20 bis 25 cm; sie werden in Blöcke mit meist 156 mm Kantenlänge zerteilt.

Monokristalline Stäbe entstehen überwiegend im Czochralski-Verfahren (CZ), bei dem ein Impfkristall die Kristallorientierung vorgibt. Das Zonenschmelz- oder Float-Zone-Verfahren (FZ) erzeugt noch reinere monokristalline Stäbe, ist aber teuer und wird in der Solartechnik selten eingesetzt. Genannt wird insbesondere SunPower.

Die Stäbe werden mit einer Drahtsäge in Wafer geschnitten. Dabei entsteht Sägestaub beziehungsweise kerf loss. Die Waferdicke sank von etwa 0,4 mm in der Anfangszeit auf seit 2008 typischerweise etwa 0,18 mm. Dies erhöht die Zahl der Wafer pro Kilogramm Silicium, darf aber die Bruchrate nicht zu stark erhöhen. Monokristalline Wafer zeigen eine homogene Oberfläche, polykristalline ein eisblumenartiges Muster.

Bei der Waferverarbeitung werden Sägeschäden in chemischen Bädern beseitigt und die Oberfläche strukturiert. Die Bor-Grunddotierung erzeugt eine p-leitende Schicht. Durch Erhitzen in einer Phosphoratmosphäre entsteht an der Oberfläche eine etwa 1 µm tiefe n-dotierte Zone und damit der p-n-Übergang. Phosphorglas wird mit einem kurzen Flusssäure-Ätzschritt entfernt. Danach folgen die Antireflexionsschicht, die Kontakte und Lötzonen, meist durch Siebdruck. Die fertigen Zellen werden optisch und elektrisch geprüft, sortiert und für Module zusammengestellt.

Verfahren zur direkten Herstellung vermeiden das Sägen von Blöcken. Beim EFG-Verfahren werden aus flüssigem Silicium achteckige Röhren von 6 bis 7 m Länge mit etwa 1 mm/s gezogen; die Wandstärke beträgt ca. 280 µm, die Ausbeute etwa 80 %. Das bis 2009 von Schott Solar eingesetzte Verfahren wurde wegen zu langsamer Weiterentwicklung aufgegeben. Beim String-Ribbon-Verfahren werden Wafer zwischen zwei Fäden direkt aus der Schmelze gezogen. Beim Schichttransfer-Verfahren wird eine etwa 20 µm dünne einkristalline Siliciumschicht auf einem Substrat gezüchtet. Lösungsbasierte Verfahren verwenden Hydrosilane wie Cyclopentasilan oder Neopentasilan; durch Spin-Coating, Slot-Die-Coating oder Tintenstrahldruck entstehen amorphe oder polykristalline Schichten. Vollständige amorphe Zellen erreichten 3,5 %, rückseitig kontaktierte Zellen 20,9 % beziehungsweise 21,9 %.

Weitere Zelltypen

Amorphe Silicium-Dünnschichtzellen sind ungefähr ein Hundertstel so dick wie kristalline Waferzellen. Sie werden meist durch Gasphasenabscheidung auf Glas, Metall, Kunststoff oder andere Träger aufgebracht. Modulwirkungsgrade liegen im Sonnenlicht bei etwa 5–7 %, bei modernen amorphen Dünnschichtmodulen werden auch 9–10 % genannt. Vorteile bestehen bei diffusem Licht, geringer Beleuchtung, hohen Temperaturen, geringem Gewicht und flexiblen oder aufrollbaren Anwendungen. Weitere Dünnschichtmaterialien sind mikrokristallines Silicium, GaAs, CdTe, CIS/CIGS und CZTS. Kleine CIGS-Laborzellen erreichen etwa 21,7 %, CIGS-Module 11–12 %; CdTe-Laborzellen lagen im August 2014 bei 21 %.

GaAs-Zellen erreichen hohe Wirkungsgrade, sind temperaturbeständig und robust gegen UV-Strahlung, aber teuer. 2009 wurden experimentell 41,1 % erreicht; kommerzielle Tripelzellen liefern fast 30 %. CdTe-Zellen sind durch chemische Badabscheidung oder chemische Gasphasenabscheidung günstig herstellbar. CIGS besteht aus Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid beziehungsweise Kupfer-Indium-Disulfid. Indium ist jedoch teuer und begrenzt verfügbar. Organische Solarzellen verwenden halbleitende Kohlenwasserstoffverbindungen mit konjugierten π-Elektronensystemen. Ihr Wirkungsgrad lag 2013 bei 12,0 %, als Vorteil gelten kostengünstige Druckverfahren, Flexibilität, Transparenz und mögliche Farbanpassung. Die Lebensdauer organischer Zellen kann jedoch nur maximal 5000 h betragen.

Perowskit-Solarzellen bestehen vor allem aus organisch-anorganischen Halogenid-Perowskiten mit A-Kationen wie Methylammonium, Formamidinium oder Caesium, B-Kationen wie Blei oder Zinn und Halogen-Anionen wie Chlor, Brom oder Iod. Sie sind dünn, lösungsmittelbasiert herstellbar und eignen sich wegen ihrer Lichtabsorption für Tandemzellen. Probleme sind Stabilität, Feuchtigkeit, Skalierbarkeit und Blei. Der Wirkungsgrad stieg in 5 Jahren von 3,8 % auf 20,1 %, erreichte 2023 26,1 % und lag im Oktober 2024 bei 34,6 %. 2022 wurden skalierbare reine Perowskit-Tandemmodule mit 19,1 % vorgestellt.

Farbstoff- oder Grätzel-Zellen nutzen einen Farbstoff und Titandioxid; der Farbstoff wird durch Licht angeregt und ein Redoxmediator regeneriert ihn. Mit organischen Farbstoffen wie Chlorophyll oder Anthocyanen sind Demonstrationszellen möglich, aber kurzlebig. Hybrid-Solarzellen enthalten organische und anorganische Bestandteile. Fluoreszenz-Zellen wandeln Licht in einer fluoreszierenden Platte in längere Wellenlängen um und leiten es durch Totalreflexion zu den Randzellen. Bei Plexiglas und Luft bleiben rund 74 % des Fluoreszenzlichts in der Platte; Konzentrationsfaktoren über 30 sind möglich. TPV-Zellen verwerten Wärmestrahlung statt sichtbarem Sonnenlicht. Ihr Wirkungsgrad stieg auf 12 %, 2022 wurden bei etwa 2000 °C 40 % erreicht.

Konzentratorzellen bündeln Licht mit Fresnel-Linsen, Spiegeln oder Lichtleitern auf eine kleine Halbleiterfläche. Dadurch können teure III-V-Halbleiter und Mehrfachzellen eingesetzt werden. Die Systeme arbeiten bei mehr als 500-facher Sonnenintensität, müssen aber dem Sonnenstand nachgeführt werden. Eine Vierfachzelle erreichte bei 665-facher Konzentration 2022 einen Wirkungsgrad von 47,6 %.

Wirkungsgrad, Kennwerte und Modelle

Der Zellwirkungsgrad ist definiert als η = P_elektrisch / P_Licht.

Bei einer bestrahlten Fläche A und der Bestrahlungsstärke Eₑ gilt außerdem η = P_MPP / (A · Eₑ).

Der theoretische Wirkungsgrad eines einzelnen p-n-Übergangs kann bei optimaler Bandlücke und angepasstem Licht bis zu 41 % betragen; praktisch liegen Werte meist um oder unter 25 %. Tandemzellen können durch mehrere Bandlücken größere Spektralbereiche nutzen. Die Shockley-Queisser-Grenze erklärt den Kompromiss: Eine große Bandlücke liefert energiereiche einzelne Elektronen, nutzt aber nur blaues und ultraviolettes Licht. Eine kleine Bandlücke nutzt auch langwelliges Licht, doch überschüssige Elektronenenergie geht innerhalb weniger hundert Femtosekunden durch Stoßprozesse mit dem Kristallgitter verloren.

Bei Standard-Testbedingungen (STC) gelten 1000 W/m² Einstrahlung, 25 °C Zelltemperatur und das Spektrum AM 1,5 global. AM 1,5 bedeutet, dass die Sonnenstrahlung das 1,5-Fache der Atmosphärenhöhe durchläuft. Im Winter können in gemäßigten Breiten AM 4 bis AM 6 realistischer sein. Die reale Zelltemperatur liegt häufig bei 30–60 °C; höhere Temperaturen senken den Wirkungsgrad. Die maximale Leistung sinkt typischerweise um 0,4 % je Grad Celsius über 25 °C.

Wichtige Kennwerte sind Leerlaufspannung U_OC, Kurzschlussstrom I_SC, Spannung U_MPP und Strom I_MPP am Maximum Power Point sowie P_MPP. Der Füllfaktor lautet FF = P_MPP / (U_OC · I_SC). Eine Solarzelle liefert grob 160 W/m², ein Modul wegen Abständen zwischen Zellen und zum Rand weniger; im Weltraum werden 220 W/m² erreicht.

Das vereinfachte Ersatzschaltbild besteht aus einer lichtabhängigen Stromquelle parallel zu einer Diode: I = I_ph − I_D = I_ph − I_S [e^(U_D/(n·U_T)) − 1]. Im erweiterten Eindiodenmodell ergänzen ein Parallelwiderstand R_p für Verlustströme durch Defekte und ein möglichst kleiner Serienwiderstand R_s für Material-, Kontakt- und Leitungswiderstände das Modell. Das Zweidiodenmodell fügt eine zweite Diode mit anderem Idealitätsfaktor hinzu; üblich sind n₁ = 1 und n₂ = 2. Eine zusätzliche spannungsgesteuerte Stromquelle kann den Lawinendurchbruch in Sperrrichtung beschreiben.

Entwicklung, Energie und Umwelt

Alexandre Edmond Becquerel datierte den Beginn der Nutzung der Sonne zur Stromgewinnung grob auf 1839 und entdeckte den photovoltaischen Effekt. 1873 wurde die Photoleitfähigkeit von Selen nachgewiesen, 1883 die erste klassische Selen-Photozelle gefertigt und 1893 die erste Solarzelle zur Stromerzeugung gebaut. 1905 erklärte Albert Einstein den photoelektrischen Effekt mit der Quantentheorie; dafür erhielt er 1921 den Nobelpreis für Physik. Russell S. Ohl entdeckte 1939 den p-n-Übergang an Silicium. Daryl Chapin, Calvin Souther Fuller und Gerald Pearson entwickelten 1953 eine großflächige Siliciumzelle mit zunächst etwa 4 %, später etwa 6 % Wirkungsgrad.

Der Satellit Vanguard 1 startete am 17. März 1958 mit 108 Siliciumzellen und einem berechneten Wirkungsgrad von 10,5 %. 1972 verbesserte ein Back Surface Field die Lebensdauer, 1973 erreichte die violette Zelle 14 % und 1975 wurden mit CNR-Zellen 16 % erzielt. Der Ölpreisanstieg Anfang der 1970er Jahre förderte die Forschung; 1974 startete Richard Nixon ein Programm zu regenerativen Energien. In Deutschland begann ab 1990 mit dem 1000-Dächer-Programm der großflächige netzgekoppelte Einsatz. Seit 2007 ist China der größte Hersteller; 2021 betrug Chinas Weltmarktanteil 75 % bei Modulen, 85 % bei Zellen und 97 % bei Wafern.

Inflationsbereinigt sanken die Modulkosten von 96 US-Dollar pro Watt Mitte der 1970er Jahre auf etwa 70 US-Cent pro Watt Anfang 2016. Die installierte weltweite PV-Spitzenleistung lag 2014 bei etwa 177 GW und deckte 1 % des weltweiten Strombedarfs; 2023 wurden weltweit etwa 239 GW neu installiert. Richard Swansons Erfahrungskurve besagt, dass sich Zellpreise je Verdopplung der Produktionsmenge um 20 % verringern.

Die energetische Amortisationszeit von Photovoltaikanlagen lag laut einer Studie von Peng et al. (Stand 2013) global zwischen 0,75 und 3,5 Jahren, im Mittel etwa 1,5 bis 2,5 Jahre. Die rechnerischen CO₂-Emissionen betrugen je nach Technik und Standort 10,5–50 g CO₂/kWh, im Mittel 35–45 g CO₂/kWh. Angenommen wurden 30 Jahre Lebensdauer für kristalline Silicium-Module, 20–25 Jahre für Dünnschichtmodule und 15 Jahre für Wechselrichter.

Die Herstellung verwendet gesundheits- und umweltschädliche gasförmige, flüssige und feste Chemikalien; sichere Ablufterfassung und -reinigung sind daher zentral. CdTe-Module enthalten etwa 22 g Cadmium und 25 g Tellur pro m² Zellfläche. Untersuchungen von 2008 ergaben dennoch, dass CdTe-Zellen über eine angenommene Lebensdauer von 30 Jahren 90- bis 300-mal weniger Cadmium pro Kilowattstunde in die Atmosphäre abgeben als Kohlekraftwerke; einschließlich Herstellungsenergie lag der Wert noch um Faktor 10 niedriger. Die WEEE-Richtlinie verpflichtet Hersteller zur Rücknahme von Altzellen und nennt eine Sammelquote von 85 %. Wegen einer Lebensdauer von etwa 20–30 Jahren werden ab 2030 jährlich hunderttausende Tonnen Altmodule erwartet. Recyclingverfahren können daraus Silicium für neue Wafer, etwa für PERC-Solarzellen, zurückgewinnen.