Kadmiumtellurid­Zellen (CdTe)

Kadmiumtellurid ist ein direkter Halbleiter mit einer vorteilhaften Bandlücke und einem hohen Absorptionskoeffizienten. Der Vorteil der CdTe-Zellen besteht in ihrer geringeren Temperatur-empfindlichkeit sowie in ihrer hohen Empfindlich-keit gegenüber diffuser Solarstrahlung.

In früheren CdTe Konfigurationen wurde eine CdS Grenzfläche mittels Vakuum Gasphasenabschei-dung sowie eine CdTe Schicht mittels chemischer Gasphasenabscheidung auf das Molybdän-Subs-trat abgeschieden. Anstelle einer SubsMolybdän-Subs-tratkonfigu- Substratkonfigu-ration kommen in modernen CdTe-Zellen Super-stratkonfigurationen zum Einsatz. Mittlerweile fungiert die TCO-Schicht jedoch als Fenster und CdS wird als Pufferschicht eingesetzt. SnO2, In2O3: Sn, ZnO, Cd2SnO4 werden häufig als TCO in der Literatur verwendet. Das TCO dient als

Frontkontakt und seitlicher Leiter. Die CdS-Fens-terschicht kann durch Nass-Chemische Badeab-scheidung, Sputtern und Closed-Space-Sublima-tion Prozess (CSS) aufgetragen werden. Oft wird die CdTe-Absorberschicht durch CSS auf das Glassubstrat abgeschieden und daraufhin durch CSS mit CdCl2-Dampf behandelt. Durch CdCl2 -Behandlung wird die Korngröße erhöht, was zu einer signifikanten Effizienzerhöhung führt (KoW

-sAr et al. 2019).

Für die Akzeptanz der CdTe-Zellen ist der Kad-miumgehalt ungünstig. Aufgrund der Toxizität von Kadmium ist dessen Substitution Gegenstand intensiver Forschung. Allerdings ist das Schwer-metall Kadmium in einer CdTe-Zelle relativ immo-bil. Gleichwohl ist die Mobilisierung von Kadmium bei extrem-Situationen wie Gebäudebrand mög-lich. Ferner liegen toxische Risiken bei der Modul-Herstellung und beim Recycling von Altmodulen vor.

Eine typische CdTe-Solarzelle besteht aus fünf Einzelschichten: einer ca. < 2 μm dicken CdTe-Absorberschicht, einer ca. 100 nm dicken CdS-Zwischenschicht sowie zwei 20 bzw. 100 nm dicken Tellur- und Antimontellurid (Sb2Te3 )-Schich-ten. Abb. 3.58 stellt den Aufbau einer CdTe-Zelle schematisch dar.

3.3.2.1.5 CIGS­PV

CIS (Kupfer-Indium-Diselenid bzw. Disulfid) oder auch CIGS (Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid bzw. Disulfid) ist eine photovoltaische Dünn-schichtzelle auf Basis von Chalcopyrit Verbin-dungshalbleitern (Cu(In, Ga)(Se, S)2). Der

prin-Licht

a)

Verkapselung Frontseitenkontakt

Rückseitenkontakt Pufferschicht:

CdS, andere Absorber: CdTe, ClGS

Glas

Substrat: Glas, Metall, Polyimid

Verkapselung Rückseitenkontakt

Frontseitenkontakt Pufferschicht:

CdS, andere

Licht b)

Rückseite: Glas, Metall

Absorber: CdTe, ClGS Substrat: Glas, Metall, Polyimid

Abb. 3.58: a) Substrat- und b) Superstrat-Aufbau von Chalcogenid-Solarzellen (CdTe, CIGS) (Quelle: maRwede 2013)

zipielle Aufbau einer klassischen CIS-Solarzelle wird in Abb. 3.58 gezeigt.

In der Regel erfolgt der Zellaufbau auf Molybdän beschichteten Glassubstraten. Die Molybdän-schicht übernimmt dabei die Funktion des Rück-kontaktes. Die Molybdänschicht bewirkt darüber hinaus, dass unabsorbiertes Licht zurück in die Absorberschicht reflektiert wird. Die Grenzfläche zwischen der p-leitenden Cu(In, Ga)Se2- oder CuInS2-Schicht und der schwach n-leitenden Schicht aus CdS oder ZnS stellt den Heteroüber-gang dar. CdS ist durchsichtig und dient als Fens-ter. Darauf befindet sich die transparente zweite Elektrode als Frontkontakt. Die Funktion des Frontkontaktes wird durch transparentes, n-leiten-des ZnO übernommen.

Beim Herstellungsprozess wird die Molybdän-schicht auf das Substrat durch Kathodenzer-stäubungsverfahren (Sputtern) abgeschieden.

Auf die Molybdänschicht wird die p-dotierte CIGS Absorberschicht aufgetragen. Beim momentanen Stand der Technik für hocheffiziente CIGS-Solar-zellen wird diese Schicht mittels physikalischer Gasphasenabscheidung bei hohen Temperatu-ren aufgetragen (~600 °C) und weiterhin in einem zweistufigen Prozess, z. B. Sputtern gefolgt von einer Selenisierung mittels Se Dampf oder H2Se Gas fortgeführt (KoWsAr et al. 2019). Sowohl der Frontkontakt aus ZnO als auch der Rückkontakt aus Molybdän werden gesputtert.

3.3.2.1.6 Sonstige

Dünnschichtzellen

Neben den hier aufgeführten Zellen gibt es noch weitere Zelltypen, die ebenfalls zur Dünnschicht-familie zählen. Zu erwähnen sind hierbei insbe-sondere die organischen Solarzellen. Motivation bei der Entwicklung dieses Zelltyps ist die Nut-zung deutlich kostengünstigerer Materialien und Fertigungsverfahren, wobei teilweise auch teure Rohstoffe wie Platin und Ruthenium zum Einsatz kommen. Allerdings sind die Wirkungsgrade bis-her sehr gering und die Lebensdauer ist mit zur-zeit ca. 5.000 Stunden zudem recht kurz. Es gibt noch keine kommerziell erhältlichen Zellen oder Module mit dieser Technologie. Ein Beispiel für diesen Zelltyp ist die Farbstoffzelle (DSSC). Die-ser, auch „Grätzel-Zelle“ genannte Zell-Typ, nutzt ähnlich wie in der Photosynthese, organische

Farbstoffe zur Umwandlung von Licht in elektri-sche Energie. Die Zellen sind meistens lila und liefern den besten Wirkungsgrad aller organi-schen Solarzellen von über 15 %, haben jedoch aufgrund aggressiver Elektrolyte ebenfalls eine begrenzte Lebensdauer. Jüngste Forschung bezüglich Polymere oder Metallfolien anstelle eines Glassubstrats könnten der DSSC-Zellen zukünftig in Richtung eines kommerziellen Durch-bruchs verhelfen (KoWsAr et al. 2019).

Eine weitere Dünnschichttechnologie der ver-gangenen Jahre, welche enorme Aufmerksamkeit auf sich gezogen hat, sind Perowskit-Solarzellen (PSC). Mit anfänglichen Wirkungsgraden von ca. 10 % und 500 h stabiler Funktionsdauer sind diese noch nicht wettbewerbsfähig. Aufgrund ihrer photoelektrischen Eigenschaften, zu welchen mitunter ein hoher Absorptionskoeffizient, lange Trägerdiffusionslänge und einer geringen Exzito-nen-Bindungsenergie zählen, stellen Perowskit-Solarzellen einen idealen Kandidaten für licht-absorbierende Materialien dar. Mittlerweile sind Zellen im Labormaßstab mit 25,2 % Wirkungsgrad hergestellt worden (zhAng & Park 2020). Darüber hinaus wurde den Perowskit-Solarzellen in einer Ökoblianz aus mehreren aufkommenden Dünn-schichttechnologien die größte Nachhaltigkeit zugestanden (goK 2020).

3.3.2.2 Rohstoffinhalt

Im Weiteren werden nur die Technologien CI(G) S und CdTe betrachtet, weil sie seit mehreren Jahren kommerziell verfügbar sind und auf wich-tige Rohstoffe angewiesen sind. Darüber hinaus stellen sie momentan mit 97 % der verkauften Dünnschicht PV-Module die überwiegende Mehr-heit des Marktes dar (FrAunhoFer ISE 2020). Die grobe Zusammensetzung von CdTe- bzw. CIGS-Dünnschichtmodulen ist in Abb. 3.59 dargestellt.

Abb. 3.59 veranschaulicht die Dominanz von Glas und Rahmenkonstruktion. Der Gehalt an Halbleiterverbindungen, die unter „Dünnschicht-elemente“ subsumiert wurden, ist dagegen relativ gering. Insbesondere bei den Sputterprozessen gelangt nur ein Teil des eingesetzten Targetma-terials auf das Substrat. Ein Teil wird nicht abge-tragen und bleibt auf dem Target, welches dem Recycling zugeführt wird. Ein anderer Teil des eingesetzten Targetmaterials schlägt sich auf

den Kammerwänden bzw. Blenden nieder, was zum Teil auch recycelt werden kann. Somit ist u. a. beim Sputtern die Substratgröße ausschlag-gebend für die Materialeffizienz. Da beim Sput-tern pauschal über den Substratrand (ca. 0,15 m) hinaus Material zerstäubt wird (Overhang), ist demnach das Verhältnis zwischen Overhang zu Substratgröße bestimmend, wie viel vom ein-gesetzten Material tatsächlich auf dem Substrat endet. Eine breitere Substratgröße würde dieses Verhältnis verbessern. Allerdings sind bezüglich der zu besputternden Substratgröße technische Grenzen gesetzt (Von Ardenne gMbh 2020).

Schließlich ist noch zu beachten, dass bei einigen PV-Zellen die Frontelektrode statt aus ZnO als ITO-Schicht ausgeführt wird, was in diesen Fäl-len eine weitere Indium-nutzende Komponente darstellt. MArWede & reller (2014)

entwickel-ten Szenarien für Materialeffizienz entlang des Lebenszyklus‘ beider Dünnschichttechnologien.

Sie betrachteten auch Materialverluste während der Beschichtung bzw. durch Ausschussware und das Recycling dieser Verluste. Die Material-nutzung der Produktion wird dabei definiert als produktspezifischer Rohstoffbedarf durch den Rohstoffeinsatz für die Produktion minus des recycelten Materials aus Produktionsabfällen.

Das heißt, es erfolgt eine Gutschrift für das recy-celte Material. Aus den berechneten Materialnut-zungseffizienzen lässt sich ableiten, um wieviel mehr der Rohstoffbedarf für die Produktion den eigentlichen Materialinhalt der Module übersteigt.

Der produktspezifische Rohstoffinhalt pro Wp ist abhängig von der Schichtdicke, der stöchiome-trischen Zusammensetzung der Schichten, des Wirkungsgrades der Solarzelle sowie der Mate-rialeffizienz. Für die Solarkonstante wurde ein Wert von 1.000 W/m² angenommen. Die Berech-nungen wurden mittels unten stehender Formel vorgenommen.

Der Wirkungsgrad bestimmt, wie viel Quadrat-meter Fläche pro Watt Nennleistung benötigt wird. Hierbei können kleinflächige CIGS-Module (841 cm²) mittlerweile 19 % erreichen, wie von Solar Frontier bewiesen wurde. Für größere Module von MiaSolé, welche auf einer Fläche von 9703 cm² hergestellt werden, können hier Werte von 15 % erreicht werden. Darüber hin-aus wurde festgestellt, dass die Stabilität der Module vergleichbar, wenn nicht sogar höher als in c-Si-Modulen ist (shAh 2020). Für die aktuellen Berechnungen für CIGS im Jahr 2019 wird dem-nach mit einer Moduleffizienz von 17 % gearbeitet.

Hingegen kann der Wirkungsgrad fertiger CdTe-Module 18 % (von First Solar mit einer Fläche von

Aluminium-rahmen 15 %

75 %Glas Polymere

9 %

Dünnschichtelemente 0,1 % Verkapselung

1 %

Abb. 3.59: Zusammensetzung eines Dünnschicht PV-Moduls (Quelle: S^aNdeR et al. 2007)

Wp,x = _________ σ · η^ρM^A,x · ηMNE

Symbol Beschreibung Einheit

Wp,x Produktspezifischer Rohstoffinhalt des Elementes x in Abh. der Leistung t/GW ρA,x Massenbelegung des Elementes x in Abh. der Schichtdicke

und des stöchiometrischen Vorkommens g/m²

σ Solarkonstante GW/m²

ηM Moduleffizienz %

ηMNE Produktionsspezifische Material-Netto-Effizienz %

7.038 cm²) (shAh 2020) bis hin zu 19 % (FrAun

-hoFer ISE 2020) überschreiten. In der Vergan-genheit gab es Probleme mit der Beständigkeit der Solarzelleneffizienz; dies war mit der Diffusion von Kupfer verbunden, welches notwendig ist, um einen geeigneten Rückkontakt bereitzustel-len. Jedoch wurde in den letzten Jahren durch die Einbettung von Kupfer in eine ZnTe-Schicht die-ses Problem praktisch gelöst, was bei der hohen Zuverlässigkeit von First Solar Modulen zu beob-achten ist (shAh 2020). Daher wird ebenfalls für jetzige Berechnungen des Jahres 2019 mit einem Wirkungsgrad von 19 % ausgegangen.

Derzeitige Materialeffizienzen bei gängigen Her-stellungsprozessen liegen bei 70 %. Zur Ermitt-lung diese Wertes wurden sowohl persönliche Mitteilungen als auch eigene Abschätzungen auf Basis verschiedener Studien (zuser & rechber

-ger 2011; cichy 2017) genutzt. In diesem Wert sind Materialwiederverwertungsraten durch Rück-gewinnung von Herstellungsabfällen nicht enthal-ten. Daher wurde, angelehnt an die Forschungs-ergebnisse von MArWede & reller (2014), eine Nettomaterialeffizienz von 80 % für das Jahr 2018 für die Berechnung verwendet. Für das Jahr 2040 werden für das SSP1 Szenario 95 % und für das SSP2 Szenario 90 % Nettomaterialeffizienz ange-nommen.

Da für die Absorberschichtdicken ebenfalls eine hohe Variation zwischen den Herstellern und Her-stellungsverfahren existiert, wurde eine lineare

Abnahme der Schichtdicken für CIGS (1,4 µm) und CdTe (1,7 µm) im Jahr 2018 aus dem Vor-gängerbericht übernommen. Für die schnelle und langsame Entwicklung der beiden Modelle im Jahr 2040 wurden die Werte aus dem Vor-gängerbericht für das Jahr 2035 von 0,5 µm und 1,0 µm erneut verwendet. Dies liegt an der enor-men Unsicherheit einer Prognose über einen so langen Zeitraum. Diese Zahlen widersprechen der bisherigen Literatur, z. B. der umfangreichen Recherche von cichy (2017), welcher für das Jahr 2040 eine Schichtdicke von 0,8 µm prognos-tizierte. Allerdings wird bereits jetzt im Rahmen des EU-Forschungsprojekts ARCIGS-M mit CIGS Absorberschichtdicken von 0,5 µm geforscht.

Diese Zahlen werden mittels einer Silberschicht anstatt einer Molybdänschicht realisiert, da diese nicht absorbiertes Licht wieder in die Absorber-schicht schickt und eine vollständigere Absorption des Sonnenlichts stattfindet (euroPäische union

2020). Ebenso berichtet dierMAnn (2019) im PV-Magazine, dass ähnliche Forschung auch auf CdTe übertragbar ist. Hierbei kommt ebenfalls ein nanostrukturierter Rückspiegel zum Einsatz, mit dem Ziel, Licht länger in der Halbleiterschicht zu behalten.

Aus den oben genannten Daten lassen sich Para-meter zur Berechnung des produktionsspezi-fischen Rohstoffbedarfs im Jahr 2018 ableiten.

Diese sind die Ausgangspunkte für zwei unter-schiedliche Technologieszenarien für das Jahr 2040 entwickeln (siehe Tab. 3.52).

Tab. 3.52: Produktionsspezifischer Rohstoffbedarf abhängig von Absorberschichtdicke, Wirkungsgrad und Materialineffizienz

2018 2040

SSP1 Nachhaltigkeit SSP2 Mittelweg

CIGS CdTe CIGS CdTe CIGS CdTe

Absorberschichtdicke 1,4 µm 1,7 µm 0,5 µm 0,5 µm 1 µm 1 µm

Wirkungsgrad 17 % 19 % 25 % 25 % 21 % 22 %

Materialeffizienz 80 % 95 % 90 %

Rohstoffbedarf

Die Daten in Tab. 3.52 ergeben sich aus der bei-spielhaften Betrachtung gängiger Beschichtungs-prozesse für CdTe- und CIGS-Module. Insge-samt unterliegen die zellspezifischen Gehalte an Halbleitermaterialien erheblichen Unsicherheiten.

Schichtdicken und Beschichtungsverfahren haben einen wesentlichen Einfluss auf den tatsächlichen Bedarf von Halbleitermaterial und variieren von Hersteller zu Hersteller. Ferner unterscheiden sie sich erheblich zwischen Labormaßstab und Pilotanlagen und ändern sich auch während der anschließenden Prozessausweitung hin zur Mas-senfertigung.

3.3.2.3 Foresight Industrielle Nutzung

Wirksame und wesentliche Nachfrageeffekte der Dünnschicht-Photovoltaik nach hochreinen Halbleitermaterialien hängen entscheidend vom Marktwachstum der Dünnschicht-Photovoltaik ab.

Die zukünftige Marktentwicklung der Dünnschicht-Photovoltaik hängt wiederum entscheidend von der Gesamtentwicklung bei der Energienachfrage (u. a. Preisen für fossile Energieträger), der erneu-erbaren Energieträger im Besonderen (u. a. Tech-nologieförderung und Vergütungsbedingungen) und der Photovoltaik ganz konkret (u. a. Stand der Dünnschichttechnologie) ab. Für die Vorschau zur industriellen Nutzung werden hier das IMAGE SSP1-19 und MESSAGE-GLOBIOM SSP2-26 Szenario benutzt, vergleiche Kapitel 1.1.1. Im REMIND-MAGPIE SSP5-Baseline wird zwischen den Jahren 2030 – 2040 keine zusätzliche Photo-voltaikkapazität installiert (bAuer et al. 2017a).

Im Jahr 2018 betrug die weltweite Solarzellen-produktion 102 GWp (stAtistA 2021b). Der Markt-anteil von CdTe betrug 2,6 % (mit 2,7 GWp), von CIGS 1,1 % (mit 1,2 GWp) (FrAunhoFer ISE 2020). Um den zukünftigen Rohstoffbedarf

abzu-schätzen, wurde angenommen, dass im SSP1-19 beide Technologien im Jahr 2040 je einen Markt-anteil von 8 % der jährlich installierten Kapazität von 390 GWp erreichen. Im SSP2-26 entwickelt sich der Gesamtmarkt und auch der Dünnschicht-markt langsamer: so wird angenommen, dass jede Technologie einen Marktanteil von 2 % der jährlich installierten Menge (65,7 GWp) im Jahr 2040 erreicht.

Tab. 3.53 fasst die weltweit jährlich installierte Leistung von PV und den jährlichen Zubau für die vertieft untersuchten Dünnschicht-PV Zelltypen CIGS und CdTe zusammen. Für den Ausbau der GaAs-Zellen, die hauptsächlich für Weltrauman-wendungen genutzt werden, konnten keine sinn-vollen Projektionen vorgenommen werden.

3.3.2.4 Foresight Rohstoffbedarf

Durch Multiplikation des produktionsspezifischen Rohstoffbedarfs (Tab. 3.52) mit der jährlich ins-tallierten Leistung (Tab. 3.53) erhält man den zukünftigen Rohstoffbedarf (Tab. 3.54).

Betrachtet man die Rohstoffbedarfe im Jahr 2018 der einzelnen Absorberschichtmaterialien in Tab. 3.54 im Vergleich zu den letzten Jahren bzw.

mit den Zahlen für 2013 in der Vorgängerstudie (MArscheider-WeideMAnn et al. 2016), haben sich diese reduziert. Dies lässt sich unter Berücksich-tigung der Formel für den produktspezifischen Rohstoffinhalt pro Wp auf drei Fortschritte der Dünnschichttechnologien zurückführen. Zum einen haben sich die Wirkungsgrade der CIGS- und CdTe-PV Anlagen deutlich verbessert; dabei wurden im Jahr 2013 für beide Technologien Wir-kungsgrade von nur 12 % veranschlagt. Mittler-weile können für gute Module Wirkungsgrade von 17 % (CIGS) und 19 % (CdTe) angenommen wer-den. Des Weiteren sind mit fortlaufenden

Innova-Tab. 3.53: Jährliche Installation von CdTe- und CIGS-Solarmodulen in Megawatt Peak in den Szenarien SSP1-19 und SSP2-26

Jährliche Installation 2018 2040

SSP1­19 Nachhaltigkeit SSP2­26 Mittelweg

CdTe (MWp) 2.700 31.200 1.300

CIGS (MWp) 1.200 31.200 1.300

tionen die Absorberschichten dünner geworden, was zu einer geringeren Massenbelegung der einzelnen Elemente geführt hat. Außerdem gab es deutliche Fortschritte in den Herstellungspro-zessen, was dazu führte, dass heutzutage Materi-aleffizienzen von 80 % angenommen werden kön-nen. Hinzu kommt, dass im direkten Vergleich zur Vorgängerstudie die jährlich installierte Leistung von CIGS und CdTe leicht zurückgegangen ist.

Beruft man sich jedoch auf die historischen Daten aus FrAunhoFer ISE (2020) ist dies nicht der Fall.

Daher wird vermutet, dass die Zahlen für das Jahr 2013 zu hoch angesetzt wurden.

Für die Bedarfsvorschau im SSP1-19 wird im gleich zum Durchbruchszenario 2035 eine Ver-ringerung der Rohstoffbedarfe erwartet, wenn auch nur geringfügig. Vergleicht man das SSP2-26-Szenario mit dem damaligen Szenario („Lang-samen Entwicklung“ 2035), ist hier eine deutliche Reduktion erkennbar, was an den sehr geringen Verkaufszahlen der Marktprognose im SSP2-26-Szenario liegt.

Für die Abschätzungen für das Jahr 2040 lässt sich jedoch eine gravierende Diskrepanz zwi-schen den Rohstoffbedarfen beider Szenarien feststellen (Tab. 3.54). Hierbei ist trotz schlechter prognostizierter Absorberschichtdicken, Mate-rialeffizienzen und Wirkungsgrade der „lang-samen Entwicklung“ (SSP2-26) die jährlich installierte Leistung ausschlaggebend für den Rohstoffbedarf. Während für das Szenario-Modell SSP2-26 eine jährlich installierte Leistung von 1.300 MWp veranschlagt, beläuft sich die Prog-nose für die „schnelle Entwicklung“ (SSP1-19) auf

31.200 MWp, was einen Unterschied um den Faktor 24 darstellt. Sämtliche Vorhersagen der Rohstoffbedarfe für das SSP2-26-Modell stellen im Vergleich zum Jahr 2018 einen nahezu gleich-bleibenden oder geringeren Bedarf in Relation zur Weltproduktion 2018 dar. Daher wird im Fol-genden detaillierter auf die „schnelle Entwicklung“

und die damit verbundenen gesteigerten Roh-stoffbedarfe des SSP1-19 Modell eingegangen.

Aufgrund der stark ansteigenden Verkaufszahlen von CdTe für das SSP1-19-Modell im Vergleich der jährlich installierten Leistung des Jahres 2018, steigt die Nachfrage von Tellur in Relation zu der im Jahr 2018 geförderten Menge beträcht-lich. Hierbei wurden 14 % der Weltproduktion im Jahr 2018 für CdTe eingesetzt und ein Anstieg auf 35 % der Weltproduktion 2018 im Jahr 2040 vor-hergesehen. Dabei wird bei der Massenproduk-tion von CdTe-Modulen ein möglicher Engpass von Tellur kritisch diskutiert. In Modellrechnungen unter Einbeziehung aller Aspekte des Recyclings und verschiedener Marktentwicklungen wurde allerdings gezeigt, dass Tellur ausreichend vor-handen sei, um eine akkumulierte Leistung von 2 TWp bis zum Jahr 2050 installieren zu können (PoWAllA et al. 2018). FthenAKis (2009) erwartet, dass allein durch das Wachstum der Kupferpro-duktion, bei der Tellur als Beiprodukt gewonnen wird, das Tellurangebot in Zukunft deutlich erwei-tert werden und somit der zukünftige Rohstoffbe-darf der Photovoltaik gedeckt werden kann.

Der Bedarf von Kadmium dürfte gleichermaßen stark ansteigen. Der prognostizierte Bedarf für Photovoltaiktechnologien von 74 t/a (2018) dürfte Tab. 3.54: Globale Produktion (BGR 2021) und ermittelter Rohstoffbedarf für Dünnschicht-PV in t

Rohstoff Produktion 2018 Bedarf 2018 Bedarfsvorschau 2040

SSP1 Nachhaltigkeit SSP2 Mittelweg Kupfer 20.591.000 (B)

24.137.000 (R) 14 79 8

Indium 808 (R) 17 92 10

Gallium 413 (R) 5 26 3

Selen 3.677 (R) 33 184 20

Kadmium 26.670 (R) 74 184 20

Tellur 595 (R) 84 210 22

B: Bergwerksförderung (t Inh.) R: Raffinadeproduktion (t Inh.)

auf 184 t/a (2040) anwachsen. Beide Werte der Szenarien stellen jedoch nur einen Bruchteil von 0,1 % bzw. 0,7 % der jährlichen Weltproduktion 2018 dar. Hier spielt eher die Frage der Toxizität der Halbleiterverbindung CdTe eine Rolle, die bis-her noch nicht ausreichend untersucht worden ist.

Bisher fällt CdTe-PV (noch) nicht unter das Verbot der europäischen RoHS Richtlinie (RoHS-Direc-tive 2011). Falls in Zukunft das Inverkehrbringen von CdTe-PV Modulen in Europa verboten wird, wird das eine direkte Auswirkung auf die Rohstoff-nachfrage haben. Dies wird vor allem für Tellur ausschlaggebend sein, da für Tellur die CdTe-PV-Industrie einer der Hauptnachfrager ist.

Für die Absorbermaterialien Indium, Gallium und Selen der CIGS-Module lassen die Prognosen einen deutliche Anstieg der Bedarfe für das Jahr 2040 erwarten. Trotzdem besitzen laut der Fore-sight Studie der Europäischen Kommission im Einklang mit hiesiger prognostizierter Berechnun-gen besonders Tellur und Indium das kritischste demand-to-supply-Verhältnis (euroPeAn coMMis

-sion 2020a).

Die zukünftige Entwicklung von CIGS-Dünn-schichtphotovoltaik ist auch davon abhängig, wie sich die Rohstoffnachfrage bei anderen Techno-logien wie LEDs, Displays oder ICs für die Mate-rialien Indium und Gallium entwickeln. So dürften zum Beispiel LCD-TV-Hersteller Preissteigerun-gen von Indium deutlich besser verkraften, weil der Wertanteil des Indiums, gemessen am Ver-kaufspreis, deutlich niedriger als bei CIGS-Solar-modulen ist. Zudem können LCD-Hersteller auf mögliche Substitute zurückgreifen, wenn die Indi-umpreise zu hoch werden, was CIGS-Herstellern nur bedingt möglich ist: durch die Substitution von Indium mit Gallium verschlechtert sich die Band-lücke und außerdem ist Gallium ähnlich teuer und kritisch wie Indium.

3.3.2.5 Recycling, Ressourcen­

effizienz und Substitution

Der weltweite Einsatz von Photovoltaikanlagen nimmt rasant zu. Die heute hergestellten Module werden voraussichtlich in 25 bis 30 Jahren das Ende ihrer Lebensdauer erreichen und 78 Mio.

Tonnen PV-Abfall werden bis zum Jahr 2050 anfallen, bzw. Masse an Modulen außer Betrieb genommen. First Solar, der auf die Masse

bezo-gen weltweit größte PV-Modul Recycler, gewinnt Glas, Metalle und Kunststoff aus Schrott der Her-stellungsprozesse sowie Abfall-CdTe-Module durch eine Kombination mechanischer und chemi-scher Prozesse. First Solar recycelt eine jährliche Menge von 25.000 Tonnen alter CdTe-Module.

Für Kadmium und Tellur wird eine Recyclingaus-beute von 95 % erreicht (rAViKuMAr et al. 2020).

Eine sichere Rücknahme und gute Recyclingver-fahren sind insbesondere für CdTe-Module not-wendig, da hier neben Rohstoffaspekten hinaus auch die hohe Toxizität der Halbleitermaterialien eine Rolle spielt.

Ein besonderes Interesse am Recycling von CIGS-Modulen besteht darin, die kritischen und wertvollen Metalle Gallium und Indium aus Alt-modulen zu extrahieren. Durch die hohe Kon-zentration beider Elemente von 600 ppm (Ga) und 90 ppm (In) besitzen CIGS-Altmodule damit eine höhere Konzentration als dies in Erzen vor-kommt. Die momentane Forschung zeigt bereits Rückgewinnungsraten von 90 % im Pilotmaßstab und setzt damit einen Startpunkt für weitere Ver-suche und Überlegungen, um Indium und Gallium besser als Sekundärrohstoff zurückzugewinnen.

Allerdings wird man auch hier mit der Problematik konfrontiert, dass große Mengen an Altmodulen erst in einigen Jahrzehnten zurücklaufen werden,

Allerdings wird man auch hier mit der Problematik konfrontiert, dass große Mengen an Altmodulen erst in einigen Jahrzehnten zurücklaufen werden,

Im Dokument Rohstoffe für (Seite 173-180)