Wolfgang Schröder - Photovoltaik & Batteriespeicher

Durch die absolute Emissionsfreiheit im Betrieb weist die Photovoltaik sehr niedrige externe Kosten auf, also die Kosten, die neben den reinen Stromgestehungskosten unter Berücksichtigung von Umwelteinflüssen und Aufwendungen für Umwelt-, Klima- und Gesundheitsschäden anfallen. Nach aktuellen Studien des Fraunhofer ISE (Stand März 2021) ergeben sich die in der Tabelle links oben aufgeführten Kosten ausgewählter Energieerzeuger.

Der PV-Betrieb gilt als CO 2-emissionsfrei. Dennoch lassen sich Photovoltaikanlagen derzeit nicht CO 2-frei herstellen, transportieren und montieren. Die rechnerischen CO 2-Emissionen von Photovoltaikanlagen betragen nach einer Studie aus dem Jahr 2015 (Francesco Asdrubali et al.) etwa 29 g/kWh. Verursacht werden diese Emissionen durch Verbrennung fossiler Energien insbesondere während der Fertigung von Solaranlagen.

Zum Vergleich:

Bei Kohlekraftwerken liegt die Emission zwischen 750–1 200 g/kWh,

bei Gaskraftwerken zwischen 400–550 g/kWh,

bei Windenergie und Wasserkraft zwischen 10–40 g/kWh,

bei der Kernenergie zwischen 10–30 g/kWh (ohne Endlagerung) und

bei Solarthermie in Afrika zwischen 10–14 g/kWh.

Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien im Zuge des weltweiten Ziels zu nachhaltigen Energieformen wird sich die Treibhausgasbilanz bei der PV-Herstellung sicher automatisch weiter verbessern.

Die energetische Amortisationszeit von Photovoltaikanlagen ist der Zeitraum, in dem die Photovoltaikanlage die gleiche Energiemenge geliefert hat, die während ihres gesamten Lebenszyklus benötigt wird; für Herstellung, Transport, Errichtung, Betrieb, Rückbau und Recycling. Um den für die Produktion notwendigen Energieverbrauch ins Verhältnis zur Energiegewinnung zu bringen, haben Forscher den sogenannten Energy Stored On Invested (ESOI) Wert entwickelt. Er wird auch als Erntefaktor bezeichnet, der das Verhältnis der genutzten zur investierten Energie beschreibt.

Dieser betrug bei PV-Anlagen 2011 zwischen 0,75 und 3,5 Jahren, je nach Standort und verwendeter Photovoltaiktechnologie. Bei CdTe-Modulen lagen die Werte mit 0,75 bis 2,1 Jahren am günstigsten, während Module aus amorphem Silizium mit 1,8 bis 3,5 Jahren über dem Durchschnitt lagen. Mono- und multikristalline Systeme benötigen etwa 1,5 bis 2,7 Jahre. Als Lebensdauer wurden in der Studie 30 Jahre für Module auf Basis kristalliner Siliziumzellen und 20 bis 25 Jahre für Dünnschichtmodule angenommen, für die Lebensdauer der Wechselrichter 15 Jahre.

Bei einem PV-Einsatz in Deutschland wurde die Energie, die im Jahr 2011 zur Herstellung einer Photovoltaikanlage benötigt wurde, durch Solarzellen in etwa zwei Jahren wieder gewonnen. Der Erntefaktor liegt unter für Deutschland typischen Einstrahlungsbedingungen bei mindestens 10, eine weitere Verbesserung ist nach einem Bericht in der Fachzeitschrift BWK (2007) wahrscheinlich.

Umweltbilanzen spiegeln sich auch im Flächenverbrauch wider. In der Regel ist hier der Bodenflächenverbrauch gemeint. PV-Anlagen werden überwiegend auf bestehenden Dachflächen errichtet, was letztendlich zu keinem zusätzlichen Flächenbedarf führt. Freilandanlagen in Form von Solarparks nehmen demgegenüber zusätzliche Flächen in Anspruch, wobei häufig bereits vorbelastete Areale wie zum Beispiel Konversionsflächen (aus ehemaliger militärischer, gewerblicher, verkehrlicher oder wohnlicher Nutzung), Flächen entlang von Autobahnen und Bahnlinien (im 200-Meter-Streifen), auf als Gewerbe- oder Industriegebiet ausgewiesenen oder versiegelten Flächen (ehemalige Deponien, Parkplätze …) verwendet werden.

Werden Photovoltaikanlagen auf landwirtschaftlicher Fläche errichtet, was in Deutschland derzeit nicht oder nur begrenzt entlang öffentlicher Verkehrswege gefördert wird, kann es zu einer Nutzungskonkurrenz kommen. Hierbei muss berücksichtigt werden, dass Solarparks im Vergleich zur Bioenergieerzeugung auf gleicher Fläche einen um ein Vielfaches höheren Energieertrag aufweisen. So liefern Solarparks pro Flächeneinheit etwa 25- bis 65-mal so viel Strom wie Energiepflanzen. Zudem ergeben sich bei PV-Freifeldanlagen weitere ökologische Aspekte: Die Flächen werden innerhalb der elektrischen Anlage (eingezäunte Freilandanlage) weitgehend begrünt, teilweise auch unter Genehmigungsauflagen am Rand bepflanzt und mit Kleinbiotopen versehen. Eine Bodenversiegelung, wie sie in typischer Weise von Bauwerken verursacht wird, erfolgt hier bis auf die erforderliche(n) Trafostation(en) oder das Gestellstützensystem nicht. Daher können sie gegenüber einer ansonsten konventionellen und in üblicher Weise industriell bewirtschafteten landwirtschaftlichen Fläche auf jeden Fall als ökologisch wertvolle Flächen bezeichnet werden.

Ein Solarmodul besteht überwiegend aus Aluminium, Glas und Kunststoffen sowie den Solarzellen aus Silizium. Die Stoffe beim Recycling der Module unterteilen sich in Schadstoffe, Rohstoffe und begrenzte Rohstoffe. Die geringsten Mengen an Schadstoffen sind in der amorphen Technologie (a-Si) zu finden, leider werden aber auch hier, wie in allen Dünnschichttechnologien, noch bleihaltige Lötverbindungen verwendet. Die CIGS-Technologie (Cuprum-Indium-Gallium-Selen) enthält geringe Mengen Kadmium aufgrund einer Kadmiumsulfidschicht. Blei ist vor allem in den kristallinen Modulen (c-Si) wegen der bleihaltigen Lötverbindungen der Solarzellen im Modul zu finden. Das Schwermetall Kadmium ist in den CdTe-Modulen vorhanden, allerdings chemisch gebunden mit dem Element Tellur.

Beschädigte Photovoltaikmodule nach Hagelschlag

Als begrenzter Rohstoff finden sich in der a-Si-Technologie Germanium und in CIGS-Modulen Indium, Gallium und Selen.

Der größte Gewichtsanteil bei den Modulen rührt vom Rohstoff Glas, der in allen Technologien zu finden ist, je nach Größe der Module in einer Menge von etwa 11 kg/m 2. Aluminium als Rahmenmaterial kommt in Mengen von etwa 1 kg/m 2vor. Silber als kostenintensivster Rohstoff in der c-Si-Technologie findet vor allem Verwendung in den Metallisierungspasten auf der Vorderseite der Solarzellen, mit einem Gewichtsanteil von 20 g/m 2. Kupfer als Rohstoff findet sich vor allem in der Verkabelung sämtlicher Modultechnologien, bei den CIGS-Modulen ebenfalls in der aktiven Halbleiterschicht.

All diese Materialien können nach gegenwärtigem Stand der Technik recht einfach recycelt werden. Daher liegt die Recyclingquote bei Solarmodulen heute bei mehr als 80 Prozent. Moderne Anlagen zur Wiederverwertung von PV-Modulen sollen sogar auf Raten von mehr als 90 Prozent kommen.

Das im Juli 2007 gegründete PV-Cycle-System ist ein Zusammenschluss mehrerer Unternehmen der Photovoltaikindustrie mit dem Ziel, ein freiwilliges Rücknahme- und Recyclingprogramm für Altmodule aufzubauen. Die Mitglieder des PV Cycle sind Produzenten, Importeure, Forschungsinstitute und Großhändler.