Dies ist eine kurze Liste der am häufigsten gestellten Fragen, die wir erhalten.
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Der Erntefaktor oder die energetische Amortisationszeit ist die Zeit, die ein Modul benötigt, um die Menge an Energie zu produzieren, die aufgewendet wurde, um das Modul herzustellen. Derzeit beträgt der Erntefaktor von REC-Modulen etwa ein Jahr. Die Module erhalten eine 25-Jahres-Garantie, so dass die letzten 23 Jahre (oder mehr ...) einen Netto-Energiegewinn ergeben.
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Die Erzeugung elektrischen Stroms geschieht heute bei allen Solarmodulen im Wesentlichen auf die gleiche Weise. Die wichtigsten Unterschiede für den Kunden betreffen Preis, Aussehen, Lebensdauer und Wirkungsgrad. Im Allgemeinen sind Dünnschichtzellen billiger, aber weniger effektiv als kristalline Zellen. Zudem haben sie eine kürzere Lebensdauer. Welche Variante am kostengünstigsten ist, hängt auch von Zinshöhe und Strompreis sowie davon ab, ob ein Verfolgungssystem verwendet wird und wie viel Fläche für die Module zur Verfügung steht.
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Die Kosten für von einer PV-Anlage erzeugten Strom sind im Prinzip das Resultat aus Investitionskosten und Kosten für die Finanzierung, dividiert durch die gesamte Stromerzeugung während der Lebensdauer des Systems. Die Höhe der Investitionskosten hängt weitgehend von den Kosten des PV-Moduls ab, die wiederum von den Kosten für Solarsilizium abhängig sind. Die Kosten von PV-Modulen werden aufgrund des intensiven Wettbewerbs und technologischer Verbesserungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette ständig fallen. In den meisten Märkten werden die Kosten für Strom dagegen steigen. Wenn Solarzellen Strom zum gleichen Preis herstellen können wie Netzstrom (oder billiger), ohne Einbeziehung der Zuschüsse und der Einspeisetarife, ist der Markt bei Netzparität. Ab diesem Stadium kann davon ausgegangen werden, dass es billiger ist, eine Solaranlage zu kaufen als Strom aus dem Netz zu beziehen. Netzparität wird zuerst in Gebieten mit viel Sonne und hohen Strompreisen, wie etwa Italien und Kalifornien, erreicht werden.
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In entlegenen Gebieten mit geringer Dichte an potentiellen Kunden und weiten Entfernungen zu vorhandenen Netzen oder Kraftwerken sind Anlagen im "Inselbetrieb", also ohne Anschluss an das Stromnetz, oft die einzige praktikable und wirtschaftliche Lösung für die Stromversorgung. Es kann sich um Anlagen für ein einzelnes Haus oder auch Mikronetze handeln, die ein Dorf über eine oder mehrere angeschlossene PV-Anlagen versorgen. Diese Systeme müssen ausreichende Speicherkapazitäten (z. B. Akkumulatoren) aufweisen oder über eine ergänzende Energieerzeugungstechnik verfügen.
Die Vorteile von Anlagen mit Netzanschluss bestehen darin, dass sie ohne Akkumulator auskommen und dass man überschüssigen Strom verkaufen und während der Nachtzeit Strom aus dem Netz beziehen kann.
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Der größte Anteil der PV-Leistung wird in das Niederspannungsnetz eingespeist, nur ein kleiner Anteil gelangt in Mittelspannungsstromnetze. Diese dezentrale Struktur in Kombination mit der Tatsache, dass PV-Strom vor allem während der Spitzenbelastungszeiten des Netzes erzeugt wird, macht PV-Strom wirtschaftlich attraktiv. Deutsche Studien zeigen, dass PV- und Windenergie die Spitzenlastnachfrage decken kann und dass 30 GW als verteilte Kapazität eingespeist werden können, ohne Netzprobleme zu verursachen. 50 GW sind ebenfalls akzeptabel, und dann wird auch die Grundlast durch Photovoltaik- und Windkraftanlagen ersetzt. Dabei wird keine zusätzliche Netzkapazität benötigt. Die gesamte installierte PV-Leistung in Deutschland betrug 2008 5,3 GW.
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Kann eine normale Anlage auf dem Dach genug Strom für das Haus liefern?
Ja! Die jährliche Produktion ist von einer Reihe von Parametern abhängig, wie der Größe der PV-Anlage, ihrer Ausrichtung, der Dachneigung, der Strahlungsintensität (geografische Breite, örtliche Wetterbedingungen) und der Effizienz (Modultyp, Temperatur). Unter idealen Bedingungen kann eine Installation von Solarmodulen auf dem Dach den typischen Stromverbrauch für ein Wohnhaus decken.
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Wenn eine Zelle beschattet wird, produziert sie weniger Strom. Da die Zellen in Reihe geschaltet sind, wird die gesamte Energieerzeugung des Moduls auf das Niveau der schattigsten Zelle reduziert. Solarmodule sollten daher niemals so installiert werden, dass sie für einen Großteil des Tages beschattet werden (durch Schornsteine, Antennen usw.).
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WSR und das alte Siemens-Verfahren machen das Gleiche: Sie verwandeln Silangas (SiH4) in Solarsilizium (99,99999 % reines Si). Beim Siemens-Verfahren wird das Silangas in große Reaktoren mit heißen Stäben geschickt, wo das Silan in Silizium, das am Stab anhaftet, und Wasserstoffgas aufgespalten wird. Um zu verhindern, dass sich Silizium an den Wänden des Reaktors ablagert, müssen diese ständig gekühlt werden. Diese Kühlung bedeutet, dass große Energiemengen den Reaktor verlassen, ohne eine sinnvolle Arbeit zu leisten. Wenn die Stäbe eine bestimmte Größe erreichen, muss der Reaktor gestoppt, abgekühlt und geleert werden. Auch hier wird eine Menge Energie (und Zeit) verwendet, um den Reaktor für eine neue Charge betriebsbereit zu machen.
Im WSR fließt das Silangas zu einer „Wirbelschicht“ von Siliziumteilchen, wobei die Temperatur so hoch ist, dass das Silangas zerfällt und das Silizium auf den Teilchen haftet. Die Gesamtfläche aller Teilchen ist mehr als 1000-mal so groß wie die Oberfläche der Stäbe im Siemens- Reaktor, so dass die Ablagerung viel schneller erfolgt. Wenn die Teilchen genügend groß sind, fallen sie aus dem Reaktor. Auf diese Weise ist keine Betriebsunterbrechung des Reaktors erforderlich, er arbeitet schneller, und braucht keine Kühlung – alles Faktoren, die den Energieverbrauch verringern.
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Wir errichten in Singapur mehrere Produktionsstätten: eine Wafer-Fabrik, ein Werk zur Herstellung von Zellen und ein weiteres zur Herstellung von Modulen. In diesen Produktionsstätten gibt es jeweils eine Reihe von Verfahrensschritten. Was die Wafer betrifft, wird die vor kurzem in den beiden neuesten Wafer-Anlagen, die 2009 in Norwegen ihren Betrieb aufnehmen, eingeführte Technologie auch in Singapur eingeführt, mit nur geringfügigen Anpassungen. Bei der Herstellung der Zellen und Module gibt es einige größere Änderungen gegenüber bestehenden Anlagen in Norwegen und Schweden, wohingegen die meisten Verfahren vor allem durch kontinuierliche Verbesserungen verändert werden.
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Wir stellen Module erst seit 2003 her. Da es keine Art einer beschleunigten Prüfung gibt, die 30-40 Jahre tatsächliche Nutzung zuverlässig simulieren könnte, haben wir keine Möglichkeit, eine exakte Vorhersage zu treffen. REC verwendet Standard-Komponenten, die auch von unseren Konkurrenten eingesetzt werden, so dass die Unterschiede nicht signifikant sind. Wir können jedenfalls ins Treffen führe, dass kristalline Solarzellen im Vergleich zu Dünnschichtzellen in der Regel eine sehr lange Lebensdauer haben. Solar-Module, die vor über 30 Jahren hergestellt wurden, erzeugen im Allgemeinen bis heute mit nahezu gleich gebliebener Leistungsfähigkeit Strom.